{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.22/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.22.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-04-17T00:08:32.096+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R003210","registerEntryDetails":{"registerEntryId":52709,"legislation":"GL2024","version":13,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R003210/52709","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d6/04/501751/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R003210-2025-03-31_16-33-50.pdf","validFromDate":"2025-03-31T16:33:50.000+02:00","validUntilDate":"2025-06-30T19:53:21.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2024-06-28T18:36:56.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-09-30T22:52:09.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2022-03-09T13:16:39.000+01:00","lastUpdateDate":"2025-03-31T16:33:50.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":52709,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R003210/52709","version":13,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-03-31T16:33:50.000+02:00","validUntilDate":"2025-06-30T19:53:21.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":52694,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R003210/52694","version":12,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-03-31T16:26:13.000+02:00","validUntilDate":"2025-03-31T16:33:50.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":44946,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R003210/44946","version":11,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-12-30T18:06:07.000+01:00","validUntilDate":"2025-03-31T16:26:13.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":44943,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R003210/44943","version":10,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-09-30T22:52:09.000+02:00","validUntilDate":"2024-12-30T18:06:07.000+01:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"EFET Deutschland - Verband Deutscher Energiehändler","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_EV","de":"Eingetragener Verein (e. 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(auch unter dem Logo Energy Traders Deutschland bekannt) wurde 2001 als Schwesterorganisation von Energy Traders Europe (European Federation of Energy Traders) gegründet, um die Interessen der auf dem deutschen Markt tätigen Energiehandelsunternehmen gegenüber Politik, Verbänden und Öffentlichkeit zu vertreten. Beide Organisationen sind unabhängig voneinander aufgestellt, arbeiten jedoch eng zusammen. \r\n\r\nDie Förderung des nationalen und internationalen Energiehandels in offenen, transparenten und liquiden Großhandelsmärkten, unbeeinträchtigt von Staatsgrenzen oder anderen Barrieren sind erklärtes Hauptziel und Zweck des Verbandes. \r\n\r\nEFET‘s Arbeit umfasst u.a. die Entwicklung und Pflege von Standardverträgen für Großhandelslieferungen sowie die Standardisierung von damit einhergehenden Transaktionen und Geschäftsprozessen und zielt auf die Schaffung effizienter europäischer Strom- und Gasmärkte sowie damit verbundener Märkte ab, die so für Wirtschaft, Gesellschaft sowie Endverbraucher Vorteile bieten. In der konsequenten Umsetzung der Ziele entstehen verlässliche Kurz- und Langfristmärkte, die alles mitbringen, um die Transformation hin zu einer klimaneutralen Energieerzeugung zu erleichtern und eine nachhaltige und sichere Energieversorgung zu gewährleisten.\r\n\r\nKonkret bedeutet das die Erstellung von Analysen und Empfehlungen zur Beseitigung bestehender Hindernisse für den deutschen und europäischen Energiehandel; die Erstellung und Abgabe von Stellungnahmen und Positionspapieren; die Erstellung/Beauftragung und Veröffentlichung von Gutachten und Studien, Anschreiben, Mailings; die Durchführung von Veranstaltungen wie etwa Workshops, Fachkonferenzen oder parlamentarische Abende; die Erstellung von Publikationen oder Broschüren zu Fachthemen (z.B. 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Gutachter des BMWK hatten in den Sitzungen der Plattform verschiedene mögliche Varianten für zweiseitige Contracts-for-Differences (CfDs) vorgestellt. Diese Instrumente können das Funktionieren des Großhandelsmarktes stark beeinflussen. Daher ist eine Einführung aus Handelssicht sorgfältig abzuwägen. Bei einer Reform der Instrumente zur Finanzierung des EE-Ausbaus ist daher eine Variante zu wählen, bei der die negativen Effekte auf den langfristigen Stromhandelsmarkt minimiert werden und die das kurzfristige Dispatch-Preissignal nicht verfälscht. 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Bei der praktischen Ausgestaltung des Instruments sind aus Sicht von EFET Deutschland einige Punkte zu beachten, um die positiven Effekte des Instruments zu stärken und mögliche negative Nebeneffekte oder gar Mehrkosten auszuschließen. Nutzen statt Abregeln sollte marktbasiert und technologieneutral ausgestaltet und Zusätzlichkeit in der Übergangsphase pragmatisch definiert werden. Zudem sollten keine Herkunftsnachweise für den nach § 13k genutzten Strom auszustellt werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010160","title":"Studie zur MiFID III Commodities Review (Europäische Finanzmarktregulierung in den Energiemärkten)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Art. 90 (5) MiFID II verlangt von der Europäischen Kommission in Absprache mit ESMA, EBA und ACER eine umfassende Bewertung der Märkte für Rohstoffderivate, Emissionszertifikate und Derivate. Energy Traders Europe hat beschlossen, einen eigenen Bericht in Auftrag zu geben, um zum allgemeinen Diskussions- und Entscheidungsprozess beizutragen. Nach einer gründlichen Überprüfung des bestehenden Regulierungsrahmens, unter Berücksichtigung der während der Energiekrise gemachten Beobachtungen und der quantitativen Analyse enthält die Studie sieben politischen Empfehlungen, die EFET Deutschland unterstützt. U.a. sollte der Anwendungsbereich der Nebentätigkeitsausnahme erhalten bleiben, um negative Auswirkungen auf die Energiemärkte zu vermeiden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable 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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010569","title":"Stellungnahme zum Referentenentwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes, Gasspeicherumlage, § 35e EnWG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes","customDate":"2024-06-17","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"Die Ergänzung des § 35e des Energiewirtschaftsgesetzes sieht vor, die Erhebung der Umlage an den Grenzkoppelpunkten und virtuellen Grenzkoppelpunkten zum 01.01.2025 zu beenden. EFET Deutschland begrüßt diese Änderung ausdrücklich – hierdurch wird der europäische Binnenmarkt gestärkt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012562","title":"Stellungnahme zum BMWK-Referentenentwurf eines Gesetzes zur Anpassung des Treibhausgas- und zur Änderung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Anpassung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes an die Änderung der Richtlinie 2003/87/EG (TEHG-Europarechtsanpassungsgestz 2024)","printingNumber":"20/13585","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/135/2013585.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-anpassung-des-treibhausgas-emissionshandelsgesetzes-an-die-%C3%A4nderung-der/316398","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Anpassung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes an die Änderung der Richtlinie 2003/87/EG (TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024) (20. WP)","publicationDate":"2024-07-30","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20240730-entwurf-anpassung-treibhausgas-emissionshandelsgesetz.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20240730-entwurf-anpassung-treibhausgas-emissionshandelsgesetz.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"EFET Deutschland begrüßt die ab 2027 vorgesehene Einführung einer freien Handelsphase von Emissionszertifikaten.Der Handel ermöglicht grundsätzlich eine effiziente Preisfindung im Markt.Die Einführung eines Zertifikatehandels mit Preiskorridor für das Jahr 2026 im BEHG behindert dagegen eine optimale, wettbewerbliche Preisfindung. Zudem ist das für 2026 vorgesehene System nicht aufwärtskompatibel zum ETS II. Wesentliche Anpassungsvorschläge sind u.a.:\r\n- Zeitnahe Klarheit über die konkreten Fristen und einzureichenden Nachweise sowie für die per Rechtsverordnung zu erwartenden Regelungen\r\n- Klarheit über die Brennstoffe und Tätigkeiten, welche weiterhin dem BEHG unterliegen und welche nicht\r\n- Zeitnahe Bekanntgabe der anzuwendenden Brennstoffemissionsfaktoren nach TEHG gültig ab 1.1.2027","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen","shortTitle":"TEHG 2011","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tehg_2011"},{"title":"Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen","shortTitle":"BEHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012563","title":"Stellungnahme zur Konsultation des BMWK-Papiers \"Strommarktdesign der Zukunft - Optionen für ein sicheres, bezahlbares und nachhaltiges Stromsystem\"","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Optionenpapier Strommarktdesign: Strommarktdesign der Zukunft - Optionen für ein sicheres, bezahlbares und nachhaltiges Stromsystem","customDate":"2024-08-01","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"EFET Deutschland beantwortet in diesem Konsultationsbeitrag Leitfragen zum \r\n- Investitionsrahmen für erneuerbare Energien\r\n- Investitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten\r\n- Lokale Signale\r\n- Flexibilität\r\nGrundsätzlich sollten nach Ansicht der Energiehändler im Strommarktdesign der Zukunft marktliche Elemente gestärkt und staatliche Eingriffe in den Markt auf das Nötigste beschränkt werden.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012564","title":"Stellungnahme zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts, EnWG-Novelle 2024","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung, EnWG-Novelle 2024","customDate":"2024-08-27","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"EFET Deutschland schlägt zu ausgewählten Aspekten des Referentenentwurfs Anpassungen vor, u.a.:\r\n- Umsetzung der novellierten EU-Binnenmarktrichtlinie zur Verbesserung des Strommarktdesigns in nationales Recht: Die Neuregelung zu Absicherungsstrategien sollte im Anwendungsbereich auf Stromlieferanten beschränkt sein und nicht über die unionsrechtliche Vorgabe hinausgehen. Versorger sollten zudem nur in begründeten Ausnahmefällen von der Bundesnetzagentur zur Vorlage und Anpassung ihrer Absicherungsstrategien aufgefordert werden dürfen.\r\n- Redispatch-Anpassungen: Bei der Weiterentwicklung sollte man das Zielmodell für einen effizient und reibungslos funktionierenden Redispatch-Prozess nicht aus den Augen verlieren.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014150","title":"Stellungnahme zur Konsultation vom 11.09.2024 für das Kraftwerkssicherheitsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Konsultationspapiere des BMWK zu 'Ausschreibungen für steuerbare Kapazitäten für einen Beitrag zur Versorgungssicherheit' und 'Neue Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke und Langzeitspeicher für Strom'","customDate":"2024-09-11","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"EFET D beantwortet in diesem Konsultationsbeitrag Leitfragen zur\r\n- Ausgestaltung der Ausschreibungen, technischen Mindestanforderungen und Preissetzungsregeln,\r\n- den geplanten Fördermechanismen und Einführung eines Clawback-Mechanismus sowie\r\n- die Einbindung der Ausschreibungen in einen zukünftigen Kapazitätsmarkt.\r\nGrundsätzlich sollten nach Ansicht der Energiehändler die Dimensionierung der Säulen 1 und 2 auf den jetzt dringend notwendigen Ausbau zu beschränkt und möglichst schnell mit einem technologieneutralen Kapazitätsmechanismus abgelöst werden. Bei der Umsetzung der Kraftwerksstrategie sollten marktliche Elemente leitend sein und effizientere Lösungen durch weniger technologische Vorgaben ermöglicht werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014151","title":"Stellungnahme zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts und EEG (ergänzte EnWG-EEG-Novelle 2024)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung (ergänzte EnWG-EEG-Novelle 2024)","customDate":"2024-10-23","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},"description":"EFET Deutschland schlägt zu ausgewählten Aspekten des Referentenentwurfs Anpassungen vor, u.a.:\r\n- Unklarheiten und Widersprüche in den Details der Übergangsregelung zur Abschaffung der Vergütung bei negativen Preisen könnten dem angestrebten Ziel zuwiderlaufen; zudem ist Unterscheidung zwischen Bestands- und Neuanlagen sowie die Berechnung des Monatsmarktwerts nach Einführung der Viertelstundenprodukte in der Day-Ahead-Auktion unklar;\r\n- Speicher sollten nicht länger in ihrer flexiblen Nutzung eingeschränkt werden;\r\n- neue Hedging-Verpflichtung sollte im Anwendungsbereich auf Stromlieferanten beschränkt sein und nicht über die unionsrechtliche Vorgabe hinausgehen.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014152","title":"Umsetzung der EU-Verordnung über Methanemissionen in Deutschland","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"EFET D stößt die Klärung von Umsetzungsfragen an: Die im August 2024 in Kraft getretene Methanemissionsverordnung (MER) ermöglicht die künftige Begrenzung von Erdgasimporten mit höheren Methanemissionen durch Geldbußen, die von den Mitgliedstaaten verhängt werden. Auch die Ausgestaltung und Inkraftsetzung der Sanktionsregeln obliegt den Mitgliedstaaten. Zugleich sind noch immer die Regeln unklar, wie Importeure die Einhaltung der Vorschriften nachweisen können. Dieser Mangel an Klarheit wirkt sich bereits jetzt auf die Bereitschaft von Unternehmen aus, Handelsgeschäfte für Erdgas abzuschließen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014153","title":"Abschluss der Gesetzgebung zur Abschaffung der Gasspeicherumlage an Grenzkopplungspunkten - Änderung § 35e EnWG","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes","printingNumber":"20/12784","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/127/2012784.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/drittes-gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes/314904","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Änderung des § 35e EnWG sieht vor, die Erhebung der Gasspeicherumlage an den Grenzübergangspunkten und virtuellen Grenzkoppelpunkten zum 01.01.2025 zu beenden. Nach dem Bruch der Regierungskoalition ist unklar, ob das Gesetzgebungsverfahren noch in dieser Legislaturperiode abgeschlossen werden kann. EFET Deutschland wendet sich daher an Mitglieder des Bundestags, um deutlich zu machen, wie wichtig der Abschluss dieser Gesetzesänderung für den Gashandel in Europa ist.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015537","title":"Weiterentwicklung marktbasierte Instrumente zur Befüllung von Gasspeichern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das deutsche Gasspeichergesetz hat seinen Zweck erfüllt und die darin enthaltenen Maßnahmen haben zur Erhöhung der Versorgungssicherheit in den vergangenen Wintern beigetragen. Die Kosten, die damit einhergingen, waren jedoch höher als notwendig. Immerhin für die Zukunft ließe sich daran etwas ändern: Die mit den Strategic Storage Based Options verbundenen Kosten könnten mit einigen Produktanpassungen verringert werden (Vorschläge von EFET Deutschland im Anhang). Die Energiehändler unterstützen eine Weiterentwicklung des Produktdesigns und bitten das BMWK, zeitnah eine Konsultation hierzu zu veranlassen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015538","title":"Keine Verlängerung der EU-Speicherverordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Europa ist heute besser als 2022 vorbereitet auf mögliche Unterbrechungen der Gasversorgung. Damals wurden Kriseninstrumente eingeführt, um die Gasversorgung sicherer zu machen. Dennoch plant die EU-Kommission die Gasspeicherverordnung um zwei Jahre zu verlängern. Während der Markt ein gewisses Maß an Versorgung gewährleisten würde, könnte sich die Erzwingung zusätzlicher Einspeisungen als teure Versicherung erweisen.\r\nNach unserer Ansicht kann die Versorgungssicherheit auf verschiedene Weise gewährleistet werden – zu sehr unterschiedlichen Kosten. Die Auferlegung von Speicherbefüllungsvorgaben kann dagegen andere, effizientere Möglichkeiten verdrängen. Die Energiehändler fordern daher, dass die Speicherfüllstandsverpflichtungen nicht über das Jahr 2025 hinaus verlängert werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015539","title":"Stromgebotszonen in den Koalitionsverhandlungen: Energy Traders Deutschland plädiert für Stabilität und Planbarkeit","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ein liquider und gut funktionierender Stromgroßhandelsmarkt in Europa ist ein großer Schatz. Von seinen Vorteilen profitieren Verbraucher, Industrie und Unternehmen, die in die Energiewende investieren. Dieser Wert sollte aus Sicht der Energiehändler bei der Betrachtung von Gebotszonen-Neugestaltungen unbedingt auch berücksichtigt werden ebenso wie der Vorteil regulatorischer Stabilität. Liquide Großhandelsmärkte ermöglichen es den Marktteilnehmern, Risiken besser zu kontrollieren und zu minimieren. Dadurch können Erzeugung und Nachfrage zu den geringsten Kosten für die Verbraucher (auch grenzüberschreitend) aufeinander abgestimmt werden. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":14,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0010158","regulatoryProjectTitle":"Positionspapier zur Debatte über zweiseitige Contracts-for-Differences","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ed/e1/325897/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280171.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":"2-seitige CfDs: Auswirkungen der Designoptionen umfassend prü-fen\r\n\r\nPosition von EFET Deutschland - Verband Deutscher Energiehändler e.V. zur Dis-kussion über die Sicherung der Finanzierung erneuerbarer Energien im zukünftigen Strommarktdesign\r\n\r\nBerlin, März 2024 \r\n\r\nZweiseitige Contracts-for-Differences (CfDs) können das Funktionieren des Großhan-delsmarktes stark beeinflussen. Daher ist eine Einführung aus Handelssicht sorgfältig abzuwägen. EFET Deutschland erkennt an, dass zur Erreichung politisch festgelegter Ausbauziele für erneuerbare Energien, Förder- bzw. Finanzierungsinstrumente eine wichtige Rolle spielen können, wenn die marktgetriebenen Investitionen nicht ausrei-chen. Allerdings muss bei der Ausgestaltung darauf geachtet werden, dass sich diese CfDs nicht negativ auf die Liquidität im Großhandelsmarkt auswirken, indem Anreize zur Preisabsicherung genommen werden. Bei einer Reform der Instrumente zur Fi-nanzierung des EE-Ausbaus ist daher eine Variante zu wählen, bei der die negativen Effekte auf den langfristigen Stromhandelsmarkt minimiert werden und die das kurz-fristige Dispatch-Preissignal nicht verfälscht. Worauf es im Detail ankommt, dazu macht der Händlerverband in diesem Papier Vorschläge.\r\n\r\nWelche Rolle spielen Terminmärkte heute bei der Verringerung des Preisrisikos für Verbraucher und Produzenten? \r\n\r\nDer Abschluss von Terminkontrakten für den Verkauf von Strom ist ein probates Mittel, um die Preistransparenz für Energieverbraucher und Energieerzeuger zu erhöhen. Dieser Prozess der Verringerung des Risikos gegenüber zukünftigen Preisschwankungen wird als \"Hedging\" bezeichnet. \r\n\r\n-\tDer Terminmarkt ist ein wesentlicher Mechanismus, um Haushalte, KMU und in-dustrielle Verbraucher vor Preisschwankungen im üblichen Absicherungsfenster von 1-3 Jahren zu schützen. Insbesondere die Energiepreiskrise hat aufgezeigt, wie wichtig der Terminmarkt in der Abflachung von Preisspitzen für Endkunden ist: weil sich Versorger im Regelfall auf dem Terminmarkt preislich abgesichert hatten, fielen die Preissprünge bei den Endkunden wesentlich moderater aus, als der Kurzfristmarkt suggeriert hätte. \r\n\r\n-\tDer Großhandel ermöglicht die Absicherung von Investitionen, auch in erneuer-bare und konventionelle Stromerzeugungsanlagen und andere Technologien, die wesentlich für die Energiewende sind, gegen diverse Risiken (Mengen-, Preis-, Gegenpartei- und Bilanzierungsrisiken).\r\n \r\n-\tJe liquider der Terminmarkt, umso besser und günstiger gelingt die Absicherung sowohl für Erzeuger als auch Verbraucher. Liquidität entsteht, wenn sich möglichst viele Stromanbieter und Nachfrager an diesem Markt beteiligen. Der deutsche Terminmarkt ist derzeit der liquideste Terminmarkt in Europa und spielt eine ent-scheidende Rolle bei den Absicherungs- und Risikomanagementstrategien einer Vielzahl von Marktteilnehmer (sowohl für den deutschen Strommarkt als auch für die Strommärkte anderer Mitgliedsstaaten).\r\n\r\n-\tEnergiemärkte werden stark von regulatorischen Rahmenbedingungen beeinflusst. Staatliche Maßnahmen bzw. die Ankündigung von staatlichen Maßnahmen können Auswirkungen auf den Terminmarkt haben. Umso wichtiger ist es, ein CfD-Modell mit den geringsten negativen Effekten auf den Langfristhandel zu wählen.\r\n\r\n\r\nWelche Auswirkungen hätte die Einführung von mehr 2-seitigen CfDs? \r\n\r\nDeutschland hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2030 mindestens 80 Prozent des Bruttostrom-verbrauchs aus erneuerbaren Energien zu erzeugen. In Dubai wurde auf der jüngsten COP28 beschlossen, u.a. den Ausbau der erneuerbaren Energien bis 2030 zu verdreifa-chen. Wir erkennen an, dass für die Erreichung solcher politisch festgelegter Ausbaupfade, Förder- bzw. Finanzierungsinstrumente eine wichtige Rolle spielen können, wenn die marktgetriebenen Investitionen nicht ausreichen, um das gewünschte Ausbauvolumen zu erreichen.\r\n\r\n2-seitige CfDs, abhängig von ihrer Ausgestaltung, können Erzeuger von Preisrisiken ab-schirmen, wodurch die Notwendigkeit, sich auf dem Großhandelsmarkt abzusichern, ver-ringert wird. 2-seitige CfDs können daher das Funktionieren des Großhandelsmarktes stark beeinflussen. Die mit einem 2-seitigen CfD einhergehende garantierte Vergütung für den Anlagenbetreiber und die Sozialisierung der Risiken verringern Anreize zur lang-fristigen Preisabsicherung über den Markt. Dadurch verringert sich die Liquidität im Ter-minmarkt, was wiederum die preisliche Absicherung für Stromerzeuger und -abnehmer und möglicherweise den marktlichen Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung erschwert.\r\n\r\nDie verringerte Liquidität im Terminmarkt bedeutet höhere Kosten für die Absiche-rung von Portfolien von Haushalten, KMU und Industriekunden. Es besteht das Risiko, dass durch die Einführung 2-seitiger CfDs die Grünstrombeschaffung außerhalb dieses Fördersystems verteuert wird, beispielsweise für Elektrolyseure oder industrielle Verbrau-cher. \r\n\r\nWelche Art von CfD-Design würde negative Auswirkungen auf die Verbraucher vermeiden? \r\n\r\nBei aller Anerkennung der Notwendigkeit, Investitionssicherheit zu gewährleisten, ist es von größter Bedeutung, die Abhängigkeit von öffentlichen Fördermaßnahmen nach Mög-lichkeit zu minimieren. Privaten Investitionen sollte Vorrang eingeräumt werden und die Politik sollte nur dann eingreifen, wenn sich die private Finanzierung als unzureichend er-weist. Schon heute können viele Wind- und Solarprojekte aufgrund ihrer kompetitiven Technologiekosten ohne staatliche Unterstützung und durch Investitionen von Stromer-zeugungsunternehmen realisiert werden. Insbesondere industrielle Stromverbraucher, Unternehmen oder Produzenten von grünem Wasserstoff haben spezifische Anforde-rungen an den erneuerbaren Strombezug, die sich über einen Power Purchase Agree-ment (PPA) gut abdecken lassen. \r\n\r\nVorrangig zur Einführung 2-seitiger CfDs sollten daher Schritte geprüft werden, um den PPA-getriebenen EE-Ausbau zu stärken. Dazu könnten bspw. Kreditgarantieren zur Ab-sicherung eines Zahlungsausfalls gehören. \r\n\r\nBei einer möglichen Einführung von 2-seitigen CfDs oder ähnlich wirkenden Instrumenten plädieren wir für einen umsichtigen und umfassenden Ansatz, bei dem eine ganzheitliche Betrachtung und eine langfristige Perspektive im Vordergrund stehen. 2-seitige CfDs dür-fen nicht isoliert betrachtet werden, sondern sollten unter Berücksichtigung der Wech-selwirkungen mit allen bestehenden Strommärkten (bspw. Terminmarkt, Day-Aheadmarkt, Intradaymarkt) geprüft und einer strengen Folgenabschätzung unterzogen werden. Übereilte Reformen stellen ein erhebliches Risiko für die Marktstabilität und die Fähigkeit Deutschlands dar, die Erneuerbaren- und Klimaziele zu erreichen.\r\n\r\nEnergy Traders Deutschland fordert im Einzelnen:\r\n\r\n-\tEs ist ein CfD-Modell mit den geringsten negativen Effekten auf den Langfrist-handel zu wählen.\r\n-\tAnreize zur Systemintegration des erzeugten EE-Stroms sind aufrechtzuerhalten. \r\n-\tCfDs müssen freiwillig bleiben und Unternehmen sollte erlaubt bleiben, langfristi-ge Handelsverträge (inkl. PPAs) abzuschließen.\r\n-\tCfDs sollten sparsam eingesetzt werden und neuen kohlenstoffarmen Kapazitäten vorbehalten sein, für die private Investitionen nicht ausreichen. \r\n-\tDie Referenzperiode der CfDs ist möglichst lang zu wählen, um eine unterjährige marktrationale Optimierung der Assets anzureizen.\r\n-\tWir lehnen CfD-Modelle ab, die die preisunabhängige Stromerzeugung anreizen oder die die physische Abnahme von Strommengen von einer zentralen, staatlich unterstützten Einrichtung implizieren. Stattdessen sind „Capability-based“, „Deemed“ und „Financial CfD” Modelle intensiv zu untersuchen, da sie zumindest das kurzfristige Dispatch-Preissignal nicht verfälschen.  \r\n\r\nMögliche Parameter, um negativen Auswirkungen 2-seitiger CfDs zu reduzieren\r\n\r\nVerschiedene Stellschrauben könnten dabei helfen, die unerwünschten Effekte zu reduzie-ren und sollten daher näher untersucht werden: \r\n\r\n-\tKombinationsmodelle von CfDs und PPAs, \r\n-\t„Cap and Floor“ Modelle, bei denen anstatt einem Strike-Preis ein Korridor festge-legt wird, innerhalb dessen der Projektentwickler weder eine Zahlung erhält noch eine leistet, \r\n-\t„Opt in“ oder „Opt out“ Möglichkeiten,\r\n-\tFlexible Vertragslaufzeiten für CfDs,\r\n-\t„Merchant Head“ Modell, in dem die Anlagen in einer gewissen Anzahl von Jahren frei vermarktet werden, bevor die CfD-Laufzeit beginnt, \r\n-\tAusgabe von Herkunftsnachweisen für Anlagen im 2-seitigen CfD, wobei sicherge-stellt werden muss, dass sich diese Herkunftsnachweise klar von ungeförderten Herkunftsnachweisen unterscheiden. \r\n\r\nIm Kontext der verschiedenen Designoptionen sollten explizit auch die Wirkungen bei der aggregierten Direktvermarktung geprüft werden.\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 Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Nutzen statt Abregeln marktbasiert & technologieneutral ausgestalten\r\n\r\nPosition von EFET Deutschland - Verband Deutscher Energiehändler e.V. zur Umsetzung von § 13k EnWG durch die Übertragungsnetzbetreiber\r\n\r\nBerlin, März 2024 \r\n\r\nEnergy Traders Deutschland begrüßt die Einführung von „Nutzen statt Abregeln“ ausdrücklich. Denn ist die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien Anlagen sel-tener engpassbedingt abzuregeln, indem aktiv Verbraucher hinzugeschaltet werden, dann reduziert das die Redispatch-Kosten bei den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB). Hierdurch wird der erzeugte erneuerbare Strom besser genutzt und zugleich wirkt sich der reduzierte Aufwand entlastend bei den ÜNB-Netzentgelten aus. Bei der prakti-schen Ausgestaltung des Instruments sind aus Sicht des Energiehändlerverbands ei-nige Punkte zu beachten, um die positiven Effekte des Instruments zu stärken und mögliche negative Nebeneffekte oder gar Mehrkosten auszuschließen: Bei der Um-setzung der Vorgaben aus § 13k EnWG ist eine technologieoffene Einführung sicher-zustellen und das Unbundling einzuhalten. „Nutzen-statt-Abregeln“ darf für Betreiber von EE-Anlagen keine Auswirkungen haben und eine Doppelvermarktung ist zu ver-meiden. Außerdem sollte bereits während der Übergangsphase in Betracht gezogen werden, die Vergütung per Auktion zu ermitteln.\r\n\r\nDas Instrument „Nutzen statt Abregeln“ wurde dem EnWG im Rahmen der jüngsten Novel-lierung hinzugefügt. Die Grundidee ist, dass anstatt erneuerbare Stromerzeugung abzure-geln, zusätzlicher Verbrauch im überspeisten Teilnetz angereizt wird. Damit sollen Redis-patchstunden und -kosten verringert und grüne Wertschöpfung ermöglicht werden. Diese Ziele unterstützen wir, sehen jedoch auch die Gefahr, dass bei falscher Implementierung eines solchen Instruments negative Nebeneffekte oder sogar Mehrkosten auftreten. Um dies zu vermeiden, sollten folgende Aspekte bei der Implementierung berücksichtigt wer-den. \r\n\r\nUnbundling aufrechterhalten \r\n\r\nEs ist wichtig, dass die organisatorische Trennung von Netzbetrieb durch die Übertra-gungsnetzbetreiber (ÜNB) auf der einen Seite und Handel von Strom durch Marktteilneh-mer auf der anderen Seite nicht aufgeweicht wird (Unbundling). ÜNBs sollen also den Strom nicht selbst handeln, sondern lediglich den physikalischen Effekt der Verbrauchser-höhung im überspeisten Teilnetz anreizen und überwachen. Die Beschaffung des Stroms und der bilanzielle Ausgleich ist durch die Marktteilnehmer selbst durchzuführen. Das ist effizient und vermeidet regulatorische Probleme, die damit einhergehen würden, wenn der ÜNB an dieser Stelle temporär eine Versorgerrolle annähme. \r\n\r\nEE-Anlagenbetreiber schützen\r\n\r\nBetreiber von Erzeugungsanlagen dürfen von Änderungen durch „Nutzen-statt-Abregeln“ nicht berührt werden, außer dass sich ihre Abregelungsstunden verringern. Einen Eingriff in die Vertragsbeziehungen dieser Stromerzeuger lehnen wir ab. Zudem ist im Fall der ungeförderten Erzeugung die Zuordnung des Herkunftsnachweises zum Nutzer des ab-geregelten Stroms im EnWG nicht vorgesehen und wäre nicht sachgerecht. \r\n\r\nDoppelvermarktung vermeiden\r\n\r\nDa die Vertragsverhältnisse der Stromerzeuger unberührt bleiben und zugleich eine Dop-pelvermarktung der Herkunftsnachweise zu vermeiden ist, können für die durch Zuschal-tung verbrauchten Mengen keine zusätzlichen Herkunftsnachweise ausgestellt werden. Allerdings berechtigt der Verbrauch der zugeschalteten Mengen gemäß Delegated Act der RED III und BImSchV zur Produktion von grünem Wasserstoff (unabhängig vom Her-kunftsnachweis). \r\n\r\nTechnologieoffenheit sicherstellen\r\n\r\nDenkbar wäre hier bspw. der Einsatz von Stromspeicheranlagen und Elektrolyseuren, aber das Instrument sollte nicht auf konkrete Technologien beschränkt sein. \r\n\r\nVergütung über Auktion ermitteln\r\n\r\n§ 13k EnWG schreibt vor, dass ÜNBs spätestens 2 Stunden vor der Day-Ahead Auktion, also um 10 Uhr des Tages vor der Lieferung, dem Markt die prognostizierte Überspeisung mitteilen und die Verbrauchserhöhung ausschreiben. Verbraucher sollten dann signalisie-ren, welches Volumen sie zuschalten möchten und welche Vergütung sie dafür benötigen. Der ÜNB sollte Gebote vor der Day-Ahead Auktion bezuschlagen. Der Erbringer hat dann die Möglichkeit, sich durch eine Beschaffung im Day-Ahead Markt bilanziell glattzustellen. Die Differenz zwischen der im Gebot kommunizierten Vergütung und dem DA-Preis sollte dann dem Erbringer vom ÜNB erstattet werden, sodass der Erbringer bei Abgabe des Gebots genau weiß, welche Vergütung in Summe damit einhergehen wird. \r\n\r\nDimensionierung auf Kostensenkung ausrichten\r\n\r\nÜNBs sollten beim „Nutzen statt Abregeln“ nur Gebote bezuschlagen, die gemäß ihrer Prognose kostenreduzierend wirken. Diese elastische Nachfrage bedeutet, dass eine Preisobergrenze nicht notwendig ist und ermöglicht es dem ÜNB, die Entlastungsregionen relativ groß zu definieren und bei der Bewertung jedes Gebots die netzentlastende Wir-kung zu berücksichtigen. Zuschaltungen anzureizen, deren notwendige Vergütung höher ist als die erwarteten Kosten der dem ÜNB verfügbaren Alternativen (Redispatch) wäre ineffizient und würde die Gesamtkosten erhöhen. In dieser Situation sollte die Zuschaltung nicht stattfinden und stattdessen Redispatch durchgeführt werden. \r\n\r\nÜbergangsregeln \r\n\r\nGemäß § 13k EnWG dürfen ÜNBs für die ersten zwei Jahre eine Übergangslösung einfüh-ren, die nicht zwangsläufig über Auktionen stattfinden muss. Wir kennen keinen besseren Preisfindungsmechanismus als Auktionen und sehen daher auch keinen Grund, nicht schon in der Übergangsphase Auktionen einzuführen. \r\n\r\nZusätzlichkeit pragmatisch definieren\r\n\r\nDie Definition und Überwachung von Zusätzlichkeit sind wichtig, um zu vermeiden, dass „Sowieso-Verbrauch“ von den 13k-Zahlungen profitiert, was zu Mehrkosten führen würde. Wir halten es in der Übergangsphase für angebracht, diese Vorgaben pragmatisch zu gestalten. Ein solches Vorgehen kann dazu beitragen, wertvolle Erfahrungen zu sammeln und das neue Marktsegment zu etablieren. Zur Definition von Zusätzlichkeit wären ver-schiedene Ansätze denkbar, beispielsweise die „investive Zusätzlichkeit“, nach der neu in die Engpassregion platzierte Anlagen als zusätzlich gelten. Ein anderer Ansatz wäre, sich an der Systematik der Regelenergieprodukte mit physischer Erfüllungsrestriktion im Gas-markt zu orientieren (§ 25 Anlage 4 der Kooperationsvereinbarung Gas). Diese sieht vor, dass der Fernleitungsnetzbetreiber ad-hoc vom Erbringer den Nachweis einfordern darf, dass eine erbrachte Zuschaltung tatsächlich zusätzlich war und es sich nicht um „Sowieso-Verbrauch“ handelt. Zu einem späteren Zeitpunkt sollte evaluiert werden, ob die Regeln im Kontext des 13k ihr Ziel erfüllen oder ob dabei „Sowieso-Verbrauch“ vergütet wird. Sollte letzteres der Fall sein, müssen die Regeln nachgeschärft werden.\r\n\r\n----\r\n\r\nNutzen statt Abregeln: \r\nZusätzlichkeit in der Übergangsphase pragmatisch definieren\r\n\r\nStellungnahme von EFET Deutschland - Verband Deutscher Energiehändler e.V. zum Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur zur Bestimmung der Kriterien be-züglich der Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs bei „Nutzen statt Abregeln 2.0“\r\n\r\nBerlin, 6. Mai 2024 \r\n\r\nEFET Deutschland begrüßt die Einführung von „Nutzen statt Abregeln“ ausdrücklich. Die Definition und Überwachung von Zusätzlichkeit sind wichtig, um zu vermeiden, dass „Sowieso-Verbrauch“ von 13k-Zahlungen profitiert, was zu Mehrkosten führen würde. Zugleich erscheint eine pragmatische Ausgestaltung in der Übergangsphase angebracht, um wertvolle Erfahrungen zu sammeln und das neue Marktsegment zu etablieren. Im Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur gibt es dennoch einige Punkte, die aus Sicht der Energiehändler angepasst werden sollten, um die positiven Effekte des Instruments zu stärken und Nachteile zu vermeiden. So sollte die Definiti-on der potenziellen Nutzer technologieoffen gefasst und die Netzeinspeisung von Stromspeichern nicht über die Dauer des Engpasses und der bezuschlagten Anlage hinaus begrenzt werden. EFET schlägt zudem alternative Formulierungen für die ope-rative Zusätzlichkeit und die Teilnahmepflicht aller Speicheranlagen bzw. Elektroly-seure in einer Entlastungsregion vor. Die Definition im Entwurf könnte Anbieter von der Teilnahme am Nutzen statt Abregeln abhalten. Nicht zuletzt sollten die in der Er-probungsphase angewendete Restriktionen evaluiert werden.\r\n\r\nEin wettbewerblicher Ansatz zur Optimierung des Netzausbaus und zur Erbringung von Systemdienstleistungen durch zuschaltbare Lasten im Rahmen von § 13k EnWG „Nutzen statt Abregeln“ ist grundsätzlich zu begrüßen. Richtig ausgestaltet kann eine solche Rege-lung Anreize zur Wahl eines netzdienlichen Standorts setzen, die einheitliche Strompreis-zone stärken und die Redispatch-Kosten senken. \r\n\r\nDer nun von der Bundesnetzagentur veröffentlichte Festlegungsentwurf zur Bestimmung der Kriterien bezüglich der Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs liefert einen wichtigen Bau-stein für die detaillierte Ausgestaltung der gesetzlichen Regelung. Inwieweit das jüngst veröffentlichte Umsetzungskonzept der ÜNBs zum Festlegungsentwurf passt, kann nicht abschließend beurteilt werden. In dieser Stellungnahme möchten wir die Aspekte dieses Festlegungsentwurfs kommentieren, die uns nicht sachgerecht erscheinen und jeweils Al-ternativvorschläge unterbreiten, die dringend bereits in der Erprobungsphase umgesetzt werden sollten.\r\n  \r\n1.\tDie drei im Festlegungsentwurf genannten Technologien erscheinen relevant, al-lerdings wäre eine technologieneutrale Definition des potenziellen Abnehmer-kreises zuschaltbarer Lasten effizienter. \r\n\r\n2.\tDie Beschränkung der Netzeinspeisung durch Stromspeicheranlagen während des Netzengpasses bei der Teilnahme am Verfahren nach § 13k EnWG ist ange-messen (Ziffer 3 Buchstabe a). So kann effektiv verhindert werden, dass eine Aus-speisung aus der Stromspeicheranlage eine netzengpassverstärkende Wirkung hat. Gleichzeitig ist darauf zu achten, dass die Ausspeisebeschränkung nur für die Dauer des tatsächlichen physischen Netzengpasses und nur für die bezu-schlagten Anlagen besteht, andernfalls wird die effiziente Nutzung von Stromspei-cheranlagen unnötigerweise eingeschränkt.\r\n \r\n3.\tDie Definition von operativer Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs anhand des Strombezugs im Monat vor einer Registrierung des Verfahrens nach § 13k würde nach dem Vorschlag explizit Stromspeicheranlagen dazu zwingen entweder am Strommarkt oder an § 13k teilzunehmen. Dieser Vorschlag hat zwei wesentliche Nachteile: erstens stehen Stromspeicheranlagen damit entweder dem § 13k- oder dem Großhandelsmarkt nicht mehr zur Verfügung, was volkswirtschaftlich ineffi-zient ist. Zweitens wird damit die Zusätzlichkeit nicht gewährleistet, weil, selbst wenn sich eine Stromspeicheranlage für eine Vermarktung im § 13k-System ent-schieden haben sollte, die Möglichkeit besteht, dass zum Zeitpunkt der Einspeiche-rung der Strombezug aufgrund der Preiskonstellation im Großhandelsmarkt so-wieso stattgefunden hätte. \r\n\r\nAlternativvorschlag: Der Einsatz der Stromspeicheranlage ist dann operativ zusätz-lich, wenn der Betreiber ohne § 13k EnWG keine Einspeicherung geplant hätte. \r\n\r\nDies hängt im Wesentlichen von erwarteten untertägigen intertemporalen Spreads ab. Sollten diese Spreads keine Ein- oder Ausspeicherung anreizen, könnte § 13k EnWG den notwendigen Spread herstellen und so eine (physische) Einspeicherung des Überschuss¬stroms wirtschaftlich anreizen. Die Optimierung der Stromspei-cheranlage würde dann lediglich auf das Verfahren nach § 13k EnWG erweitert, analog zu der bereits bestehenden Optimierung zwischen Primärregelleistung und Strommarkt. Betreiber von Stromspeicheranlagen müssten dann aber ex-post be-legen können, dass sie zum Zeitpunkt der Vergabe des Überschussstroms keine Einspeicherung geplant hatten. Der Nachweis hierfür müsste dann vom ÜNB ange-fordert werden dürfen. Eine ähnliche Systematik existiert bereits heute für Re-gelenergie¬produkte mit physikalischer Erfüllungsrestriktion im Gasmarkt. \r\n\r\n4.\tDie Teilnahmepflicht aller Stromspeicheranlagen eines Anbieters in einer Entlas-tungsregion (Ziffer 3 Buchstabe c) würde dazu führen, dass viele Speicheranlagen nicht an der Regelung „Nutzen statt Abregeln“ teilnehmen. Auch für Elektrolysean-lagen wäre eine äquivalente Verpflichtung nicht sachgerecht (Tenorziffer 4.b.).  Die Behörde will mit dieser Regelung verhindern, dass der Betreiber den in § 13k ver-pflichtenden physikalischen Effekt, den er mit einer Anlage in der Engpassregion erfüllen muss, lediglich durch eine Verschiebung des Stromverbrauchs von einer Anlage zur anderen erfüllt. Allerdings ist zu beachten, dass sowohl Speicher- als auch Elektrolyseanlagen unterschiedlichen technischen Restriktionen unterliegen und daher in manchen Situationen selbst innerhalb der gleichen Entlastungszone die Teilnahme für manche Anlagen sinnvoll und andere weniger sinnvoll wäre. Eine Teilnahmeverpflichtung aller Anlagen eines Betreibers in einer Entlastungsregion würde dazu führen, dass auch dessen kostengünstigste Erfüllungs-Optionen nur in Kombination mit kostenintensiveren Erfüllungs-Optionen mitbieten könnten. Dies erhöht die Kosten von Portfolio-Anbietern im Vergleich zu kleineren Anbietern, was als Diskriminierung gewertet werden könnte. Zudem erhöht es die Gesamtkosten, welche letzten Endes den Endkunden belasten werden.\r\n\r\nAlternativvorschlag: Die Erfüllung über die Verschiebung eines Sowieso-Verbrauchs innerhalb der Entlastungsregion sollte im Rahmen der Erbringungskri-terien explizit verboten werden. Der ÜNB sollte außerdem die Möglichkeit haben, vom Betreiber bei Verdacht einen Nachweis zu verlangen, dass dieses Kriterium er-füllt ist. \r\n\r\nSollte dennoch an diesem Kriterium festgehalten werden, müssten bestimmte Rah-menbedingungen und Situationen eindeutig legitimiert werden, um zu verhindern, dass sie nach Inkrafttreten der Festlegung als Verstoß gegen Ziffer 4.b. interpretiert werden. Dies umfasst bspw. technische Nicht-Verfügbarkeit oder die Vorhaltung von Regelleistung.\r\n\r\nWährend der angedachten zweijährigen Erprobungsphase sollten insbesondere die Rest-riktionen bzgl. der Dauer des temporären Erzeugungsverbots sowie der Ausspeisebe-schränkung von mindestens einem Monat vor der § 13k Maßnahme und den von den ÜNB angedachten „ausreichend groß bemessenen Pufferzeiten“ evaluiert werden.\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010160","regulatoryProjectTitle":"Studie zur MiFID III Commodities Review (Europäische Finanzmarktregulierung in den Energiemärkten)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b9/c6/325901/Stellungnahme-Gutachten-SG2406280173.pdf","pdfPageCount":261,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Das Gutachten liegt uns nur als PDF vor."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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 Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010569","regulatoryProjectTitle":"Stellungnahme zum Referentenentwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes, Gasspeicherumlage, § 35e EnWG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d2/45/327106/Stellungnahme-Gutachten-SG2406300007.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Erhebung der Gasspeicherumlage an Grenzkopplungspunkten \r\n\r\nStellungnahme von EFET Deutschland – Verband Deutscher Energiehändler e.V.  (EFET D) zur Verbändeanhörung zum Referentenentwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes vom 17. Juni 2024\r\n\r\nBerlin, 24. Juni 2024 - EFET Deutschland begrüßt den Gesetzentwurf des BMWK zur Ergänzung von § 35e EnWG. Diese Änderung wird ab dem 01.01.2025 die Erhebung der Umlage an den Grenzkoppelpunkten und virtuellen Grenzkoppelpunkten beenden. Dadurch wird der europäische Binnenmarkt gestärkt und Rechtssicherheit geschaffen.\r\n\r\nExit-Punkte der Netzbetreiber zu Gasspeicheranlagen sollten weiterhin von der Umlage befreit bleiben. Eine Belastung dieser Punkte würde die Gaslagerung verteuern. Diese Doppelbelastung wäre nicht sachgerecht, weil damit die gleichen Moleküle sowohl bei der Einspeicherung als auch und beim Verbrauch belastet würden. Außerdem würde durch die dann erwartbar niedrigere marktgetriebene Einspeicherung die Versorgungssicherheit verringert oder die Mehrkosten aufgrund einer dann notwendigen Einspeicherung durch den Marktgebietsverantwortlichen umlageerhöhend wirken. \r\n\r\nDaher möchten wir folgende Anpassung des neuen Satzes in § 35e EnWG vorschlagen: \r\n\r\n„Bei der Umlage der Kosten hat der Marktgebietsverantwortliche ab dem 1. Januar 2025 ausschließlich an Entnahmestellen mit registrierender Leistungsmessung sowie mit Standardlastprofilverfahren, nicht jedoch an Speicherpunkten, ausgespeiste Mengen der Bilanzkreisverantwortlichen einzubeziehen.“ \r\n\r\nEFET D möchte anregen, dieses Gesetzgebungsverfahren noch vor der Veröffentlichung der ab 01.01.2025 geltenden Umlage abzuschließen.\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012562","regulatoryProjectTitle":"Stellungnahme zum BMWK-Referentenentwurf eines Gesetzes zur Anpassung des Treibhausgas- und zur Änderung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1e/76/361025/Stellungnahme-Gutachten-SG2409300235.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":"Brennstoff- und Treibhausgas-Emissionshandel mit Blick auf das Zielsystem zusammenführen\r\n\r\nStellungnahme von EFET Deutschland - Verband Deutscher Energiehändler e. V. zum \r\nReferentenentwurf eines Gesetzes zur Anpassung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes an die Änderung der Richtlinie 2003/87/EG (TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024, RefE TEHG bzw. RefE BEHG)\r\n\r\nBerlin, 14.08.2024 – EFET Deutschland begrüßt die durch die ETS-RL und dem vorliegenden Referen-tenentwurf ab 2027 vorgesehene Einführung einer freien Handelsphase von Emissionszertifikaten. Der Handel ermöglicht grundsätzlich eine effiziente Preisfindung im Markt. Die Einführung eines Zertifi-katehandels mit Preiskorridor für das Jahr 2026 im BEHG behindert dagegen eine optimale, wettbe-werbliche Preisfindung. Zudem ist das für 2026 vorgesehene System nicht aufwärtskompatibel zum ETS II und weitere Unklarheiten in den Rahmenbedingungen sind einer effizienten Preisbildung abträg-lich. Es wäre durchaus eine Überlegung wert, sich mehr auf eine reibungslose nationale Umsetzung des ETS II zu konzentrieren und weniger Ressourcen in eine aufwändige Einführung einer kurzlebigen Übergangsphase zu investieren. \r\n\r\nWesentliche Anpassungsvorschläge\r\n1.\tZeitnah Klarheit schaffen über die konkreten Fristen und einzureichenden Nachwei-se für die Genehmigungen sowie für die per Rechtsverordnung zu erwartenden Re-gelungen, einschließlich der Möglichkeit eines vereinfachten Überwachungsplans\r\n2.\tKlarheit über die Brennstoffe und Tätigkeiten, welche weiterhin dem BEHG unterlie-gen und welche nicht mehr weder dem BEHG noch dem TEHG unterliegen werden\r\n3.\tZeitnahe Bekanntgabe der anzuwendenden Brennstoffemissionsfaktoren für die ab 1. Januar 2027 dem TEHG unterliegenden Brennstoffe und Tätigkeiten\r\n\r\nDetaillierte Anmerkungen\r\nIm Einzelnen nimmt EFET Deutschland zu folgenden, im Wesentlichen für den Brenn-stoffemissionshandel relevanten Punkten Stellung:\r\n\r\nEmissionsgenehmigung (§ 4 i.V.m. § 41 TEHG) und Überwachungsplan (§ 6 i.V.m. § 42 TEHG)\r\nDie gemäß Richtlinie 2003/87/EG (ETS-RL) und RefE TEHG genannte Frist zur Bekanntgabe der von der zuständigen Behörde festgesetzten Fristen für die Beantragung der Emissions-genehmigung und des Überwachungsplans (drei Monate vor Ablauf) ist bei üblicher Ge-setzgebungs- und -umsetzungsdauer kaum haltbar, wenn die Genehmigungen noch im Jahr 2024 für die Kalenderjahre 2025ff. erteilt werden sollen. \r\n\r\nEFET Deutschland fordert, dass bereits im Gesetzgebungsverfahren Klarheit über die kon-kreten Fristen und einzureichenden Nachweise für die Genehmigungen geschaffen wer-den. Gleiches gilt für die per Rechtsverordnung nach § 44 RefE TEHG zu erwartenden Rege-lungen, die auch die Möglichkeit eines vereinfachten Überwachungsplans aufnehmen soll-ten.\r\n\r\nDie Pflicht gemäß § 41 Absatz 1 Nummer 2 zur Angabe der Standorte, an denen die Tätigkei-ten durchgeführt als auch gemäß § 41 Absatz 1 Nummer 5 zur Beschreibung der vorgesehe-nen Endverwendung oder Endverwendungen der in Verkehr gebrachten Brennstoffe sollte nicht aufgenommen werden. Denn diese Informationen liegen den Verantwortlichen bzw. Verpflichteten üblicherweise nicht vor und müssten mit hohem Aufwand eingeholt werden.\r\n\r\nÜbergang BEHG-Verpflichtung zu TEHG-Verpflichtung\r\nEFET Deutschland fordert Klarheit über die Brennstoffe und Tätigkeiten, welche weiterhin dem BEHG unterliegen und welche nicht mehr dem BEHG aber auch nicht dem TEHG un-terliegen werden. Diese Klarheit sollte bereits im Gesetzgebungsverfahren geschaffen (statt allein auf die Verordnungsermächtigungen zu verweisen). Zudem sind die anzuwendenden Brennstoffemissionsfaktoren für die ab 01.01.2027 dem TEHG unterliegenden Brennstoffe und Tätigkeiten zeitnah bekannt zu geben.\r\n\r\nDie aufgrund der ETS-RL und dem RefE TEHG ab 2027 einzuführende freie Handelsphase von Emissionszertifikaten begrüßt EFET Deutschland grundsätzlich. Über den Handel kann effizient das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage gefunden werden. Dabei sollte der Handel mit den Emissionszertifikaten und dessen Derivaten zum Zwecke der Risi-koabsicherung (Hedging) des zugrundeliegenden physischen Brennstoffhandels weiterhin aufgrund der Nebentätigkeitsausnahme ohne BaFin-Lizenz möglich sein. Insoweit bedarf es bezüglich § 10 Absatz 4 einer Klarstellung, ob und wie diese Erlaubnis für ausschließliche Energiehändler vergeben wird.\r\n\r\nDie Einführung des Preiskorridors gemäß § 10 Absatz 2 BEHG sieht EFET Deutschland aus folgenden Gründen kritisch:\r\n- Ein Preiskorridor behindert die optimale, wettbewerbliche Preisfindung.\r\n- Der Handel mit nEHS-Zertifikaten gemäß BEHG für ein Jahr in 2026 ist nicht auf-wärtskompatibel zum ETS II und dadurch räumlich und zeitlich begrenzt.\r\n- Die zur Versteigerung zur Verfügung stehende Anzahl an Zertifikaten im nationalen Emissionshandel für 2026 ist unklar und behindert dadurch die optimale Preisfin-dung. Dies gilt insbesondere im Zusammenhang mit dem noch per Rechtsverord-nung gemäß § 10 Absatz 3 RefE BEHG zu regelndem Erwerb (Nachkauf) von Emissi-onszertifikaten im Folgejahr.\r\n\r\nIn Zusammenhang mit lit. b) wünscht sich EFET D eine Information, ob Deutschland bei der EU-Kommission im Dezember 2023 angefragt hat, den nationalen Emissionshandel gemäß BEHG weiterlaufen zu lassen und dadurch von Art. 30e Absatz 3 ETS-RL Gebrauch machen zu können.\r\n\r\nZeitplan der Gesetzesänderung\r\nAbschließend möchte EFET D anmerken, dass die Gesetzesänderung inklusive der noch notwendigen Detailklärungen in den Rechtsverordnungen zeitnah erfolgen sollte. Das ist wichtig, um die nötige Rechts- und Planungssicherheit bezüglich der konkreten ETS II Im-plementierung zu schaffen und Fehlentwicklungen bei der Umsetzung für Verwaltung und Wirtschaft zu vermeiden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012563","regulatoryProjectTitle":"Stellungnahme zur Konsultation des BMWK-Papiers \"Strommarktdesign der Zukunft - Optionen für ein sicheres, bezahlbares und nachhaltiges Stromsystem\"","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/60/07/361027/Stellungnahme-Gutachten-SG2409300236.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Strommarktdesign der Zukunft: Marktliche Elemente sollten gestärkt und staatliche Eingriffe in den Markt auf das Nötigste beschränkt werden \r\n\r\nStellungnahme von EFET Deutschland - Verband Deutscher Energiehändler e. V. zur Konsultation des BMWK-Papiers „Das Strommarktdesign der Zukunft – Optionen für ein sicheres, bezahlbares und nachhaltiges Stromsystem“ (Strommarktpapier) basierend auf der Diskussion in der PKNS\r\n\r\n \r\nBerlin, 6.09.2024 \r\n\r\nAntworten zu den einzelnen Leitfragen\r\nZu nicht aufgeführten Fragen wurde keine Antwort abgegeben.\r\n\r\nInvestitionsrahmen für erneuerbare Energien\r\nLeitfragen zu Kapitel 3.1\r\n\r\n1. Teilen Sie die Einschätzung der Chancen und Herausforderungen der genannten Optionen?\r\nEFET D: Ja.\r\n\r\nBegründung der Auswahl:\r\nGrundsätzlich sollten die sich im freien Markt befindlichen Elemente der Wertschöpfung so umfangreich wie möglich sein und nur dort in staatliche oder semi-staatliche Mechanismen übertragen werden, wo es dafür keine Alternative gibt. Erneuerbare Stromerzeugung sollte nur dann subventioniert werden, wenn die Ausbauziele durch einen PPA-getriebenen Ausbau nicht erreicht werden können.\r\n\r\nVorrangig zur Einführung von CfDs (Contracts for Difference) sollten Schritte geprüft werden, um den PPA-getriebenen EE-Ausbau voranzubringen, bspw. durch Kreditgarantien. Ein PPA-Markt darf nicht durch eine staatliche Förderung ausgebremst werden. Im Gegenteil, Mitgliedsstaaten sollen nach der Verordnung (EU) 2024/1747 des Europäischen Parlaments die richtigen Marktbedingungen für Strombezugsverträge schaffen und Hindernisse für die Nutzung solcher Verträge beseitigen. Die Mitgliedstaaten sollten gewährleisten, dass Förderregelungen kein Hindernis für die Entwicklung kommerzieller Verträge, z. B. von Strombezugsverträgen, darstellen. Mit keiner der vorgeschlagenen Option wird dies erreicht. Wichtig wäre, eine Option für die Integration von PPAs zu schaffen. \r\n\r\nIm Rahmen Konkretisierung des CfD-Regimes sollten weitere Stellschrauben geprüft werden, um die negativen Auswirkungen von CfDs zu adressieren. Diese Parameter umfassen die Auswahl einer längeren Referenzpreisperiode, Kombinationsmodelle von CfDs und PPAs, „Opt in“/ „Opt out“ Möglichkeiten, eine teilweise Vermarktung der Anlagenkapazität auch über PPAs, flexiblere Vertragslaufzeiten, „Merchant Head“-Modelle sowie die Ausgabe von Herkunftsnachweisen (HKNs) im CfD (wobei dabei sichergestellt werden muss, dass die HKNs von ungeförderten HKNs unterscheidbar bleiben).\r\n\r\nDie Beschreibungen und Bewertungen erscheinen nachvollziehbar, wobei wir uns bei der Beschreibung der Optionen 1 und 2 eine tiefgründigere Erörterung von Maßnahmen gewünscht hätten, um Dispatch-Verzerrungen zu vermeiden. Option 3 und Option 4, insbesondere die Funktionsweise des Rückzahlungsmechanismus lassen sich auf Basis der vorliegenden Beschreibung nicht vollständig abschätzen, da wesentliche Details für eine Bewertung fehlen.\r\n\r\n2. Wie bewerten Sie die Auswirkungen der verschiedenen Optionen und Ausgestaltungsvarianten auf effizienten Anlageneinsatz und systemdienliche Anlagenauslegung? Beachten Sie dabei auch folgende Teilaspekte:\r\n-\tWie relevant sind aus Ihrer Sicht Erlösunsicherheiten bei Gebotsabgabe durch Prognoseunsicherheit von Stunden mit Null- oder Negativpreisen je Option?\r\n-\tWie schätzen Sie die Relevanz der Intraday-Verzerrungen durch produktionsabhängige Instrumente ein?\r\n-\tWelche Auswirkungen hätte eine Umsetzung der oben genannten Optionen auf die Terminvermarktung von Strom durch EE-Anlagen? Unterscheiden sich die Auswirkungen zwischen den Optionen? Erwarten Sie Auswirkungen auf die Terminvermarktung von Strom durch die Beibehaltung und Breite eines etwaigen Marktwertkorridors?\r\n\r\nEFET D:\r\nAlle Optionen zielen darauf ab, Preisrisken staatlich abzusichern und schwächen somit den Langfristhandel. Der Langfristhandel spielt aber eine wichtige Rolle für Stromerzeuger und -verbraucher.  Bei der Gestaltung von CfD-Modellen sollte also darauf geachtet werden, negative Effekte auf den Langfristhandel zu minimieren. In dieser Hinsicht hat Option 1 (CfD mit Korridor) Vorteile, weil zumindest innerhalb des Korridors ein Preisrisiko fortbesteht, gegen das eine marktliche Absicherung denkbar wäre. Die Verfügbarkeit von Anlagen für erneuerbare Energien auf dem Terminmarkt ist wichtig für Verbraucher, die nach zuverlässigen Möglichkeiten suchen, ihr Energiepreisrisiko zu steuern.\r\n\r\nWenn, wie z.B. im Offshore Bereich, eine Vermarktung als PPA möglich ist, sollte (mindestens) für die Erzeugung im Marktwertkorridor auch Herkunftsnachweise ausgestellt werden, damit Verbraucher durch das Power Purchase Agreement Zugang zu Grünstrom haben. Es gilt: Je breiter der Marktwertkorridor, desto höher der Anreiz für eine Absicherung auf dem Terminmarkt. Dieses Modell sollte aufgrund seiner Vorteile weiterhin geprüft werden.\r\n\r\nEinerseits verringert die Übernahme des Preisrisikos seitens des Staats durch eine fixe Zahlung den Anreiz, sich auf dem Terminmarkt gegen Preisschwankungen abzusichern. Gleichzeitig wird durch die Erlösabschöpfung ein starker Anreiz gesetzt, den Strom zur gleichen Preisreferenz zu vermarkten, die für die Berechnung der Rückzahlung angesetzt wird. Werden die Erlöse für die Referenzanlage in Option 3 und 4 beispielsweise mit dem Day-Ahead-Preis berechnet, entsteht für Anlagenbetreiber ein starker Anreiz, ihre gesamte Stromerzeugung am Day-Ahead-Markt zu vermarkten, um das Basisrisiko einer Diskrepanz zwischen den Erlösen der Referenzanlage und der eigenen Anlage bestmöglich zu minimieren.\r\n\r\nBei der Ausgestaltung von CfDs sollte darauf geachtet werden, dass Verzerrungen des Dispatch-Verhaltens vermieden werden. Die Herleitung der im Zusammenhang mit den Optionen 1 und 2 beschriebenen Intraday-Verzerrungen ist nachvollziehbar, das Ausmaß und damit die Relevanz zu diesem Zeitpunkt jedoch schwer abschätzbar.  \r\nGestaltungsparameter, mit denen Verzerrungen der Optionen 1, 2 und 3 auf den langfristigen Handel etwas abgeschwächt werden können, wären z.B. der o.g. Korridor, eine Referenzpreisperiode länger als den Day-Ahead-Preis zu wählen oder eine Begrenzung der Förderdauer (zeitlich oder nach Menge) vorzunehmen.\r\n\r\nEs sollte über die Förderung kein Anreiz entstehen, bei negativen Preisen Strom zu erzeugen. Der Anreiz zum marktorientierten Verhalten sollte auch für Kleinanlagen gelten und nicht durch Ausnahmetatbestände ausgehebelt werden.\r\n\r\nWerden CfDs eingeführt, ohne dass Maßnahmen ergriffen werden, um den PPA-Markt zu stärken, wird die Aktivität und Liquidität am Terminmarkt reduziert. Grünstromprodukte für die Industrie könnten damit künftig immer weniger wettbewerblich angeboten werden.\r\n\r\n5. Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\n\r\nEFET D:\r\nWir gehen davon aus, dass nur neue Anlagen, die ab 2027 eine Förderung beantragen, von dieser Änderung betroffen sind, und dass Anlagen mit bestehenden Förderverträgen nicht betroffen sein werden. Wir bitten um eine Klarstellung zu diesem Punkt.\r\n\r\nInvestitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten\r\nLeitfragen zu Kapitel 3.2\r\n\r\n1. Wie schätzen Sie die Notwendigkeit der Anpassungs- und Anschlussfähigkeit des Kapazitätsmechanismus für künftige Entwicklungen ein?\r\n\r\nEFET D:\r\nDie Einführung eines Kapazitätsmechanismus ist immer ein erheblicher Eingriff in den Großhandelsmarkt, der sich auf die Rentabilität der vorhandenen flexiblen Anlagen auswirkt und zudem Kosten verursacht. Ein Kapazitätsmechanismus muss deshalb notwendigerweise anpassungs- und anschlussfähig und offen für künftige Entwicklungen sein. Zudem sollte ein Kapazitätsmechanismus immer auch bestehenden Anlagen offenstehen. Ob ein Kapazitätsmechanismus erforderlich ist, sollte auf Basis einer Angemessenheitsprüfung entschieden werden, die auch den Beitrag der Nachbarländer auf das deutsche Stromsystem berücksichtigt.\r\n\r\n2. Wie bewerten Sie im ZKM die Herausforderung, den Beitrag neuer Technologien und insbesondere flexibler Lasten angemessen zu berücksichtigen, sowie das Risiko einer Überdimensionierung?\r\n\r\nEFET D:\r\nNeue Technologien und flexible Lasten müssen in einem Kapazitätsmechanismus berücksichtigt und Überdimensionierung durch eine staatliche Stelle muss vermieden werden. \r\n\r\nEine zentrale Stelle könnte zu hohe Kapazitäten festlegen und ausschreiben. Eine Überdimensionierung führt zu höheren Kosten des Kapazitätsmechanismus und zu Ineffizienzen auf dem Strommarkt, da entstehende Überkapazitäten den Preisbildungsmechanismus beeinflussen und daher das Geschäftsumfeld für alle anderen Erzeuger und Flexibilitäten verschlechtern.\r\n\r\nEs ist wichtig, den Beitrag neuer Technologien und flexibler Lasten zur Versorgungssicherheit angemessen berücksichtigen zu können, was eine Anpassungsfähigkeit des Mechanismus hinsichtlich der teilnehmenden Technologien und technischen Kriterien (beispielsweise De-Rating-Faktoren) erfordert. Die Einbeziehung von neuen Technologien und Lastflexibilitäten ist herausfordernd und daher ist eine enge Zusammenarbeit und Konsultation mit den Marktteilnehmern wichtig. In Großbritannien wurde beispielsweise eine Expertengruppe gegründet, die Stellung zur vorgeschlagenen Methodik der Übertragungsnetzbetreiber beziehen konnte.\r\n\r\n3. Wie signifikant sind aus Ihrer Sicht die Effekte für Speicher und flexible Lasten durch die europarechtlich geforderten Rückzahlungen, die insbesondere im ZKM zum Tragen kommen?\r\n\r\nEFET D:\r\nGrundsätzlich sehen wir den Claw-back Mechanismus kritisch, denn die korrekte Umsetzung (mit adäquater Berücksichtigung von Termingeschäften) ist unmöglich und administrativ sehr aufwändig. Ohne Claw-back Mechanismus würden die erwartbaren Erlöse in das Gebot eingepreist, das dadurch niedriger ausfällt. Es finden im Durchschnitt also keine Übererlöse statt. Zudem werden Gewinne von Anlagenbetreibern bereits heute besteuert – durch die Unternehmensbesteuerung. Die EU-Beihilfeleitlinien geben vor, das Überförderungen zu vermeiden sind und dazu ein Rückzahlungsmechanismus angewendet werden kann – aber nicht muss. Deutschland sollte nicht über die EU-rechtlichen Anforderungen hinaus gehen und sich für deren Veränderung einsetzen. Unabhängig davon sollte das zukünftige Strommarktdesign auch unter dem Aspekt einer Minimierung des Risikos der Notwendigkeit von Claw-Back-Mechanismen ausgelegt werden.\r\n\r\nAufgrund dieser Herausforderungen würden wir eine gründliche juristische Prüfung begrüßen, ob die zum Beispiel in der Beihilferichtlinie genannten „Beschränkungen der Rentabilität und/oder Rückforderung im Zusammenhang mit möglichen positiven Szenarien“ im Falle eines ZKM zur Gewährung der Angemessenheit notwendig sind.\r\n\r\nStromspeicheranlagen profitieren insbesondere von der Differenz zwischen Ein- und Ausspeisepreis, sodass ein Claw-Back auf Basis des Großhandelspreises für diese Technologien keinen Sinn ergibt.\r\n\r\nSollte eine Einführung eines Rückzahlungsmechanismus als notwendig erachtet werden, sollten unter anderem mindestens folgende Ausgestaltungsoptionen geprüft werden: \r\n•\tDer Schwellenwert sollte hoch gewählt werden und dynamisiert werden, um einen effizienten Dispatch zu gewährleisten und Unsicherheiten zu reduzieren;\r\n•\tSeparate Bedingungen für Speicher und Lastflexibilität, u.a. Beschränkung der Rückzahlungspflicht auf Dauer der maximalen Erbringungszeit (Service Level Agreement), Berücksichtigung von Aktivierungskosten zusätzlich zum Schwellenpreis und ein Stop-Loss-Limit.\r\n\r\n4. Wie bewerten Sie die Synthese aus ZKM und DKM im kombinierten KKM hinsichtlich der Chancen und Herausforderungen?\r\n\r\nEFET D:\r\nDer KKM ist bisher unerprobt und erscheint komplizierter als beide seiner Komponenten (zentraler und dezentraler Kapazitätsmarkt), insofern dürfte dessen Implementierung und Genehmigung schwieriger und zeitintensiver sein als die seiner Komponenten. \r\n\r\n5. Wäre aus ihrer Sicht auch eine Kombination aus ZKM und KMS denkbar?\r\n\r\nEFET D:\r\nWir sehen kritisch, dass die in Option 1 (KMS) beschriebene Hedging-Verpflichtung über die Anforderungen der Strombinnenmarktrichtlinie hinausgeht. Im Übrigen zielt die Passage der Binnenmarktrichtlinie eher auf ein kommerzielles Problem ab. Wir denken nicht, dass mit Option 1 die Versorgungssicherheit gestützt wird. Das könnte nur in weiteren Analysen geklärt werden.\r\n\r\nDarüber hinaus sehen wir keinen Nutzen darin, zentral festzulegen, gegen welche Art von Preisspitzen (Anzahl der Stunden, Dauer und ggf. Preisniveau) sich die Marktteilnehmer bei ihren unterschiedlichen Portfolios absichern sollten. \r\n\r\nEin Kapazitätsabsicherungsmechanismus durch Spitzenpreishedging birgt ein erhebliches Risiko der Überregulierung bewährter Praktiken bei freiwilligen Absicherungsstrategien, wodurch der Wettbewerb eingeschränkt und die Kosten für Verbraucher unnötig erhöht werden.  \r\n\r\nIm Vergleich zu einer Kombination aus ZKM and DKM erscheint eine Kombination aus ZKM und KMS schwieriger zu implementieren, auch hinsichtlich der Wechselwirkung. Einer der Gründe hierfür ist, dass die relevante Größe im ZKM & DKM in EUR/MW angegeben wird, während im KMS die Versorger ihre Beschaffungsmengen gegen Preisspitzen absichern – was EUR/MWh zur relevanten Größe macht. Dies erschwert ebenfalls die Dimensionierung der zentralen Komponente. Eine funktionierende Schnittstelle zwischen beiden Systemen (zentral und dezentral) erscheint daher schwieriger.\r\n\r\n6. Haben Sie darüber hinaus Anmerkungen zu diesem Handlungsfeld?\r\n\r\nEFET D:\r\nGrundsätzlich sollten die sich im freien Markt befindlichen Elemente der Wertschöpfung so umfangreich wie möglich sein und nur dort in staatliche oder semi-staatliche Mechanismen übertragen werden, wo es dafür keine Alternative gibt. Dementsprechend sollte ein Kapazitätsmarkt nur dann und nur in dem Umfang eingeführt werden, in dem ein Ausbau steuerbarer Kapazitäten ansonsten nicht stattfinden würde.\r\n\r\nAlle Elemente müssen in Hinblick auf ihre Auswirkungen auf den Großhandelsmarkt abgewogen werden und diese Auswirkungen sollten gering gehalten werden.\r\n\r\nDie Umsetzung des Kapazitätsmechanismus sollte „Technologieneutralität“ und „grenzüberschreitende Teilnahme“ ermöglichen sowie lokale Begebenheiten berücksichtigen.\r\n\r\nLokale Signale\r\nLeitfragen zu Kapitel 3.3\r\n\r\n1. Welche Rolle sehen Sie für lokale Signale in der Zukunft?\r\n\r\n\r\nEFET D:\r\nLokale Signale können zur geografischen Optimierung des Netzbetriebs sowie zur geografischen Steuerung von Investitionen beitragen. \r\n\r\nWir begrüßen das Bekenntnis im Optionenpapier zur einheitlichen Strompreiszone und dass Preiszonenteilungen oder nodale Bepreisung nicht weiter als Handlungsoptionen verfolgt werden. Geografische Signale sind keine Alternative zum Netzausbau.\r\n\r\nDie vorgestellten Optionen schließen sich nicht gegenseitig aus und können auch komplementär wirken. \r\n\r\n2. Welche Vor- und Nachteile bestehen bei den vorgestellten Optionen für lokale Signale?\r\n\r\nEFET D zu den Vorteilen:\r\nZeitlich/regional differenzierte Netzentgelte: Wo Arbeitspreise flexibilitätshemmend wirken, könnte eine zeitliche und regional differenzierte Anpassung netzengpassentlastend wirken. \r\n\r\nRegionale Steuerung in Förderprogrammen: Die Berücksichtigung von Netzengpässen in Förderprogrammen (bspw. für die Errichtung von Elektrolyseuren) könnte netzengpassentlastend wirken. Dabei sind aber Stromnetzengpässe nur einer von mehreren zu berücksichtigenden Faktoren (in dem Beispiel wären andere relevante Faktoren die Anbindung an das Wasserstoff-Kernnetz und die Nähe zu Abnehmern). \r\n\r\nFlexible Lasten im Engpassmanagement: Flexible Lasten im Engpassmanagement zu berücksichtigen könnte grundsätzlich zu einer Verringerung der Redispatch-Kosten beitragen. Dies sollte aber nicht im Rahmen des regulierten Redispatch, sondern auf freiwilliger und marktlicher Basis stattfinden. Wesentliche Voraussetzung für die Einbindung von Lasten ist allerdings, dass die bestehenden Probleme beim Redispatch gelöst sind und das System funktioniert. Zudem ist zu klären, was in der Redispatch-Agenda stehen soll und wie die Lasten eingebunden werden können. Redispatch-Märkte existieren in verschiedenen europäischen Ländern und entsprechen dem Zielmodell der europäischen Regulierung zum Engpassmanagement. Eine Einführung von marktbasiertem Redispatch kann zu Wohlfahrtsgewinnen führen und eine Einbindung von Lasten ermöglichen. Herausforderungen, wie etwa strategisches Gebotsverhalten sowie der diskriminierungsfreie Umgang mit möglicher Marktmacht bedingt durch technische oder strukturelle Gegebenheiten im Netz, müssen adressiert werden. Hierfür kann auch auf Erfahrungen aus anderen Ländern zurückgegriffen werden.\r\n\r\nEFET D zu den Nachteilen:\r\nZeitlich/ regional differenzierte Netzentgelte: Primäres Ziel von Netzentgelten ist es, die Erlöse der Netzbetreiber zu sammeln. Dispatch-Entscheidungen über Netzentgelte zu lenken, bedarf einer administrativen Steuerung durch die Festlegung der Höhe der Netzentgelte, was weniger effizient ist als direkte Maßnahmen (wie bspw. Redispatch oder lokale Flex-Märkte). Insofern sind dieser Option Grenzen gesetzt.  \r\n\r\nRegionale Steuerung in Förderprogrammen: Die Stromnetztopologie ist nur einer von mehreren relevanten Aspekten für die geografische Lenkung von Anlagen. Insofern sind auch dieser Option Grenzen gesetzt.  \r\n\r\nFlexible Lasten im Engpassmanagement: Hierfür wäre ein höheres Maß an Digitalisierung als heute notwendig, was insbesondere die Netzbetreiber vor Herausforderungen stellen dürfte. Alle Netzbetreiber müssten ihren Netzzustand besser kennen und für Messung und Übermittlung von Steuersignalen eine effektive und zuverlässige Technik verwenden. Eine Einbindung von Lasten in den regulierten Redispatch lehnen wir ab.\r\n\r\n3. Welche Ansätze sehen Sie, um lokale Signale im Strommarkt zu etablieren, um sowohl effizienten Einsatz/Verbrauch als auch räumlich systemdienliche Investitionen anzureizen?\r\n\r\nEFET D: Keine zusätzlichen Vorschläge. \r\n\r\n4. Welche Gefahren sehen Sie, wenn es nicht gelingt, passende lokale Signale im Strommarkt zu etablieren?\r\n\r\nEFET D:\r\nDie Gefahren wären u.a. erhöhte Redispatch-Kosten und höhere abgeregelte EE-Volumina. \r\n\r\nFlexibilität\r\nLeitfragen zu Kapitel 3.4\r\n\r\n1. Stimmen Sie der Problembeschreibung und den Kernaussagen zu?\r\n\r\nEFET D:\r\nJa, wir stimmen der Problembeschreibung und den Kernaussagen zu. Wir teilen die Auffassung, dass der Einsatz von Flexibilität über Märkte gesteuert werden sollte. Zusätzlich müssen aber auch Netzengpässe berücksichtigt werden (siehe Kapitel 3). Beides sollte Kern der angekündigten „koordinierten Flexibilitätsagenda“ sein. Der Abbau von Hemmnissen, die dem entgegenstehen, z.B. Mindeststundenzahl/-stromverbrauch gemäß §19 (2) StromNEV, ist zu begrüßen. \r\n\r\n2. Ist die Liste der Aktionsbereiche vollständig und wie bewerten Sie die einzelnen Aktionsbereiche?\r\n\r\nEFET D:\r\nDie Aktionsbereiche werden im Optionenpapier lediglich umrissen und enthalten keine konkreten neuen Vorschläge. Im Wesentlichen liegen diese Aktionsbereiche in der Zuständigkeit der Bundesnetzagentur. Insofern ist nicht erkennbar, ob und welche Effekte die Aktionsbereiche entfalten werden.\r\n\r\nDynamische Tarife (Aktionsbereich 1) sollten möglichst am Großhandelsmarkt ansetzen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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V. zum BMWK-\r\nReferentenentwurf eines „Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkun-denmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung (EnWG-Novelle) vom 27.08.2024\r\n\r\nBerlin, September 2024 – Der vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK)\r\nvorgelegte Gesetzentwurf zielt unter anderem darauf ab, die jüngst novellierte EU-Binnenmarktrichtlinie zur Verbesserung des Strommarktdesigns in nationales Recht umzusetzen. E-FET Deutschland begrüßt die hierdurch angestoßene Debatte und möchte aus Händlersicht zu ausge-wählten Themen der EnWG-Novelle Anpassungen vorschlagen: Die Neuregelung zu Absicherungs-strategien sollte im Anwendungsbereich auf Stromlieferanten beschränkt sein und nicht über die uni-onsrechtliche Vorgabe hinausgehen. Versorger sollten zudem nur in begründeten Ausnahmefällen von der Bundesnetzagentur zur Vorlage und Anpassung ihrer Absicherungsstrategien aufgefordert werden dürfen. Unbestritten ist dagegen, dass die Herausforderungen beim Engpassmanagement über Redispatch in den Verteilnetzen vielfältig sind und deren Lösung anspruchsvoll ist. Dennoch sollte man bei der Weiterentwicklung das Zielmodell für einen effizient und reibungslos funktionierenden Redispatch-Prozess nicht aus den Augen verlieren.\r\n\r\nEine Analyse des Gesetzentwurfs durch Experten innerhalb der Verbände ist wichtig, damit alle relevanten Auswirkungen der vorliegenden Änderungen in die politische Entscheidungsfindung einfließen. Damit kann vermieden werden, dass solche Auswirkungen erst später erkannt werden und dann zeitnah weitere Gesetzesänderungen notwendig werden oder zunächst unerwartete Probleme entstehen. Der vom Ministerium angebotene Zeitraum für die Rückmeldung ist in Anbe-tracht des Umfangs und der Bedeutung der vorliegenden Änderungen unzureichend. In der Zu-kunft sollte Verbänden mehr Zeit zur Analyse und Beantwortung solcher Vorschläge gegeben wer-den. \r\n\r\nDetaillierte Anmerkungen\r\n\r\n§ 5 (4a) EnWG-Entwurf – Risikoabsicherung von Versorgern\r\n\r\n- Anwendungsbereich auf Stromlieferanten beschränken\r\nDer § 5 Abs. 4a EnWG-E (Überwachung der preislichen Absicherung, „Hedging“) zielt auf die Um-setzung von Artikel 18a der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie (EU) 2024/1711 ab. Allerdings geht die Neuregelung im Anwendungsbereich über die bloße Umsetzung der unionsrechtlichen Vorgaben hinaus, da nicht nur Strom- sondern auch Erdgaslieferanten einbezogen sind. Im Refe-rentenentwurf wird die geplante Vorgabe an das Merkmal „Energielieferanten“ geknüpft. Diese Definition umfasst gemäß § 3 Nr. 15c EnWG auch Gaslieferanten. Da sich Artikel 18a der Strombin-nenmarktrichtlinie nur auf Stromlieferanten bezieht, sollte das gleiche auch für § 5 Abs. 4a EnWG-E gelten. Dieser sollte also nicht auf „Energielieferanten“, sondern nur auf „Stromlieferanten“ referen-zieren.\r\n\r\n- Vorlage und Anpassung von Absicherungsstrategien nur in begründeten Ausnahmefällen\r\nDie Preisabsicherungsstrategie ist ein wichtiges Element kommerzieller Energieversorgungsstrate-gien und damit Teil des Wettbewerbs zwischen den Marktteilnehmern. Die Anordnung einer preisli-chen Absicherungsstrategie durch die Bundesnetzagentur würde bedeuten, dass Unternehmen gezwungen werden, ihr kommerzielles Verhalten zu ändern, beispielsweise gewisse Geschäfte ab-zuschließen oder zu unterlassen. Dies führt zu Unkosten bei den betroffenen Unternehmen sowie zu Wettbewerbsverzerrungen. Aus diesem Grund sollte dieser behördliche Eingriff so gering wie möglich erfolgen und immer eine Ausnahme darstellen. In § 5 Abs. 4a EnWG-E sollte daher klar-stellt werden, dass die Überprüfung und eine Anordnung von Preisabsicherungsstrategien durch die BNetzA nur in begründeten Fällen stattfinden sollen. \r\n\r\nDie Thematik ist offenbar nur relevant für Haushaltskunden („SLP-Kunden“), von denen nicht anzu-nehmen ist, dass sie die preisliche Absicherung des Energieversorgers bei der Versorgerwahl be-rücksichtigen. Andere Kundengruppen (bspw. Industriekunden) agieren hingegen professionell bzw. besser informiert und sollten selbst dafür verantwortlich bleiben, die Verlässlichkeit ihres Stromversorgers zu bewerten. § 5 Abs. 4a EnWG-E sollte daher nur für Lieferungen an Haushalts-kunden gelten. Die Begründung deutet bereits darauf hin, dass die Neuregelung lediglich auf Liefe-ranten von Haushaltskunden abzielt („Konkretisierung, der ohnehin bestehenden Anforderungen an einen leistungsfähigen Energielieferanten nach § 5 EnWG“). Eine entsprechende klare Formulie-rung direkt im Gesetzestext wäre willkommen.\r\n\r\n§ 14 (1a) und (1b) EnWG-Entwurf – Redispatch: Weiterentwicklung nicht aus den Augen verlieren\r\nEine wesentliche Verbesserung beim Übergang vom Einspeisemanagement zum Redispatch 2.0 war die Verpflichtung der Netzbetreiber, Redispatch Maßnahmen gegenüber dem Einsatzverant-wortlichen und dem Lieferanten anzukündigen. Hier gilt es die Prozesse weiter zu verbessern, so-dass flächendeckend die Abrufinformationen rechtzeitig kommuniziert werden. Eine schrittweise Einführung des bilanziellen Ausgleichs durch den Netzbetreiber im Verteilnetz wird ausdrücklich begrüßt.\r\n\r\nMit der EnWG-Novelle soll nun die Anspruchsgrundlage verändert werden. Bisher hat der Bilanz-kreisverantwortliche aufgrund des § 13a EnWG-Anspruch auf bilanziellen Ausgleich. Zukünftig soll mit der EnWG-Novelle der Anlagenbetreiber einen Anspruch auf angemessene finanzielle Ent-schädigung gemäß § 14 Abs. 1b EnWG-E erhalten, wenn im Verteilnetz kein bilanzieller Ausgleich durch den Netzbetreiber bereitgestellt wird. Wann ein bilanzieller Ausgleich durch den Netzbetrei-ber bereitgestellt werden soll, soll die Regulierungsbehörde BNetzA festlegen dürfen. So ist die vorgelegte EnWG-Änderung zwar eine Anpassung des Rechts an den Ist-Zustand. Dennoch sollte vermieden werden, dass bereits erreichte Verbesserungen wieder zunichte gemacht werden. \r\n\r\nWenn der Netzbetreiber keinen bilanziellen Ausgleich für die Redispatch-Maßnahme zur Verfügung stellt, entsteht beim BKV ein Preisrisiko. Denn der BKV muss den zuvor veräußerten Strom kurzfris-tig erneut beschaffen oder muss im schlechtesten Fall Ausgleichsarbeit für die Mindereinspeisung aufgrund der Redispatch-Maßnahme beziehen. Der dadurch beim BKV entstandene Schaden, soll-te jedoch in irgendeiner Weise berücksichtigt werden.\r\n\r\nIn der Frage, ob zukünftig weiterhin der Bilanzkreisverantwortliche direkt entschädigt werden sollte (wie zurzeit über die Geschäftsführung ohne Auftrag, welche die Weiterführung der Übergangslö-sung im Verteilnetz darstellt) oder ob der Anlagenbetreiber alleiniger Anspruchsberechtigter für den finanziellen Ausgleich sein sollte, dazu gibt es unter den Mitgliedern verschiedene Ansichten.\r\n\r\nEinige Mitglieder halten es für sinnvoll, dass der Anlagenbetreiber der alleinige Anspruchsberech-tigter für den finanziellen Ausgleich wird. Sie sehen darin den Vorteil, dass Direktvermarkter endlich wieder aus der zwanghaften Rolle des doppelten Abrechners gegenüber Netzbetreiber und Anla-genbetreiber herauskommen. Die Abrechnung zwischen BKV und Netzbetreiber würde entfallen und eine Abrechnung der einzelnen Redispatch-Maßnahmen zwischen BKV und Anlagenbetreiber wäre ebenfalls nicht mehr zwingend notwendig. Ein anderer Teil der Mitglieder lehnt es ab, dass der Anlagenbetreiber als alleiniger Anspruchsberechtigter für den finanziellen Ausgleich gesehen wird. Dies insbesondere deshalb, weil damit die Weiterentwicklungen der finanziellen Abwicklung von Redispatch 2.0 Maßnahmen der letzten Jahre zunichte gemacht würden – es käme einem Rückfall in das alte Einspeisemanagement-Regime gleich, wenn ausschließlich der Anlagenbetrei-ber gegenüber dem Netzbetreiber abrechnen würde. Zudem müssten in sehr kurzer Zeit viele ver-traglichen Regelungen zur Kompensation der Ausfallarbeit in den Verträgen zwischen Anlagenbe-treiber und Vermarktungsunternehmen angepasst werden. Außerdem müssten im Hinblick auf den teilweisen bilanziellen Ausgleich doppelte/parallele Prozesse aufrechterhalten werden. Dies könnte wieder eine Unsicherheit im Markt und einen hohen Umstellungsaufwand mit sich bringen. \r\n\r\nGemeinsames Verständnis aller Mitglieder ist jedoch, unabhängig davon, wer gegenüber dem Netzbetreiber für den finanziellen Ausgleich anspruchsberechtigt ist: Über kurz oder lang sollte der finanzielle Ausgleich mindestens dem anzulegenden Wert, bzw. dem in einem Liefervertrag vertrag-lich vereinbarten Preis entsprechen. Denn der Anlagenbetreiber hätte diesen Betrag erhalten, wäre keine Redispatch-Maßnahme durchgeführt worden. Darüber müssten zusätzliche Kosten, welche nachweislich zum Beispiel aufgrund der Abrechnung von Redispatch-Maßnahmen oder zum Aus-gleich des Bilanzkreises aufgrund von Redispatch-Maßnahmen entstehen ebenfalls abrechenbar sein. \r\n\r\nDarüber hinaus ist die einseitige Nennung von „wirtschaftlichen Vorteilen“ im neu gefassten Absatz 1b im Zusammenhang mit einer Bereitstellung des bilanziellen Ausgleichs durch den BKV nicht nachvollziehbar. Im Gegenteil, es ist nicht erkennbar, an welcher Stelle es überhaupt zu wirtschaftli-chen Vorteilen kommen könnte. In der Begründung des Referentenentwurfs (S.85) wird ausgeführt, dass dies im Falle von negativen Preisen oder positivem Redispatch der Fall sein kann. Hierbei wird jedoch die Tatsache vernachlässigt, dass die geredispatchte Anlage eine flexibel einsetzbare Option ist und der Redispatch dem Direktvermarkter/BKV die Chance versagt, die Anlage eigen-ständig bei negativen Preisen einzusenken oder bei positiven Preisen zu erhöhen, soweit dies als wirtschaftlich angesehen wird. Daher ist Satz 2 aus § 14 Abs. 1b EnWG-E zu streichen.\r\n\r\nGemeinsames Verständnis aller Mitglieder ist außerdem, dass keine Lücke zwischen dem Inkrafttre-ten der EnWG-Änderung (keine Verpflichtung der VNB zum bilanziellen Ausgleich) und der Festle-gung der BNetzA (Möglichkeit zur Verpflichtung einzelner VNB, Anlagenarten oder -größen) auftre-ten darf. Eine Lücke hätte zur Folge, dass Direktvermarktungsverträge innerhalb kurzer Zeit zwei-mal auf eine neue Rechtslage angepasst werden müssten.  \r\n\r\n§ 13l EnWG-Entwurf – Umrüstung einer Erzeugungsanlage zu einem Betriebsmittel zur Bereitstellung von Blind- und Kurzschlussleistung sowie von Trägheit der lokalen Netzstabilität\r\nDer Referentenentwurf sieht vor, dass ÜNB eine solche Umrüstung verlangen dürfen. Dies würde bedeuten, dass die Marktmechanismen zugunsten einer Regulierung aufgegeben werden würden. Anstelle von Freiwilligkeit und der Möglichkeit, am Markt teilzunehmen, wenn es technisch möglich ist und es wirtschaftlich sinnvoll erscheint, würde nun ein Zwang in Form einer „Netzreserve light“ regulativ vorgeschrieben. \r\n\r\nVon dieser Änderung sollte abgesehen werden und stattdessen die marktliche Beschaffung von Systemdienstleistungen zügig umgesetzt werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014150","regulatoryProjectTitle":"Stellungnahme zur Konsultation vom 11.09.2024 für das Kraftwerkssicherheitsgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d7/ef/391525/Stellungnahme-Gutachten-SG2412300017.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Kraftwerksstrategie: Marktliche Elemente sollten leitend sein und effizientere Lösungen durch weniger technologische Vorgaben \r\n\r\nStellungnahme von EFET Deutschland  Verband Deutscher Energiehändler e. V. zu den Konsultationsdokumenten vom 11.9.2024 für das Kraftwerkssicherheitsgesetz\r\n\r\n\r\n Berlin, 22.10.2024 \r\n\r\nAntworten zu den einzelnen Konsultationsfragen\r\nZu nicht aufgeführten Fragen wurde keine Antwort abgegeben.\r\n\r\nSäule 1 Dekarbonisierung\r\nNeue Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke und Langzeitspeicher für Strom\r\n\r\n2. Stimmen Sie zu, dass Wasserstoff langfristig eine nachhaltige, sichere und kosteneffiziente LangzeitspeicherTechnologie ist, die den Kraftwerkspark dekarbonisieren kann?\r\n\r\nEFET D:\r\nOhne Förderung ist die wasserstoffbasierte Stromerzeugung nicht wettbewerbsfähig. In der ersten Säule der Kraftwerksstrategie geht die Bundesregierung dennoch im Wesentlichen eine Wette auf genau diese Technologie ein. Damit gehen wirtschaftliche und technologische Risiken einher. \r\n\r\nBesser wäre es, alle technologischen Optionen offenzuhalten. Wenn Kapazitätsmechanismen eingeführt werden, sollten sie aus Sicht der Energiehändler grundsätzlich so gestaltet sein, dass sie nur das Problem der bedarfsgerechten Stromerzeugung in einem vollständig dekarbonisierten Stromsystem angehen. Das bedeutet, dass der Kapazitätsmechanismus die Menge der installierten Kapazität, aber nicht die Art der Erzeugungstechnologie vorgibt. Der wettbewerblich geprägte Energiemarkt (einschließlich des Regelenergiemarkts) wird nicht nur den Einsatz aller Ressourcen steuern, sondern auch die Art der Technologie für neue Investitionen. \r\nDies bedeutet, dass es nicht zu erwarten ist, dass der Kapazitätsmechanismus zu einer vollständigen Deckung aller Fixkosten eines neuen Kraftwerks führen wird und dass der Energiemarkt in dieser Hinsicht weiterhin eine wichtige Rolle spielen wird. Dies bedeutet auch, dass das Kapazitätsproblem nicht zwischen verschiedenen Technologietypen oder zwischen bestehenden und neuen Kapazitäten diskriminieren sollte.\r\n\r\nDaher sollten die ersten beiden Säulen der Kraftwerksstrategie möglichst schnell von einem sauber aufgesetzten technologieneutralen Kapazitätsmarkt abgelöst werden. Die Vorgaben zur Einführung von Kapazitätsmechanismen gemäß europäischen Strommarktdesign sind entsprechend zu berücksichtigen.\r\n\r\n3. Teilen Sie die Ansicht, dass die Förderung auf die in der nationalen Wasserstoffstrategie genannten Wasserstofffarben beschränkt werden sollte?\r\n\r\nEFET D:\r\nDie Förderung sollte so technologieneutral wie möglich erfolgen, also „farblich“ nicht eingeschränkt werden.\r\n\r\n5. Wie bewerten Sie die unter Abschnitt B. „Ausschreibung und Förderdesign“ skizzierte Ausgestaltung bzw. die Ausgestaltungsoptionen der Fördermaßnahmen?\r\n\r\nEFET D:\r\nPositiv ist, dass die Mittelvergabe über eine wettbewerbliche Ausschreibung erfolgen soll. Wir sehen das Risiko, dass die Ausgestaltung der Ausschreibungen zu unnötigen Mehrkosten führt, da die Ausgestaltung der Gebote damit zu sehr eingeschränkt ist. Jede technologische Vorgabe für die Bieter verringert die Chance, dass effizientere Lösungen wettbewerblich zum Zuge kommen. Beispiele hierfür sind: \r\n\t- Vorgaben in Verbindung mit der Umstellung auf Wasserstoff in Anbetracht der Ungewissheit bezüglich dessen Verfügbarkeit: hier sollte ein bivalenter Betrieb (Gas oder Wasserstoff im Wechsel) erlaubt sein, was effizienter wäre und die Kosten für die Allgemeinheit erheblich reduzieren dürfte. \r\n\t- Der Ausschluss bestehender Gasstandorte ist eine unnötige Einschränkung und Verteuerung. \r\n\t- Die Verpflichtung zum Phasenschieberbetrieb dürfte weniger effizient sein als eine marktliche Beschaffung von Systemdienstleistungen (SDL). Hierdurch würde der sich gerade entwickelnde Markt für SDL verzerrt oder sogar geschwächt (je nachdem wie die Phasenschieber eingesetzt würden). \r\n\t- Die mit der Erneuerung bestehender Anlagen einhergehenden Verpflichtungen (z.B. Mindestinvestitionstiefe) verteuern tendenziell die Gebote.\r\n\r\nFördersystem:\r\n\t- Grundsätzlich ist es richtig, die Förderung kapazitätsbasiert auszuzahlen, da so der Eingriff in das Marktgeschehen minimiert wird. \r\n\t- Gleichzeitig würde eine Verstromung von Wasserstoff ohne einen Ausgleich der damit verbundenen Mehrkosten nicht stattfinden. Sollte das Ziel in der Verstromung von Wasserstoff liegen, ist die Einrichtung eines Differenzvertrages für diese Kosten daher nachvollziehbar. In Verbindung mit der vorgegebenen Mindestauslastung der Kraftwerke trifft allerdings eine völlig preisunelastische Nachfrage nach Wasserstoff auf einen Markt von möglicherweise nur geringer Liquidität und Tiefe. Das hierdurch entstehende Preisrisiko wird nicht von den Bietern eingepreist, sondern allein vom Staat getragen. \r\n\r\nEine Sicherheitsleistung ist grundsätzlich sinnvoller Bestandsteil einer Ausschreibung, wirkt aber als Hürde. Um das Anbieterfeld nicht zu sehr einzuschränken, muss die Sicherheitsleistung vorsichtig dimensioniert werden.\r\n\r\n6. Teilen Sie die Einschätzung des BMWK, dass die oben dargestellten zwei Anlagentypen (wasserstofffähige Gaskraftwerke und Sprinter) in zwei unterschiedlichen Verfahren ausgeschrieben werden sollten?\r\n\r\nEFET D:\r\nEFET Deutschland befürwortet einen technologieoffenen Ansatz.\r\n\r\n7. Stimmen Sie zu, dass die gewählte Aufteilung der Ausschreibungsmengen für wasserstofffähige Gaskraftwerke (Abschnitt B.I), für Sprinterkraftwerke (Abschnitt B.II) und für Langzeitstromspeicher (Abschnitt B.III) eine möglichst kostengünstige Dekarbonisierung des Kraftwerkparks erlaubt?\r\n\r\nEFET D:\r\nNein, siehe oben. Viele potenzielle Bieter haben vor dem Hintergrund der großen Unsicherheit bei der Entwicklung der deutschen Kraftwerksstrategie ihre Entwicklungsaktivitäten noch nicht so weit vorangetrieben, dass sie bereits an den ersten Ausschreibungen teilnehmen können.\r\n\r\n9. Wie schätzen Sie das Risiko von Wettbewerbsverzerrungen auf den Strommärkten durch die gezielte Förderung neuer Kraftwerke ein?\r\n\r\nEFET D:\r\nDie Kraftwerksstrategie ist eine künstliche Veränderung des deutschen Kraftwerksparks und damit per Definition eine Verzerrung. \r\n\r\nDas Ausmaß der Wettbewerbsverzerrungen hängt von verschiedenen Stellschrauben ab: \r\n\t- Es ist gut, dass die Kraftwerksstrategie eine kapazitätsbasierte Förderung vorsieht (anstatt in die Merit Order einzugreifen). \r\n\t- In der Mindesterzeugungsverpflichtung sehen wir das Risiko, dass Kraftwerke Strom auch dann erzeugen werden, wenn es die Grenzkosten nicht suggerieren würden. \r\n\t- Ein ClawbackMechanismus untergräbt das HedgingVerhalten/Anreiz zur Risikoabsicherung und somit die Liquidität im Terminmarkt. \r\n\t- Durch die preislich nicht gedeckelten H2Differenzverträge verbleiben Kraftwerke vermutlich auch nach ihrer Umstellung auf H2 in der Merit Order an der Stelle von Gaskraftwerken, was eine Marktverzerrung darstellt.\r\n\r\nWichtig wäre, die ersten beiden Säulen der Kraftwerksstrategie möglichst bald durch einem geordneten technologieneutralen Kapazitätsmarkt abzulösen.\r\n\r\n10. Gibt es aus Ihrer Sicht Gründe, gezielt neue Anlagen zu fördern?\r\n\r\nEFET D:\r\nDas Monitoring der Bundesnetzagentur hat gezeigt, dass mit voranschreitendem Kohleausstieg zusätzliche steuerbare Kapazitäten benötigt werden. Es ist wahrscheinlich, dass hierfür ein Anreizmechanismus notwendig ist, allerdings wäre ein technologieneutraler Ansatz besser.\r\n\r\n13. Für sämtliche Ausschreibungen soll ein Rückforderungsverfahren (ClawbackMechanismus) etabliert werden, welches sicherstellt, dass keine Überförderung eintritt.\r\n - Wie bewerten Sie die skizzierten Verfahren zur erzeugungsabhängigen bzw.  unabhängigen Abschöpfung?\r\n - Welche Variante ist aus Ihrer Sicht vorzuziehen?\r\n - Sollten in den Maßnahmen unter 4.1 und 4.8 KUEBLL unterschiedliche Mechanismen oder derselbe ClawbackMechanismus angewendet werden?\r\n - Haben Sie konkrete Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung des Abschöpfungsmechanismus für eine oder alle Maßnahmen?\r\n - Welcher Zeitraum sollte von der Abschöpfung umfasst sein – denkbar wäre zum Beispiel der Zeitraum der CAPEXFörderung, der OPEXFörderung oder der gesamten Förderung.\r\n\r\nEFET D:\r\nGrundsätzlich ist der ClawbackMechanismus abzulehnen, denn die passgenaue Umsetzung (mit adäquater Berücksichtigung von Termingeschäften) ist unmöglich, administrativ sehr aufwändig und je nach Ausgestaltung werden Kraftwerksvermarktung oder einsatz verzerrt. Ohne ClawbackMechanismus würden die erwartbaren Erlöse in das Gebot eingepreist, das dadurch niedriger ausfällt. Es finden im Durchschnitt also keine Übererlöse statt. Zudem werden Gewinne von Anlagenbetreibern bereits heute besteuert – durch die Unternehmensbesteuerung. Die EUBeihilfeleitlinien geben vor, das Überförderungen zu vermeiden sind und dazu ein Rückzahlungsmechanismus angewendet werden kann – aber nicht muss. Deutschland sollte nicht über die EUrechtlichen Anforderungen hinaus gehen und sich für deren Veränderung einsetzen.\r\n\r\n14. Ist der DayaheadMarkt aus Ihrer Sicht ein geeigneter Referenzmarkt für die Beurteilung, ob ein Wasserstoffkraftwerk fossile Brennstoffe ersetzt? Wenn nicht, welchen alternativen Markt würden Sie vorschlagen?\r\n\r\nEFET D:\r\nWir halten diese Beurteilung nicht für notwendig, weil der Einsatz von Anlagen mit stark positiven Grenzkosten sowieso tendenziell nur nachrangig zu erneuerbaren Anlagen (mit sehr niedrigen Grenzkosten) stattfindet.\r\n\r\n15. Wie beurteilen Sie die vorgegebenen förderfähigen Vollbenutzungsstunden in beiden Maßnahmen (wasserstofffähige Gaskraftwerke und Wasserstoffsprinterkraftwerke)?\r\n\r\nEFET D:\r\nSiehe Antwort zu Frage 5.\r\n\r\n16. Für wasserstofffähige Gaskraftwerke ist die Übertragbarkeit nicht abgerufener förderfähiger Brennstoffmengen bzw. Vollbenutzungsstunden über den vierjährigen Förderzeitraum der Betriebskostenförderung hinaus begrenzt. Ist das aus Ihrer Sicht eine unter Anreizgesichtspunkten in Bezug auf die Nutzung der Brennstoffmengen bzw. Volllaststunden sinnvolle Lösung?\r\n\r\nEFET D:\r\nSiehe Antwort zu Frage 5.\r\n\r\n17. Wie beurteilen Sie die Beschränkung auf 100% Wasserstoffbetrieb? Halten Sie eine 2% Verunreinigungsregel für angemessen?\r\n\r\nEFET D:\r\nSiehe Antwort zu Frage 5.  \r\n\r\n18. Wie beurteilen Sie den Umstand, dass nach dem verpflichtenden Umstiegsdatum neben dem Wasserstoffbetrieb kein bivalenter Betrieb mit Erdgas ermöglicht wird?\r\n\r\nEFET D:\r\nSiehe Antwort zu Frage 5. Der Ausschluss des bivalenten Betriebs der neuen Gaskraftwerke ab dem 8. Jahr der Inbetriebnahme ist eine unnötige Beschränkung. Damit wird die Chance aufgegeben, im Bedarfsfall auch auf die dann vermutlich immer noch zumindest in Teilen bestehende Infrastruktur des Erdgasnetzes zuzugreifen. Zudem wird dadurch der Wettbewerb mit dem Energieträger Erdgas eingeschränkt, was vermutlich zu erhöhten Kosten für die CfDFörderung des Wasserstoffs führen würde.\r\n\r\n19. Wie beurteilen Sie die Vorgabe einer 90% Abscheidungsquote bei Anwendung von CCS, falls der Umstieg auf Wasserstoff nicht möglich ist?\r\n\r\nEFET D:\r\nSiehe Antwort zu Frage 5.\r\n\r\n23. Zu den Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke sollen nur solche Projekte zugelassen werden, die sich in räumlicher Nähe zum WasserstoffKernnetz befinden. Mit welcher maximalen Entfernung (Luftlinie in km) sollte diese „räumliche Nähe“ aus ihrer Sicht definiert werden und weshalb?\r\n\r\n\r\n\r\nEFET D:\r\nGrundsätzlich ist es ist sinnvoll, dass die Verfügbarkeit von Wasserstoff eine Rolle spielt. In der Praxis schließt das auch die Nähe zum Kernnetz ein. Allerdings sollte die Entfernung zum Kernnetz nicht zur Ausgrenzung von Projekten bei der Ausschreibung führen. Denn über die Ausschreibung sollten verschiedene Dekarbonisierungsprojekte miteinander in Wettbewerb treten.\r\n\r\nAnstatt eine starre EntfernungsRegel (in Kilometern) vorzuschreiben, wäre denkbar, sich darauf zu beschränken, die mit der Brennstoffbeschaffung einhergehenden Kosten vom Bieter in das Gebot einpreisen zu lassen.\r\n  \r\n24. In den Ausschreibungen für umrüstbare Wasserstoffkraftwerke wurde ein Bonusmodell für die regionale Steuerung der Kraftwerke vorgeschlagen. Ist dieses Modell aus Ihrer Sicht geeignet?\r\n\r\nEFET D:\r\nJa. Es ist nachvollziehbar, dass darauf geachtet wird, mit den KWSAusschreibungen keine Netzengpässe zu verstärken. Allerdings sind hier auch die zukünftigen Netzengpässe im Wasserstoffnetz zu berücksichtigen.\r\n\r\n26. Wie bewerten Sie die technischen Mindestanforderungen unter B.I.1.g) und B.II.1.d)?\r\n\r\nEFET D:\r\nSiehe Antwort zu Frage 5.\r\n\r\n28. Welche der beiden Preissetzungsregeln „Payasbid“ und „Payascleared“ halten Sie für das bzw. die Auktionsverfahren für geeignet und wie begründen Sie dies?\r\n\r\nEFET D:\r\nPayascleared ist in der Wissenschaft generell als effizienteres System anerkannt und vermeidet den Anreiz, sich bei der Gebotsstellung an den Wettbewerbern zu orientieren.\r\n\r\n35. Zur Ausschreibung wasserstofffähiger Gaskraftwerke: Es wird vorgeschlagen, die Maßnahme auf solche Nachrüstungen zu begrenzen, deren Kosten mindestens 70 Prozent der Kosten eines möglichen neuen wasserstofftauglichen Gaskraftwerks betragen, vor allem weil davon ausgegangen wird, dass sich weniger teure Nachrüstungen ohne Unterstützung auf dem Markt entwickeln würden. Was halten Sie von dieser Einschränkung und den ihr zugrunde liegenden Annahmen? Welche Investitionsschwelle könnte Kosteneffizienz gewährleisten und das richtige Maß an Wettbewerb ermöglichen?\r\n\r\nEFET D:\r\nSiehe Antwort auf Frage 5. Das sogenannte „Bauen im Bestand“ ist stets mit erheblichen Risiken verbunden und daher wird eine Modernisierung – insbesondere, wenn ein Wirkungsgradzugewinn von 20%Punkten gefordert ist – oftmals nur zu ähnlichen Kosten wie ein Neubau erfolgen können, ggf. sogar kostenintensiver sein. Der geforderte Wirkungsgradzugewinn ist gerade bei modernen Kraftwerken nicht möglich. Moderne Kraftwerke werden aber nicht ohne Förderung auf Wasserstoff umgestellt werden. Deswegen ist vor allem der geforderte Wirkungsgradzugewinn schädlich und zu streichen.\r\n\r\nWenn eine Modernisierung dann aber tatsächlich deutlich günstiger als ein Neubau sein sollte, so sollten keine Mindestkosten für das Gebot vorgegeben werden.\r\n\r\n44. Wie schätzen Sie die Entwicklung des Wasserstoffmarktes ein?\r\n\r\nEFET D:\r\nSiehe Antwort zu Frage 2.\r\n\r\n49. Haben Sie weitere Anmerkungen zur Angemessenheit und zu den Auswirkungen der hier beschriebenen Maßnahmen auf den Wettbewerb?\r\n\r\nEFET D:\r\nInsgesamt sollte das Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) keine Blaupause für einen zukünftigen Kapazitätsmarkt sein, da es zwar sehr kurzfristig notwendige Kraftwerksinvestitionen anreizen kann, aber insbesondere andere Flexibilitätsoptionen faktisch ausschließt.\r\n\r\nEs ist wichtig, dass die Bundesregierung Fördermechanismen wie die Ausschreibungen oder den Kapazitätsmechanismus nicht isoliert betrachtet, sondern das Gesamtsystem in den Blick nimmt. So sind z.B. Wasserstoffspeicher entscheidend für die Stromerzeugung (H2P). Denn der zeitnahe Zugang zur Wasserstoffquelle ist die größte Herausforderung beim Betrieb von Gasverstromungsanlagen. Die Verbrauchsmuster von GasPeakern, KWKKraftwerken und GuDKraftwerken sind hierbei sehr unterschiedlich, und müssen bei der H2Speicherung berücksichtigt werden.\r\n\r\nSäule 2  Versorgungssicherheit\r\nAusschreibungen für steuerbare Kapazitäten für einen Beitrag zur Versorgungssicherheit\r\n\r\n2. Stimmen Sie zu, dass die Einführung eines Kapazitätsmechanismus bis 2028 geeignet ist, um alle für ein dekarbonisiertes Stromsystem relevanten Technologieoptionen und Anbieter – auch jenseits der in dieser Ausschreibung zulässigen – zu adressieren?\r\n\r\nEFET D:\r\nIn Kombination mit dem EU ETS ja, wobei die Antwort natürlich von der Ausgestaltung des Kapazitätsmechanismus abhängt. Es wäre zu begrüßen, die Dimensionierung der Säulen 1 und 2 auf den jetzt dringend notwendigen Ausbau zu beschränken und möglichst schnell mit einem technologieneutralen Kapazitätsmechanismus abzulösen. \r\n\r\n4. Wie bewerten Sie die unter Abschnitt A. skizzierten Ausgestaltung bzw. die Ausgestaltungsoptionen der Fördermaßnahme?\r\n\r\nEFET D:\r\nPositiv ist, dass die Mittelvergabe über eine wettbewerbliche Ausschreibung erfolgen soll. Jede technologische Vorgabe für die Bieter verringert allerdings die Chance, dass effizientere Lösungen wettbewerblich entstehen. Beispiele hierfür sind:\r\n\t- Unklarheit in der Neuanlagendefinition\r\n\t- Richtig ist, dass die Anlagen die anzuwendende Dekarbonisierungstechnologie frei wählen dürfen. Der EUETS stellt sicher, dass der Betrieb im Einklang mit den Klimazielen der Union steht.\r\n\t- Die Verpflichtung zum möglichen Phasenschieberbetrieb und Stellung von Momentanreserve stellt eine Beschränkung der technologischen Optionen dar und konterkariert die marktliche Beschaffung von Systemdienstleistungen. \r\n\t- Die hier vorgeschlagene kapazitätsbasierte Förderung (€/kW) ist marktschonender als ein Eingriff in die Merit Order.\r\n\r\nEinen Clawback lehnen wir ab, da dieser von den Bietern sowieso als Risiko eingepreist würde und den Terminmarkt schwächt. Wir stimmen nicht zu, dass ein ClawbackMechanismus rechtlich verpflichtend ist.\r\n\r\nEine Sicherheitsleistung ist grundsätzlich sinnvoller Bestandsteil einer Ausschreibung, wirkt aber als Hürde. Um das Anbieterfeld nicht zu sehr einzuschränken, muss die Sicherheitsleistung vorsichtig dimensioniert werden.\r\n\r\n6. Wie bewerten Sie eine Mindestgröße von 10 MW steuerbare elektrische NettoNennleistung der Kapazität in den Ausschreibungen? Welche Vorteile oder Nachteile könnten ein höherer oder niedrigerer Wert für die Mindestgröße bieten? Bitte berücksichtigen Sie dabei auch die spätere Einführung eines umfassenden Kapazitätsmechanismus, der auch Kapazitäten unter 10 MW adressieren wird. Wie sehen Sie die Möglichkeit zur Aggregation von kleinen Anlagen?\r\n\r\nEFET D:\r\nSiehe Antwort zu Frage 4.\r\n\r\n7. Welche der beiden Preissetzungsregeln „Payasbid“ und „Payascleared“ halten Sie für das Auktionsverfahren für geeignet und wie begründen Sie dies?\r\n\r\nEFET D:\r\nPayascleared ist in der Wissenschaft generell als effizienteres System anerkannt und vermeidet den Anreiz, sich bei der Gebotsstellung an den Wettbewerbern zu orientieren.\r\n\r\n9. Wie bewerten Sie die unter Abschnitt A. skizzierte Ausgestaltung bzw. die Ausgestaltungsoptionen der Fördermaßnahmen? (identisch zu 4)\r\n\r\nEFET D:\r\nJede technologische Vorgabe für die Bieter verringert die Chance, dass effizientere Lösungen wettbewerblich entstehen. Beispiele hierfür sind:\r\n\r\n\t- Unklarheit in der Neuanlagendefinition\r\n\t- Richtig ist, dass die Anlagen die anzuwendende Dekarbonisierungstechnologie frei wählen dürfen. Das EUETS stellt sicher, dass der Betrieb im Einklang mit den Klimazielen der Union steht.\r\n\t- Die Verpflichtung zum Phasenschieberbetrieb dürfte weniger effizient sein als eine marktliche Beschaffung von Systemdienstleistungen. Hierdurch würde der sich gerade entwickelnde Markt für SDL verzerrt oder sogar geschwächt (je nachdem wie die Phasenschieber eingesetzt würden). \r\n- \tDie hier vorgeschlagene kapazitätsbasierte Förderung (€/kW) ist marktschonender als ein Eingriff in die Merit Order.\r\n\r\nEinen Clawback lehnen wir ab, da dieser von den Bietern sowieso als Risiko eingepreist würde und den Terminmarkt schwächt. Wir stimmen nicht zu, dass ein ClawbackMechanismus rechtlich verpflichtend ist. \r\n\r\n11. Wie schätzen Sie das Risiko von Wettbewerbsverzerrungen auf den Strommärkten durch eine Maßnahme ein, die auf die Förderung neuer Kraftwerke abzielt? Welche Rolle spielt in diesem Zusammenhang aus Ihrer Sicht die Einführung eines umfassenden Kapazitätsmechanismus?\r\n\r\nEFET D:\r\nDie Kraftwerksstrategie bewirkt eine künstliche Veränderung des deutschen Kraftwerksparks und ist damit per Definition eine Verzerrung. \r\n\r\nDas Ausmaß der Wettbewerbsverzerrungen hängt von verschiedenen Stellschrauben ab: \r\n\t- Es ist gut, dass die Kraftwerksstrategie eine kapazitätsbasierte Förderung vorsieht (anstatt in die Merit Order einzugreifen). \r\n\t- Ein Clawbackmechanismus untergräbt das HedgingVerhalten und somit die Liquidität im Terminmarkt. \r\n\r\nWichtig wäre, die ersten beiden Säulen der Kraftwerksstrategie möglichst bald mit einem geordneten technologieneutralen Kapazitätsmarkt abzulösen. \r\n\r\nDie mit der ersten Säule einhergehende Umlage kann je nach Ausgestaltung marktverzerrend wirken. Daher sollten Kosten minimiert und die Ausgestaltung der Umlage mit dem Markt konsultiert werden. \r\n\r\n12. Gibt es aus Ihrer Sicht Gründe, mit der gezielten Förderung neuer Anlagen zu beginnen? Bitte erläutern Sie Ihre Sicht.\r\n\r\nEFET D:\r\nMit fortschreitendem Kohleausstieg ist ein zeitnaher Zubau steuerbarer Kapazitäten notwendig. Ein sauber aufgesetzter technologieneutraler Kapazitätsmechanismus wäre den Ausschreibungen der Säulen 1 und 2 vorzuziehen. Die Ausschreibungen sollten also lediglich zur Überbrückung dieses Zeitraums dienen.\r\n14. Für sämtliche Ausschreibungen soll ein Rückforderungsverfahren (ClawbackMechanismus) etabliert werden, welches sicherstellt, dass keine Überförderung eintritt.\r\n- Wie bewerten Sie die skizzierten Verfahren zur erzeugungsabhängigen bzw.  unabhängigen Abschöpfung?\r\n - Welche Variante ist aus Ihrer Sicht vorzuziehen?\r\n - Sollten unterschiedliche oder identische Abschöpfungsmechanismen nach 4.1 und 4.8 angewandt werden?\r\n - Wie bewerten Sie die Mindesthöhe des Auslösepreises von 430 Euro/ MWh?\r\n - Wie bewerten Sie die Ermittlung des Höchstpreises?\r\n\r\nEFET D:\r\nGrundsätzlich ist der Clawback Mechanismus abzulehnen, denn die passgenaue Umsetzung mit adäquater Berücksichtigung von Termingeschäften ist unmöglich, administrativ sehr aufwändig und je nach Ausgestaltung werden Kraftwerksvermarktung oder einsatz verzerrt. Ohne Clawback Mechanismus würden die erwartbaren Erlöse in das Gebot eingepreist, das dadurch niedriger ausfällt. Es finden im Durchschnitt also keine Übererlöse statt. Zudem werden Gewinne von Anlagenbetreibern bereits heute besteuert – durch die Unternehmensbesteuerung. Die EUBeihilfeleitlinien geben vor, das Überförderungen zu vermeiden sind und dazu ein Rückzahlungsmechanismus angewendet werden kann – aber nicht muss. Deutschland sollte nicht über die EUrechtlichen Anforderungen hinaus gehen und sich für deren Veränderung einsetzen.\r\n\r\n15. In den Ausschreibungen für neue steuerbare Kapazitäten zur Stromerzeugung wurde weiter oben ein Bonusmodell für die regionale Steuerung der Kraftwerke vorgeschlagen. Ist dieses Modell aus Ihrer Sicht geeignet? Wie schätzen Sie die Wirksamkeit (v.a. hinsichtlich der Kosten) der Größenordnung des Bonus ein?\r\n\r\nEFET D:\r\nJa. Es ist nachvollziehbar, dass darauf geachtet wird, mit den KWSAusschreibungen keine Netzengpässe zu verstärken.\r\n\r\n17. Wie bewerten Sie die technischen Mindestanforderungen für die teilnehmenden Anlagen unter A.I.4.b?\r\n\r\nEFET D:\r\nSiehe Antwort zu Frage 4.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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V. zum BMWK\r\nReferentenentwurf eines „Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Bereich der Endkundenmärkte, des Netzausbaus und der Netzregulierung (EnWG-EEG-Novelle) in der ergänzten Fassung vom 23.10.2024\r\n\r\nBerlin, 25. Oktober 2024 – Es ist richtig, erneuerbare Erzeugung den Preissignalen des Strommarkts direkter auszusetzen und hierdurch eine stärkere Marktintegration dieser Anlagen anzureizen. EFET Deutschland begrüßt ebenfalls, dass der Gesetzgeber auf die Einführung von Viertelstundenprodukten im Day-Ahead-Markt der europäischen Strombörsen reagiert und eine Anpassung von hiervon betroffenen Regelungen im EEG angeht. Bei der Umsetzung im konsultierten Gesetzentwurf stellen wir jedoch fest, dass in den Details Unklarheiten und Widersprüche stecken: So könnte die Übergangsregelung zur Abschaffung der Vergütung bei negativen Preisen eher dazu führen, dass diese Anlagen zukünftig geringeren Anreizen ausgesetzt sind, ihre Einspeisung in Zeiten negativer Strommarktpreise zu reduzieren. Damit würde die Regelung dem angestrebten Ziel – eine bessere Markt- und Systemintegration – zuwiderlaufen. Zudem ist die genaue Unterscheidung zwischen Bestands- und Neuanlagen sowie die Berechnung des Monatsmarktwerts nach Einführung der Viertelstundenprodukte in der Day-Ahead-Auktion unklar. Aus Energiehandelssicht muss mindestens die Anpassung der Marktwertberechnung an die 15-Minuten-Granularität zu Beginn eines Kalendermonats erfolgen und für bestehen-de Anlagen sollte die stündliche Berechnung beibehalten werden. Außerdem schlagen wir eine Lösung vor, damit Speicher nicht länger in ihrer flexiblen Nutzung eingeschränkt werden und ordnen die Anpassungen im EnWG zum Redispatch ein. Die neue Hedging-Verpflichtung sollte im Anwendungsbereich auf Stromlieferanten beschränkt sein und nicht über die unionsrechtliche Vorgabe hinausgehen.\r\n\r\nWir begrüßen die Gelegenheit zur Stellungnahme. Das Anliegen der Bundesregierung, zeitnah zu handeln, ist nachvollziehbar. Dennoch sehen unsere Mitglieder die unverhältnismäßig kurze Frist der Verbändeanhörung sehr kritisch: Zwei Werktage zur Prüfung sehr umfangreicher und materieller Ergänzungen von mehr als 100 Seiten in einem Gesetzentwurf von 288 Seiten wird den Themen und der Eingriffstiefe der Gesetzesänderungen nicht gerecht. Wir behalten uns daher vor, Ergänzungen zu dieser Stellungnahme zu einem späteren Zeitpunkt abzugeben. \r\n\r\nAnmerkungen zu ausgewählten EEG-Themen:\r\n\r\nEEG: Weitgehende Abschaffung der Vergütung bei negativen Preisen und Umstellung auf Viertelstunden in der Day-Ahead Auktion lässt wichtige Fragen offen\r\n§ 3 Nr. 42a, § 51, §100 Abs. 45 (Übergangsbestimmungen) EEG-Entwurf\r\n\r\nEFET Deutschland begrüßt das Vorhaben, (neue) erneuerbare Energieerzeugungsanlagen den Preissignalen des Strommarkts unmittelbarer auszusetzen und hierdurch eine stärkere Marktintegration dieser Anlagen anzureizen. Die Umsetzung dieser Handlungsmaßnahme im ergänzten Referentenentwurf vom 23. Oktober wirft nach unserer Lesart allerdings einige Fragen auf. Der Gesetzestext, insbesondere durch die Beziehung der Regelungen zueinander, ist bei der Formulierung zur Umstellung auf Viertelstunden in der Day-Ahead Auktion (SDAC) unscharf. Das führt zu Unklarheiten und möglichen Diskrepanzen:\r\n\r\n•\tLaut Text der Übergangsbestimmung (§ 100 Abs. 45 EEG-E) gilt eine Kalenderstunde als negativ, wenn der Spotmarktpreis für jede Viertelstunde in dieser Stunde negativ ist. Dies hätte den Effekt, dass für bestehende Anlagen die nach dem geänderten EEG als negativ gezählten Stunden gegenüber heute abnehmen würden. Hierdurch verringert sich für diese EE-Anlagen der Anreiz, ihre Einspeisung in Zeiten negativer Strommarktpreise zu reduzieren. Damit würde die Regelung dem angestrebten Ziel – eine bessere Markt- und Systemintegration – zuwiderlaufen. \r\n\r\n•\tAuch die genaue Unterscheidung zwischen Bestands- und Neuanlagen ist nicht klar. In Artikel 6 wird die Begriffsbestimmung „Spotmarktpreis“ in § 3 Nr. 42a EEG-E geändert. Durch Artikel 7 werden § 51 Abs. 1 und 2 EEG-E (Verringerung des Zahlungsanspruchs bei negativen Preisen) neu gefasst und die Definition stellt zukünftig auf Stromviertelstundenkontrakte am Day-Ahead-Markt ab. \r\n\r\n•\tHiernach würde für alle EE-Anlagen, die nicht unter eine der Bestandsschutzregelungen fallen, für Zeiträume, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, sich der anzulegende Wert auf null verringern. Durch den Bezug des neuen § 51 EEG auf die zum 1.1.2025 sich ändernde Definition des Spotmarktpreises, würde bei Neuanlagen die Vergütung bei negativen Spotmarktpreisen bereits ab der ersten Viertelstunde entfallen. Das ist eine wesentliche materielle Änderung, die mit extrem kurzem Vorlauf eingeführt wird, ohne das neuen EE-Projekten die Möglichkeit eingeräumt wird, sich angemessen sowohl technisch als auch vertraglich auf die geänderten Bedingungen einzustellen. Die meisten Direktvermarktungsmengen für 2025 sind bereits vertraglich festgelegt.\r\n\r\nEEG: 15-Minuten-Granularität und Marktwertberechnung – wichtige Klarstellungen nötig\r\nEs ist zu begrüßen, dass der Gesetzgeber auf die Einführung von Viertelstundenprodukten im Day-Ahead-Markt der Strombörsen im europäischen Binnenmarkt reagiert und eine Anpassung von hiervon betroffenen Regelungen im EEG angeht. Allerdings werfen die bestehenden Unsicherheiten bei der Einführung von Viertelstundenprodukten im Day-Ahead-Markt weiterhin Fragen auf, was sich im Gesetzesentwurf widerspiegelt. Unklarheiten im Gesetzentwurf schaffen zudem weitere Unsicherheiten: Wie genau wird der Monatsmarktwert nach Einführung der Viertelstundenprodukte im SDAC berechnet? Wir vermuten, dass dies auf Viertelstundenbasis erfolgen soll. Der Gesetzestext ist hier jedoch unscharf und beschreibt nur die Methodik während der Übergangszeit.\r\n\r\nAus Sicht von EFET Deutschland sind mindestens folgende Aspekte bei der Gesetzesänderung zu berücksichtigen:\r\n\r\n•\tDie Anpassung der Marktwertberechnung an die 15-Minuten-Granularität muss zu Beginn eines Kalendermonats erfolgen.\r\n\r\n•\tDie Umstellung auf die 15-Minuten-Granularität für die Berechnung des Marktwerts kann sich erheblich auf die Rentabilität bestehender Anlagen auswirken. Diese Änderung kann wirtschaftliche Folgen für bestehende PPA-Verträge haben, weshalb die stündliche Berechnung für bestehende Anlagen während deren Laufzeit beibehalten werden sollte. In der praktischen Umsetzung sollte für diese Anlagen eine Durchschnittsberechnung aus vier viertelstündlichen Preisen erfolgen, statt auf die einzelnen ¼-Stunden abzustellen. \r\n\r\nInnovationsausschreibungen: Ausschließlichkeitsprinzip schränkt Speichernutzung ein\r\n§ 19 EEG i.V.m. § 13 Abs.4 InnAusV\r\n\r\nDie Nutzung von Flexibilität durch Speicher ist essenziell für eine verbesserte Markt- und Systemintegration der erneuerbaren Erzeugung. Aktuelle gesetzliche Regelungen zum Ausschließlichkeitsprinzip schränken die Vermarktungsmöglichkeiten von Stromspeichern heute allerdings ein. Der Speicher kann somit weniger flexibel genutzt werden. Der vorgelegte Gesetzentwurf löst das Problem nicht ausreichend. \r\n\r\nDie vorhandene Einschränkung in § 13 Abs. 4 Innovationsausschreibungsverordnung (InnAusV) führt dazu, dass für Anlagenkombinationen mit Speichern kein Strom aus dem Netz genutzt werden kann. Das schränkt die Nutzung des Speichers massiv ein. § 13 Abs. 4 InnAusV sollte gestrichen werden. Zudem sollte ein Wechsel in eine marktliche Vermarktungsform erfolgen können und Anlagen in dieser Zeit auf die Marktprämie aus der InnAusV verzichten und im Gegenzug Strom aus dem Netz laden könnten.\r\n\r\nVerordnungsermächtigung zum systemdienlichem Anlagenbetrieb sollte ergebnisoffene Diskussion des Regelungsinhalts erlauben\r\nDie in § 94 EEG-Entwurf vorgesehene Verordnungsermächtigung listet bereits sehr konkret detaillierte Eingriffe auf, welche durch das BMWK in einer Verordnung zu regeln sind. Es wäre von Vorteil, wenn der Inhalt der Regelungen zunächst ergebnisoffen mit den Marktteilnehmern erörtert und anschließend an die Konsultation in einer Verordnung des Ministeriums umgesetzt werden. Die Verordnungsermächtigung sollte daher so formuliert sein, dass sie eine Ausgestaltung der Vorgaben für den systemdienlichen Anlagenbetrieb ohne Vorfestlegungen ermöglicht.\r\n\r\n§ 10b Abs. 6 EEG-Entwurf – Kontrolle von Anlagenbetreiberpflichten nicht auf Direktvermarkter abwälzen\r\nMessung und Steuerbarkeit von EE-Anlagen in der Direktvermarktung: § 10b Abs. 6 EEG-E regelt eine neue Verpflichtung für Direktvermarkter, Verstöße von Anlagenbetreibern hinsichtlich der Mess- und Steuerbarkeit ihrer Anlagen anzumahnen bzw. zur Einhaltung der Vorgaben aus § 10b EEG aufzufordern; kommt der Anlagenbetreiber der Aufforderung nicht innerhalb einer definierten Frist nach, ist der Direktvermarkter nach der neuen Norm verpflichtet, dies dem Netzbetreiber mitzuteilen. Grundsätzlich ist es richtig, Kontrollprozesse zur Durchsetzung von Vorgaben und Sanktionen des Netzbetreibers bei Verstößen des Anlagenbetreibers zu etablieren. Fraglich erscheint uns allerdings, ob es angemessen und geeignet ist, hierfür einen Dritten (Direktvermarkter) zu verpflichten.\r\n\r\nAnmerkungen zu ausgewählten EnWG-Themen:\r\n\r\n§ 5 (4a) EnWG-Entwurf – Risikoabsicherung von Versorgern (Hedging-Verpflichtung)\r\n\r\n\tAnwendungsbereich auf Stromlieferanten beschränken\r\nDer § 5 Abs. 4a EnWG-E (Überwachung der preislichen Absicherung, „Hedging“) zielt auf die Umsetzung von Artikel 18a der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie (EU) 2024/1711 ab. Allerdings geht die Neuregelung im Anwendungsbereich über die bloße Umsetzung der unionsrechtlichen Vorgaben hinaus, da nicht nur Strom- sondern auch Erdgaslieferanten einbezogen sind. Im Referentenentwurf wird die geplante Vorgabe an das Merkmal „Energielieferanten“ geknüpft. Diese Definition umfasst gemäß § 3 Nr. 15c EnWG auch Gaslieferanten. Da sich Artikel 18a der Strombinnenmarktrichtlinie nur auf Stromlieferanten bezieht, sollte das gleiche auch für § 5 Abs. 4a EnWG-E gelten. Dieser sollte also nicht auf „Energielieferanten“, sondern nur auf „Stromlieferanten“ referenzieren.\r\n\r\n\tVorlage und Anpassung von Absicherungsstrategien nur in begründeten Ausnahmefällen\r\nDie Preisabsicherungsstrategie ist ein wichtiges Element kommerzieller Energieversorgungsstrategien und damit Teil des Wettbewerbs zwischen den Marktteilnehmern. Die Anordnung einer preislichen Absicherungsstrategie durch die Bundesnetzagentur würde bedeuten, dass Unternehmen gezwungen werden, ihr kommerzielles Verhalten zu ändern, beispielsweise gewisse Geschäfte abzuschließen oder zu unterlassen. Dies führt zu Unkosten bei den betroffenen Unternehmen sowie zu Wettbewerbsverzerrungen. Aus diesem Grund sollte dieser behördliche Eingriff so gering wie möglich erfolgen und immer eine Ausnahme darstellen. In § 5 Abs. 4a EnWG-E sollte daher klarstellt werden, dass die Überprüfung und eine Anordnung von Preisabsicherungsstrategien durch die BNetzA nur in begründeten Fällen stattfinden sollen. \r\n\r\nDie Thematik ist offenbar nur relevant für Haushaltskunden („SLP-Kunden“), von denen nicht anzunehmen ist, dass sie die preisliche Absicherung des Energieversorgers bei der Versorgerwahl berücksichtigen. Andere Kundengruppen (bspw. Industriekunden) agieren hingegen professionell bzw. besser informiert und sollten selbst dafür verantwortlich bleiben, die Verlässlichkeit ihres Stromversorgers zu bewerten. § 5 Abs. 4a EnWG-E sollte daher nur für Lieferungen an Haushaltskunden gelten. Die Begründung deutet bereits darauf hin, dass die Neuregelung lediglich auf Lieferanten von Haushaltskunden abzielt („Konkretisierung, der ohnehin bestehenden Anforderungen an einen leistungsfähigen Energielieferanten nach § 5 EnWG“). Eine entsprechende klare Formulierung direkt im Gesetzestext wäre willkommen.\r\n\r\n§ 14 (1a) und (1b) EnWG-Entwurf – Redispatch: Weiterentwicklung nicht aus den Augen verlieren\r\nEine wesentliche Verbesserung beim Übergang vom Einspeisemanagement zum Redispatch 2.0 war die Verpflichtung der Netzbetreiber, Redispatch Maßnahmen gegenüber dem Einsatzverantwortlichen und dem Lieferanten anzukündigen. Hier gilt es die Prozesse weiter zu verbessern, sodass flächendeckend die Abrufinformationen rechtzeitig kommuniziert werden. Eine schrittweise Einführung des bilanziellen Ausgleichs durch den Netzbetreiber im Verteilnetz wird ausdrücklich begrüßt.\r\n\r\nMit der EnWG-Novelle soll nun die Anspruchsgrundlage verändert werden. Bisher hat der Bilanzkreisverantwortliche aufgrund des § 13a EnWG-Anspruch auf bilanziellen Ausgleich. Zukünftig soll mit der EnWG-Novelle der Anlagenbetreiber einen Anspruch auf angemessene finanzielle Entschädigung gemäß § 14 Abs. 1b EnWG-E erhalten, wenn im Verteilnetz kein bilanzieller Ausgleich durch den Netzbetreiber bereitgestellt wird. Wann ein bilanzieller Ausgleich durch den Netzbetreiber bereitgestellt werden soll, soll die Regulierungsbehörde BNetzA festlegen dürfen. So ist die vorgelegte EnWG-Änderung zwar eine Anpassung des Rechts an den Ist-Zustand. Dennoch sollte vermieden werden, dass bereits erreichte Verbesserungen wieder zunichte gemacht werden. \r\n\r\nWenn der Netzbetreiber keinen bilanziellen Ausgleich für die Redispatch-Maßnahme zur Verfügung stellt, entsteht beim BKV ein Preisrisiko. Denn der BKV muss den zuvor veräußerten Strom kurzfristig erneut beschaffen oder muss im schlechtesten Fall Ausgleichsarbeit für die Mindereinspeisung aufgrund der Redispatch-Maßnahme beziehen. Der dadurch beim BKV entstandene Schaden, sollte jedoch in irgendeiner Weise berücksichtigt werden.\r\n\r\nIn der Frage, ob zukünftig weiterhin der Bilanzkreisverantwortliche direkt entschädigt werden sollte (wie zurzeit über die Geschäftsführung ohne Auftrag, welche die Weiterführung der Übergangslösung im Verteilnetz darstellt) oder ob der Anlagenbetreiber alleiniger Anspruchsberechtigter für den finanziellen Ausgleich sein sollte, dazu gibt es unter den Mitgliedern verschiedene Ansichten.\r\n\r\nEinige Mitglieder halten es für sinnvoll, dass der Anlagenbetreiber der alleinige Anspruchsberechtigter für den finanziellen Ausgleich wird. Sie sehen darin den Vorteil, dass Direktvermarkter endlich wieder aus der zwanghaften Rolle des doppelten Abrechners gegenüber Netzbetreiber und Anlagenbetreiber herauskommen. Die Abrechnung zwischen BKV und Netzbetreiber würde entfallen und eine Abrechnung der einzelnen Redispatch-Maßnahmen zwischen BKV und Anlagenbetreiber wäre ebenfalls nicht mehr zwingend notwendig. Ein anderer Teil der Mitglieder lehnt es ab, dass der Anlagenbetreiber als alleiniger Anspruchsberechtigter für den finanziellen Ausgleich gesehen wird. Dies insbesondere deshalb, weil damit die Weiterentwicklungen der finanziellen Abwicklung von Redispatch 2.0 Maßnahmen der letzten Jahre zunichte gemacht würden – es käme einem Rückfall in das alte Einspeisemanagement-Regime gleich, wenn ausschließlich der Anlagenbetreiber gegenüber dem Netzbetreiber abrechnen würde. Zudem müssten in sehr kurzer Zeit viele vertraglichen Regelungen zur Kompensation der Ausfallarbeit in den Verträgen zwischen Anlagenbetreiber und Vermarktungsunternehmen angepasst werden. Außerdem müssten im Hinblick auf den teilweisen bilanziellen Ausgleich doppelte/parallele Prozesse aufrechterhalten werden. Dies könnte wieder eine Unsicherheit im Markt und einen hohen Umstellungsaufwand mit sich bringen. \r\n\r\nGemeinsames Verständnis aller Mitglieder ist jedoch, unabhängig davon, wer gegenüber dem Netzbetreiber für den finanziellen Ausgleich anspruchsberechtigt ist: Über kurz oder lang sollte der finanzielle Ausgleich mindestens dem anzulegenden Wert, bzw. dem in einem Liefervertrag vertraglich vereinbarten Preis entsprechen. Denn der Anlagenbetreiber hätte diesen Betrag erhalten, wäre keine Redispatch-Maßnahme durchgeführt worden. Darüber müssten zusätzliche Kosten, welche nachweislich zum Beispiel aufgrund der Abrechnung von Redispatch-Maßnahmen oder zum Ausgleich des Bilanzkreises aufgrund von Redispatch-Maßnahmen entstehen ebenfalls abrechenbar sein. \r\n\r\nDarüber hinaus ist die einseitige Nennung von „wirtschaftlichen Vorteilen“ im neu gefassten Absatz 1b im Zusammenhang mit einer Bereitstellung des bilanziellen Ausgleichs durch den BKV nicht nachvollziehbar. Im Gegenteil, es ist nicht erkennbar, an welcher Stelle es überhaupt zu wirtschaftlichen Vorteilen kommen könnte. In der Begründung des Referentenentwurfs (S.85) wird ausgeführt, dass dies im Falle von negativen Preisen oder positivem Redispatch der Fall sein kann. Hierbei wird jedoch die Tatsache vernachlässigt, dass die geredispatchte Anlage eine flexibel einsetzbare Option ist und der Redispatch dem Direktvermarkter/BKV die Chance versagt, die Anlage eigenständig bei negativen Preisen einzusenken oder bei positiven Preisen zu erhöhen, soweit dies als wirtschaftlich angesehen wird. Daher ist Satz 2 aus § 14 Abs. 1b EnWG-E zu streichen.\r\n\r\nGemeinsames Verständnis aller Mitglieder ist außerdem, dass keine Lücke zwischen dem Inkrafttreten der EnWG-Änderung (keine Verpflichtung der VNB zum bilanziellen Ausgleich) und der Festlegung der BNetzA (Möglichkeit zur Verpflichtung einzelner VNB, Anlagenarten oder größen) auftreten darf. Eine Lücke hätte zur Folge, dass Direktvermarktungsverträge innerhalb kurzer Zeit zweimal auf eine neue Rechtslage angepasst werden müssten.  \r\n\r\n§ 13l EnWG-Entwurf – Umrüstung einer Erzeugungsanlage zu einem Betriebsmittel zur Bereitstellung von Blind- und Kurzschlussleistung sowie von Trägheit der lokalen Netzstabilität\r\nDer Referentenentwurf sieht vor, dass ÜNB eine solche Umrüstung verlangen dürfen. Dies würde bedeuten, dass die Marktmechanismen zugunsten einer Regulierung aufgegeben werden würden. Anstelle von Freiwilligkeit und der Möglichkeit, am Markt teilzunehmen, wenn es technisch möglich ist und es wirtschaftlich sinnvoll erscheint, würde nun ein Zwang in Form einer „Netzreserve light“ regulativ vorgeschrieben. \r\n\r\nVon dieser Änderung sollte abgesehen werden und stattdessen die marktliche Beschaffung von Systemdienstleistungen zügig umgesetzt werden.\r\n\r\n§ 20b EnWG-Entwurf – Gemeinsame Internetplattform für die Abwicklung des Netzzugangs\r\nWir begrüßen die geplante Verpflichtung der Elektrizitätsverteilnetzbetreiber, für den Datenaustausch im Zusammenhang mit der Abwicklung des Netzzugangs eine gemeinsame und bundesweit einheitliche Internetplattform zu errichten und zu betreiben. Solch eine Plattform hat grundsätzlich das Potential, Netzzugangsprozesse effizienter zu gestalten. Mit den neuen Festlegungskompetenzen hat es die Bundesnetzagentur in der Hand, dieses Potential zu heben.\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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However, it introduces new obligations without a clear framework for compliance,\r\nwhere importers may face currently undefined levels of penalties. This lack of clarity is already\r\nimpacting the willingness of companies to enter into forward contracts, which is unhelpful to energy\r\nsecurity and would increase price volatility.\r\nWe urge Member States to ensure that no fines are imposed during a transitional period, until the\r\nindustry has been given sufficient time to develop and implement the necessary compliance\r\nmeasures. This will safeguard energy supply security, prevent related price shocks, and allow\r\ncompanies to align with the MER’s requirements without undue disruption.\r\nKey messages\r\n1. Complex Reporting: Reporting obligations include information that is not currently\r\nrecorded and require changes to equipment, procedures and contractual arrangements to\r\nproduce this and allow it to be passed to the reporting entity.\r\n2. Unclear Compliance Standards: Details on how exporters to the EU will be judged to\r\nmeet EU standards and the precise definition of what is to be reported are unlikely to be\r\ncompleted quickly, thereby raising uncertainty over what imports3 may be compliant and\r\nwhat will be subject to unknown levels of penalty. The risk of different MS interpretations\r\ncould also complicate reporting and reduce comparability.\r\n3. Hindrance to Contract Negotiations: This uncertainty is preventing contracts being\r\nsigned for EU imports in the medium-term as parties cannot agree how obligations and\r\npenalties should be assigned, counter to the aim of securing of future energy supplies.\r\n1 Regulation (EU) 2024/1787 on the reduction of methane emissions in the energy sector\r\n2 MER addresses production and importation of all fossil fuels; this paper focuses on gas imports only.\r\n3 In 2023, EU imported 290bcm of gas against consumption of 330bcm (EC Quarterly Report for 2023)\r\n\r\nDetailed comments\r\nThe following are some of the Member States’ tasks relevant to the importation of natural\r\ngas:\r\n• Designation of competent authorities with adequate powers and resources, who will\r\ncooperate with the Commission and third country authorities to ensure compliance.\r\n• Setting and enforcement of rules on penalties applicable to infringements (provided they do\r\nnot endanger the security of energy supply) and publishing information on penalties levied.\r\n• Appointment of verifiers to assess conformity and accuracy of emissions reports.\r\n• Collection and submission of information received from importers registered in that\r\nMember State (but in respect of these companies’ imports throughout EU).\r\n• Provision of expertise for consultation on Delegated and Implementing Acts.\r\nThe main challenges and concerns held by importers are as follows:\r\n• Where imported gas (whether via pipeline or in form of LNG) has been obtained via a virtual\r\ntrading point or it is sourced via assets (e,g. grids) where gas from multiple production\r\nfacilities is commingled, the required information on the source of the gas or identity of the\r\noriginal producer is not known, and no contractual relationship exists between the importer\r\nand the producer in order to obtain that information.\r\n• Rules are unclear as to who the importer is and to which competent authority they should\r\nreport back to if they are established outside the EU.\r\n• As of today, it is not known what exporting countries are considered MRV equivalent, how\r\nnew countries will be evaluated, what is the timetable for evaluation of exporters, and how\r\nimporters will know if they will be exposed to fines.\r\n• MER contains a number of unclear or ambiguous definitions, e.g. who constitutes an\r\nimporter, when is gas placed on the market as distinct from imported for own use or sold\r\noutside EU, how to allocate emissions between oil production and associated gas.\r\n\r\n• It is not expected that Delegated and Implementing Acts can quickly provide the necessary\r\nclarity and certainty to enable companies to demonstrate compliance.\r\n• Importers may have little political influence to require upstream producers in third countries\r\nto amend local legislation or to change existing procedures4.\r\n• The reporting described above represents the first obligation placed on importers in a\r\nprogressive series that goes on to include demonstrating equivalence to EU methane\r\nemission rules (from 2027), calculating the methane intensity of produced gas (from 2028),\r\nand requiring production processes to reduce methane intensity (from 2030).\r\nImpact on the market\r\nIn the meantime, the uncertainty over how to comply with increasing obligations against undefined\r\nstandards, together with an unknown penalty regime, makes contracting for forward supplies\r\ndifficult. Neither exporter nor importer is prepared to accept unknown penalties that might apply if\r\ngas sources cannot be identified or an exporting country is not considered to be MRV equivalent.\r\nThis is preventing forward contracts from being struck for import into the EU. We are aware of at\r\nleast two negotiations for long-term contracts that have been discontinued, because parties are\r\nunable to agree how penalties should be divided if information cannot be declared in a format\r\nacceptable to EU.\r\nWhile the gas industry is actively working on potential solutions, reaching a global agreement is\r\nunlikely in the near term. Furthermore, the development and approval of Delegated and\r\nImplementing Acts and their passage through a legislative programme will take additional time,\r\nfurther delaying clarity. Nevertheless, the MER is in force and these obligations already apply to\r\ncontracts concluded or renewed on or after 4 August 2024.\r\n4 Under art. 28.5(b), the third country must have in place, and exporters to the EU established in that country\r\nmust apply, EU-equivalent MRV ensuring at least source- and site-level quantification and regular reporting as\r\nunder art. 12 for crude oil and gas + independent third-party verification as under art. 8 & 9 + effective\r\nsupervision and enforcement.\r\n\r\nRequest to Member States\r\nMember States could help by clarifying early their approach to a penalty regime. The Regulation\r\nprovides for Member States to have the power to impose penalties up to 20% of annual turnover in\r\nthe preceding business year, providing they do not endanger the security of energy supply. For\r\ninternational energy companies, this represents a significant deterrent to importation of gas without\r\ncertainty that they can demonstrate compliance. A high-penalty regime in any Member State will\r\nlikely foreclose their market to larger importers and to supplier countries who are not yet judged to\r\nbe MRV equivalent.\r\nConversely, if penalties were to not to be imposed for a transitional period, pending clear rules on\r\nhow importers can demonstrate compliance, then this would have a less deterrent effect on signing\r\nlonger term contracts for supply to the EU. This approach would help protect energy security while\r\nthe industry adapts to the new requirements."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014153","regulatoryProjectTitle":"Abschluss der Gesetzgebung zur Abschaffung der Gasspeicherumlage an Grenzkopplungspunkten - Änderung § 35e EnWG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/23/55/391531/Stellungnahme-Gutachten-SG2412300025.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Abschluss der Gesetzgebung zur Abschaffung der Gasspeicherumlage an Grenzkopplungspunkten von immenser Bedeutung für Gashandel in Deutschland und Europa\r\nNach dem Bruch der Regierungskoalition, löst die aktuelle Situation mit zahlreichen offenen Gesetzgebungsverfahren im Energiemarkt große Unsicherheit aus. Aus Sicht der Energiehändler betrifft das insbesondere einzelne Punkte in der EnWG- und EEG-Novelle sowie die Implementierung des EU-Emissionshandelssystems für Wärme und Verkehr (ETS II) mit dem TEHG-Europarechtsanpassungsgesetz 2024. Für Akteure am Gasmarkt ist vor allem wichtig, dass die angekündigte Abschaffung der Gasspeicherumlage an Grenzübergangspunkten mit dem Dritten Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes umgesetzt wird.\r\nGashändler in Deutschland und Europa haben sich auf die von der Bundesregierung eingeleitete Gesetzesänderung verlassen und bereits Verträge zur Versorgung von Kunden geschlossen, die mit dem Wegfall der Gasspeicherumlage kalkuliert waren. Wird die Umlage an Grenzkopplungspunkten entgegen der Ankündigung doch nicht abgeschafft, schwächt das das Vertrauen des Marktes in die Zuverlässigkeit politischer Entscheidungen und ein großes Hindernis für den Gashandel in Europa bliebe bestehen. Insbesondere Staaten in Mittel- und Osteuropa, die sich mit dem Auslaufen des Gastransits über die Ukraine um neue Lieferwege bemühen, käme der Fortbestand der Gasspeicherumlage 2025 zur Unzeit. Denn sie verteuert den Transport über Deutschland. \r\nDen zusätzlichen kostentreibenden Effekt der bisherigen Umlageerhebung konnte man bereits beobachten: Weniger Gastransporte infolge der Umlage an Grenzkopplungspunkten führten zu Mindereinnahmen der deutschen Fernleitungsnetzbetreiber, die daher die Kapazitätsentgelte für 2025 um 32% erhöhen mussten. Diese Mehrkosten belasten auch die Gasverbraucher in Deutschland.\r\nEs wäre daher sehr wichtig, wenn der Bundestag den Wegfall der Umlage für Gasflüsse ins Ausland noch vor Jahresende beschließt, wie es von der Bundesregierung zugesagt wurde. \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":[]},"sendingDate":"2024-11-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015537","regulatoryProjectTitle":"Weiterentwicklung marktbasierte Instrumente zur Befüllung von Gasspeichern","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/36/99/501691/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310201.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"EFET Deutschland Evaluierung der SSBO-Regelungen\r\nzur Sicherung von Mindestspeicherfüllständen im\r\nWinter 2022/2023\r\nKernpunkte\r\n1. Das Gasspeichergesetz hat seinen Zweck erfüllt. Die dort enthaltenen\r\nMaßnahmen haben dafür gesorgt, dass die Gasspeicher über das politisch\r\ngewünschte Ziel hinaus gefüllt wurden. Dies war ein bedeutsamer Beitrag zur\r\nVersorgungssicherheit. Die damit verbundenen Kosten waren allerdings höher, als\r\nsie hätten sein müssen.\r\n2. Der Marktgebietsverantwortliche Trading Hub Europe (THE) hat in diesem Kontext\r\neine neue Rolle angenommen, nämlich die eines Speicherkunden. Dafür hat THE\r\nauch große Gasmengen gekauft und eingespeichert. Damit hat THE Aufgaben\r\nübernommen, die eigentlich nicht im regulierten Bereich, sondern im\r\nwettbewerblichen Bereich verortet werden sollten. Dies widerspricht dem Geist der\r\nim dritten Binnenmarktpaket definierten Marktrollen. Es ist daher wichtig, dass jetzt\r\ndarüber gesprochen wird, wie die Rolle von THE im wettbewerblichen Markt\r\nwieder ausgeschlossen werden kann und dies spätestens zum 01. April 2025\r\n(Enddatum dieses Gesetzes) umgesetzt wird. THE sollte Speicher erst dann selbst\r\nbefüllen, wenn absehbar ist, dass das Füllziel mit SSBOs nicht erreicht wird.\r\nAnstatt Buchungen einfach in den Folgewinter auszudehnen, sollten die\r\nGasmengen und Speicherkapazitäten zunächst dem Markt zum Kauf angeboten\r\nwerden.\r\n3. Die Gasspeicherumlage droht in diesem Jahr enorm anzusteigen. Dies stellt für\r\nVertriebe, Händler und Endkunden ein großes Problem dar, weil damit die\r\nWirtschaftlichkeit mancher bestehenden Handelsgeschäfte signifikant verschoben\r\nwird. Dieses Risiko dürfte zu Mehrkosten für Endkunden führen. Jegliche\r\nzusätzliche Transparenz in der Ermittlung dieser Umlage sowie eine Verringerung\r\nihrer Volatilität würden dem Markt helfen, die damit verbundene Unsicherheit zu\r\nreduzieren.\r\n4. Die mit den Strategic Storage Based Options („SSBOs“) verbundenen Kosten (und\r\ndamit die Gasspeicherumlage) könnten mit einigen Produktanpassungen\r\nverringert werden:\r\no Die im Produkt vorgesehene Abrufoption sollte abgeschafft werden, da sie\r\nfür die Anbieter mit großem kommerziellem Risiko verbunden ist und damit\r\ndie SSBO-Preise in die Höhe treibt. Stattdessen sollte sich das Produkt auf\r\ndie Erreichung der Zielfüllstände reduzieren.\r\nwww.efet-d.org\r\nPOSITION\r\n2\r\no Die Stichtage sollten so bestimmt werden, dass sie dem Anbieter so viele\r\nFreiheitsgrade wie möglich überlassen. Denkbar wäre es, sich auf nur\r\neinen Stichtag zum 01. November zu beschränken. Jede weitere\r\nEinschränkung der Flexibilitätsfunktion eines Speichers würde sich\r\nzwangsläufig in SSBO-Auktionsaufschlägen wiederfinden.\r\no SSBO-Ausschreibungen sollten möglichst früh starten und dann in\r\nmehreren Tranchen durchgeführt werden, um es Teilnehmern zu\r\nermöglichen auf Marktsignale zu reagieren und mehr Wettbewerb\r\nherbeizuführen. Das könnte auch dazu beitragen, den SSBO-Auktionen\r\nder Stufe 2 mehr Bedeutung beizumessen und damit die Rolle von THE in\r\nStufe 3 zu reduzieren.\r\no Die mit SSBOs verbundene Rechnungslegung und -zahlung durch die THE\r\nsollte beschleunigt werden, um die für die Speicherbefüllung notwendige\r\nLiquidität bei den Marktteilnehmern sicherzustellen und damit zusätzliche\r\nSpeicherbuchung anzureizen.\r\n5. Die Speicherbefüllung durch THE im vergangenen Winter wird sich in hohem\r\nMaße auf die Gasspeicherumlage auswirken. Außerdem dürfte die nicht erfolgte\r\nAbsicherung auf den Terminmärkten zu einer künstlichen Verknappung im Winter\r\ngeführt haben. Die mit THE‘s Rolle als Speicherkunde verbundenen\r\nkommerziellen Risiken sollten in Zukunft reduziert und die Gasspeicherumlage\r\nverstetigt werden, indem THE von vorneherein die Einspeicherung auf dem\r\nTerminmarkt absichert. Sollte THE weiterhin eine aktive Rolle einnehmen, sollten\r\nsowohl Befüllung als auch Entleerung der Speicher klarer definiert und daraus ein\r\n„Absicherungs-Pfad“ regulatorisch vorgegeben werden. Dies würde die\r\nEntscheidungsgewalt über Ein- und Ausspeicherungen bei der Politik belassen,\r\nPreisverwerfungen reduzieren, kommerzielle Risiken minimieren und vermeiden,\r\ndass THE signifikante kommerzielle Entscheidungen treffen muss. EFET\r\nDeutschland ist gerne bereit, seine Expertise für eine entsprechende\r\nHandlungsempfehlung einzubringen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015538","regulatoryProjectTitle":"Keine Verlängerung der EU-Speicherverordnung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/60/a6/501693/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310206.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Storage filling obligations should not be extended\r\nTemporary regulations introduced to help manage through the energy crisis have become\r\ndistortive under regular market conditions. Based on current price dynamics, rigid storagefilling\r\ntargets can be a more expensive form of insurance than had been anticipated when\r\nthe legislation was introduced. Over-prescriptive obligations should terminate at the end of\r\nthis year, enabling security to be delivered via more dynamic, market-responsive\r\nmeasures. The storage filling level obligations should not be extended beyond 2025.\r\nKey messages\r\n• Circumstances have improved considerably since the initial days of the energy\r\ncrisis, such that a more considered approach to energy security can now be taken.\r\n• Security of gas supply can be provided in multiple ways – at very different costs.\r\nImposing obligations on storage filling may merely crowd out other means.\r\n• In case authorities insist on retaining storage obligations, these need to be defined\r\nwell in advance and allowing for more flexibility, enabling affected parties to\r\noptimise injection flows, and manage the risks around them.\r\nIn 2025 Europe is better prepared for potential gas supply disruptions than it was in\r\n2022, when crisis measures on gas security were introduced. New LNG import capacity\r\nhas come on-line, transport routes to move gas around Europe have improved, more\r\nrenewable electricity is in place. In contrast, the European Commission is planning to\r\nprolong the Gas Storage Regulation (Regulation (EU) 2022/1032) by another two years.\r\nIt is understandable that politicians may want to ensure that gas storage facilities are kept\r\nfull. However, while the market would deliver a level of supply , enforcing additional\r\ninjections may turn out to be an expensive form of insurance.\r\nA reasonable level of security should be provided at an affordable cost. For each proposed\r\nmeasure, one must consider the extent to which security is improved, versus the cost of\r\nachieving this improvement. Costs can be direct (buying gas, holding storage, payment for\r\ndemand reduction, etc.) and indirect (market distortion through public intervention,\r\nimpact on costs to end consumers). Commercial parties will also take into account the risk\r\nof further intervention in their investment decisions. At some point, the small improvement\r\ngained by an incremental measure will not justify its high cost.\r\n2 of 2\r\nEuropean gas storage fulfils a number of functions. It provides flexibility to the system to\r\nallow for short-term demand changes, e.g., as a result of weather conditions. Storage also\r\nallows for seasonal variation, as it can be filled in summer when demand is low, for\r\nwithdrawal in winter. The reservation of large amounts of storage for security of supply\r\nreasons will reduce what remains to provide flexibility. It will therefore contribute to\r\nincreased volatility and raise demands for other forms of flexibility, whose cost and\r\navailability vary from country to country. A one-size-fits-all model does not take account of\r\nthese differences and will likely result in the “wrong level of security”, at the “wrong price”\r\nfor any individual member state. At the same time, the interconnectedness of European\r\ngas markets is such that the storage situation of one country cannot be seen in isolation\r\nfrom the situations in other countries.\r\nAt the time of writing, the price of gas in summer 2025 is higher than winter 2025/26.\r\nExpectations of storage filling obligations beyond what would normally be supported by\r\nthe market have contributed to increased demand for summer gas, pushing up its price\r\nwhereas expectations of plentiful gas supplies next winter, together with greater levels of\r\ndemand-side flexibility (as learned over previous winters) have contributed to relatively\r\nreduced demand for the next heating season. Relatively lower winter price together with\r\nthe costs of storage and financing make mandatory storage obligations an expensive form\r\nof insurance. Storage obligations will reduce the propensity to consider alternative\r\n(cheaper) forms of insurance.\r\nWhere member states still opt for storage filling measures, in spite of potential adverse\r\nimpacts, it is important that these are defined as clearly as possible for affected market\r\nparties, with much advance notice. Late imposition of obligations and amendments will\r\nmost increase risks and costs for market participants that will be passed to consumers.\r\nEqually, the design of potential incentives to reach mandatory filling targets should be\r\nsmart, limited to what is strictly needed, and allocated in a highly competitive manner.\r\nIn future, local flexibility would enable more efficient delivery of supply security, and rules\r\nfor provision of solidarity between member states could be better defined. As a step in this\r\ndirection, Energy Traders Europe encourages authorities to allow, starting from 2026, for\r\na broader range of options to improve security rather than focus on restrictive and\r\nmandatory measures related to one particular option."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015539","regulatoryProjectTitle":"Stromgebotszonen in den Koalitionsverhandlungen: Energy Traders Deutschland plädiert für Stabilität und Planbarkeit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/42/e0/501695/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310214.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":"Stromgebotszonen: Stabilität und Planbarkeit stärken die Liquidität insbesondere im Terminmarkt\r\n\r\nBerlin, März 2025 – Ein liquider und gut funktionierender Stromgroßhandelsmarkt in Europa ist ein großer Schatz. Von seinen Vorteilen profitieren Verbraucher, Industrie und Unternehmen, die in die Energiewende investieren. Dieser Wert sollte aus Sicht der Energiehändler bei der Betrachtung von Gebotszonen-Neugestaltungen unbedingt auch berücksichtigt werden ebenso wie der Vorteil regula-torischer Stabilität.\r\n\r\nGebotszonen sind ein Kernelement des europäischen Strommarktdesigns. Innerhalb der Gebotszonen sind Markttransaktionen uneingeschränkt möglich und für alle Erzeuger und Verbraucher gelten die gleichen Großhandelspreise. An ihren Grenzen wird der zonen-übergreifende Stromhandel und -austausch auf Basis der von den Übertragungsnetzbetrei-bern berechneten verfügbaren Übertragungskapazitäten organisiert. Die Festlegung von Gebotszonengrenzen ist daher von großer Relevanz für den Strommarkt und Änderungen sind gründlich abzuwägen. Dabei sind nicht nur aktuelle und prognostizierte Netzengpässe zu bewerten, sondern es muss auch berücksichtigt werden, dass der Elektrizitätsbinnen-markt weiterhin liquide bleibt. Ein gut funktionierender Strommarkt senkt die Kosten des Energiehandels, was letztlich den Verbrauchern zugutekommt.\r\n\r\nIn der laufenden, von ACER veranlassten Gebotszonenüberprüfung werden nur Auftei-lungsvarianten (für Frankreich, Deutschland, Italien und die Niederlande) sowie eine Neu-ordnung in Schweden untersucht. Leider sind die Effekte einer möglichen Zusammenle-gung von Gebotszonen auf Netz und Markteffizienz nicht Teil der Kosten-Nutzen-Analyse.\r\n\r\nGrundsätzlich befürwortet Energy Traders Deutschland eine stabile Konfiguration der Ge-botszonen, die sich an langfristigen strukturellen Engpässen orientiert. Diese Sicherheit und Kontinuität ist unerlässlich, um grenzüberschreitenden Wettbewerb und die Liquidität auf den Termin-, Day-Ahead- und Intraday-Großhandelsmärkten für Strom zu stärken. Liquide Großhandelsmärkte ermöglichen es den Marktteilnehmern, Risiken besser zu kontrollie-ren und zu minimieren. Dadurch können Erzeugung und Nachfrage zu den geringsten Kosten für die Verbraucher (auch grenzüberschreitend) aufeinander abgestimmt werden.\r\n \r\nStabile, liquide Märkte tragen zudem zu einem positiven Klima für Investitionen in Erzeu-gung, Speicher und Lastflexibilität bei, die zur Sicherung unserer Stromversorgung notwen-dig sind. Außerdem fördern sie Innovationen und die Entwicklung neuer Vermarktungsfor-men, wie z. B. PPA, die für die Energiewende unerlässlich sind. Stabilität und Planbarkeit hinsichtlich der Gebotszonenkonfiguration sind in der aktuellen Phase besonders wichtig: Eine Vielzahl regulatorischer Veränderungen prägt bereits den europäischen Strommarkt, wie z.B. die Umstellung von Day-Ahead- und Intraday-Produkten sowie Bilanzierungszeit-räume auf 15 Minuten oder die nordische (flow-based) Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung. Eine Änderung der Gebotszonenkonfiguration würde weitere signifikante regulatorische Anpassungen mit erheblichen Konsequenzen nach sich ziehen. \r\n\r\nAuswirkungen einer Rekonfiguration von Gebotszonen auf die Liquidität\r\nFrankreich, Italien, Niederlande und Deutschland: Eine Gebotszonenteilung wäre in allen diesen Stromgroßhandelsmärkten mit einem Rückgang der Liquidität in den Lang- und Kurzfristmärkten ver-bunden  :\r\n\r\n\tTrennung Deutschland-Luxemburg\tTrennung\r\nFrankreich\tTrennung \r\nItalien\tTrennung\r\nNiederlande\tRekonfiguration Schweden\r\nLiquidität im Terminmarkt\tStarker\r\nRückgang\tStarker\r\nRückgang\tRückgang\tRückgang\tStabil\r\nLiquidität im Day-Ahead-Markt\tRückgang\tStarker\r\nRückgang\tLeichter\r\nRückgang\tRückgang\tLeichter\r\nAnstieg\r\nLiquidität im Intra-Day-Markt\tRückgang\tStarker\r\nRückgang\tLeichter\r\nRückgang\tRückgang\tStabil\r\n\r\nFür Deutschland hieße das im Detail:\r\n•\tStarker Rückgang der Liquidität im Terminhandel in allen neuen Zonenvarianten;\r\n•\tNegative Auswirkungen auf Marktteilnehmer in Deutschland und den angrenzenden Märkten, die typischerweise ihre Positionen auf dem deutschen Terminmarkt absi-chern (Effekte einer kombinierten Rekonfiguration auf diese Märkte wurden in den EU-weiten Studien von ENTSO-E leider nicht untersucht); Dies benachteiligt insbe-sondere Marktteilnehmer mit kleineren Portfoliogrößen und birgt die große Gefahr verstärkter Marktkonzentration und damit zu geringerem Wettbewerb.\r\n•\tAbnehmende Liquidität auf dem deutschen Day-Ahead- als auch Intraday-Markt im Norden und im Süden;\r\n•\tHöherer Grad an Marktkonzentration bei der Stromerzeugung in der jeweiligen Preiszone; \r\n•\tHöhere Preisvolatilität in den kleineren Preiszonen; \r\n•\tGeringere regulatorische Stabilität, insbesondere weil unklar wäre, ob die neuen Preiszonen mit fortschreitendem Netzausbau wieder angepasst würden;\r\n•\tTendenziell erhöhter Förderbedarf für erneuerbare Stromerzeugung in der nördli-chen Zone;\r\n•\tTendenziell steigende Strompreise für Endverbraucher in der südlichen Zone.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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