{"$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":"2026-04-17T00:14:12.223+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R003553","registerEntryDetails":{"registerEntryId":65947,"legislation":"GL2024","version":15,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R003553/65947","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c2/e7/621724/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R003553-2025-09-29_16-49-49.pdf","validFromDate":"2025-09-29T16:49:49.000+02:00","validUntilDate":"2025-12-22T12:28:54.000+01:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2025-04-28T10:48:26.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-07-30T17:28:39.000+02:00","untilDate":"2025-01-03T00:01:48.000+01:00"},{"fromDate":"2025-04-28T10:48:26.000+02:00"}],"inactiveDateRanges":[{"fromDate":"2025-01-03T00:01:48.000+01:00","untilDate":"2025-04-28T10:48:26.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2022-03-17T09:40:44.000+01:00","lastUpdateDate":"2025-09-29T16:49:49.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":65947,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R003553/65947","version":15,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-09-29T16:49:49.000+02:00","validUntilDate":"2025-12-22T12:28:54.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":53946,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R003553/53946","version":14,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-06-30T15:35:16.000+02:00","validUntilDate":"2025-09-29T16:49:49.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":52846,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R003553/52846","version":13,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-04-28T10:48:26.000+02:00","validUntilDate":"2025-06-30T15:35:16.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":53945,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R003553/53945","version":12,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-01-03T00:01:48.000+01:00","validUntilDate":"2025-04-28T10:48:26.000+02:00","versionActiveLobbyist":false},{"registerEntryId":48555,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R003553/48555","version":11,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-12-30T15:10:57.000+01:00","validUntilDate":"2025-01-03T00:01:48.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":45635,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R003553/45635","version":10,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-10-18T16:28:06.000+02:00","validUntilDate":"2024-12-30T15:10:57.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":42261,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R003553/42261","version":9,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-07-30T17:28:39.000+02:00","validUntilDate":"2024-10-18T16:28:06.000+02:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"TotalEnergies Raffinerie Mitteldeutschland GmbH","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_GMBH","de":"Gesellschaft mit beschränkter Haftung (GmbH)","en":"Limited liability company (GmbH)"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+493461480","emails":[{"email":"kommunikation-trm@mailing.totalenergies.com"}],"websites":[{"website":"www.totalenergies.de/leuna"}]},"address":{"type":"NATIONAL","street":"Maienweg","streetNumber":"1","zipCode":"06237","city":"Leuna","country":{"code":"DE","de":"Deutschland","en":"Germany"}},"capitalCityRepresentationPresent":false,"legalRepresentatives":[{"lastName":"Behrends","firstName":"Thomas","function":"Geschäftsführer","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}}],"entrustedPersonsPresent":true,"entrustedPersons":[{"lastName":"Pecquet","firstName":"Marc","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Behrends","firstName":"Thomas","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Mousnier","firstName":"Pierre-Yves","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Reuss","firstName":"Burkhard","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Federspiel","firstName":"Anne-Sophie","recentGovernmentFunctionPresent":false}],"membersPresent":false,"membershipsPresent":true,"memberships":[{"membership":"Wirtschaftsverband Fuels und Energie e.V. 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Die Interessenvertretung wird durch direkte Anschreiben, Positionspapiere, parlamentarische Frühstücke oder Abende, Diskussionsveranstaltungen und Gespräche mit Vertreterinnen und Vertretern der Bundesregierung sowie mit Mitgliedern des Deutschen Bundestages ausgeübt, mit dem Ziel, die Perspektive der Industrie bei der Energie- und Mobilitätswende einzubringen. \r\n"},"employeesInvolvedInLobbying":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","employeeFTE":0.3},"financialExpenses":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","financialExpensesEuro":{"from":90001,"to":100000}},"mainFundingSources":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","mainFundingSources":[{"code":"MFS_ECONOMIC_ACTIVITY","de":"Wirtschaftliche Tätigkeit","en":"Economic 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des Hochlaufs von grünem H2 in Raffinerien im Rahmen der Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf eines zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","publicationDate":"2025-06-19","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-eines-zweiten-gesetzes-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-eines-zweiten-gesetzes-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote"}]},"description":"(1) Für eine ambitionierte energetische Unterquote für RFNBO H2 und seine Derivate im Verkehr\r\n(2) Für die Anrechnung des gesamten grünen Wasserstoffs, sobald er Eingang in die Raffinerie und die mit ihr verbundenen Anlagen findet, auf die THG-Quote (vereinfachte energetische Bilanzierung von RFNBO in Raffinerien) \r\n(3) Für die Einführung einer separaten RFNBO-Pönale in Höhe von 14 €/kg H2 bzw. 115 €/GJ (entspräche der derzeit geltenden Pönale von 600€/t CO2äq)\r\n(4) Für den Einsatz eines eingeschränkten und zeitlich befristeten Book & Claim-Mechanismus für RFNBO-Lieferungen bei Vorlage eines langfristigen Liefer-/Abnahmevertrags und Zahlung von Netzentgelten und -gebühren an die H2-Netzbetreiber","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Verordnung zur Neufassung der Siebenunddreißigsten Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 37 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Aufbau einer CO2-Transportinfrastruktur und CO2-Abscheidung. CO2-Backbone muss bis 2035 errichtet sein / Genehmigungen und deren Umsetzung\r\nmüssen zügig erfolgen\r\n(2) Vergleichbare und wettbewerbsfähige Transportentgelte; Berücksichtigung höherer Kosten für CO2-Transport für ostdeutsche/küstenferne Standorte im Vergleich zu küstennahen Standorten im Westen und Norden","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur dauerhaften Speicherung und zum Transport von Kohlendioxid","shortTitle":"KSpG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kspg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0002861","title":"Klimaschutzverträge (FRL KSV): Für eine Weiterführung & Anpassung des Umfangs (Scope)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Für die Aufnahme der Herstellung nachhaltiger Energieträger zur energetischen Verwendung (insbesondere für Schiff- und Flugsektor) sowie von CCS-Technologie in den 2.\r\nFörderaufruf der Klimaschutzverträge\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_SHIPPING","de":"Schifffahrt","en":"Shipping"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AEROSPACE","de":"Luft- und Raumfahrt","en":"Aerospace"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0002862","title":"Ratifizierung Artikel 6 London Protocol ","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Durchführung der EU-Verordnung über europäische Daten-Governance (Daten-Governance-Gesetz - DGG)","printingNumber":"20/13090","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/130/2013090.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-durchf%C3%BChrung-der-eu-verordnung-%C3%BCber-europ%C3%A4ische-daten-governance/315290","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 Durchführung der Verordnung (EU) 2022/868 über europäische Daten-Governance und Entwurf einer BMWK-DGA-Besondere Gebührenverordnung (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Vorschläge für Maßnahmen zur Förderung des Hochlaufs von grünem \r\nWasserstoff in Raffinerien mit Fokus auf der Umsetzung der Renewable \r\nEnergy Directive III in Deutschland, insb. über eine Novelle des BImschG \r\nan das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz \r\nDie TotalEnergies Raffinerie in Leuna hat sich zum Ziel gesetzt, ihre CO2-Emissionen deutlich zu reduzieren und ihr Geschäftsmodell entsprechend anzupassen. Die Raffinerie strebt an, ihren Treibhausgas-Fußabdruck (Scope 1+2) bis 2030 um 70 % zu reduzieren, mit dem Ziel, eine wirtschaftliche und \r\nsozial verträgliche Alternative zur Reduzierung der schwer vermeidbaren CO2-Emissionen zu finden.\r\nDie Wasserstoff-Ambition von TotalEnergies für seine europäischen Raffinerien \r\nDie TotalEnergies Raffinerie in Leuna hat einen Bedarf von ca. 150 kt/a an H2 – der größte Teil soll \r\ndurch grünen H2 (RFNBO H2\r\n1\r\n) ersetzt werden. Der grüne H2 wird aus Projekten von TotalEnergies stam\u0002men (mit mehreren Tausend Tonnen bereits bis 2026/27), ergänzt durch grünen H2 aus der im Sep\u0002tember 2023 bekanntgegebenen Ausschreibung von TotalEnergies, mit der das Unternehmen bis 2030 \r\nden an seinen europäischen Raffinerie-Standorten eingesetzten H2 durch grünen H2 (500 kt) ersetzen \r\nwill. TotalEnergies hat sich für die Ausschreibung entschieden, da die in der Entwicklung befindlichen \r\nProjekte an den Standorten keine ausreichenden Mengen liefern würden. Der über die Ausschreibung \r\nbezogene H2 wird es ermöglichen bis 2030 etwa 5 Mio. t CO2-Emissionen pro Jahr an den europäischen \r\nRaffinerie-Standorten zu vermeiden. Ein bedeutender Anteil des grünen H2 aus dieser Ausschreibung \r\nist für die TotalEnergies Raffinerie in Leuna vorgesehen. \r\nEhrgeizige politische Rahmenbedingungen für den Hochlauf von grünem H2\r\nTotalEnergies begrüßt die politischen Bemühungen der Bundesregierung, die Produktion und den Im\u0002port von RFNBO H2 anzukurbeln, und möchte auf folgende Punkte für einen erfolgreichen Hochlauf \r\nder grünen Wasserstoffwirtschaft aus Sicht des Unternehmens hinweisen: \r\nEine Unterquote für RFNBO H2 und seine Derivate von 0,5 bis max. 4 % (ohne Multiplier, \r\ninkl. Schiff- und Luftverkehr2\r\n) inkl. des Einsatzes des grünen H2 in Raffinerien \r\nAuf RFNBO basierende Kraftstoffe werden gegenüber biobasierten Kraftstoffen nur mit einer separa\u0002ten RFNBO-Unterquote wettbewerbsfähig sein. Wir werden beide Technologien brauchen, um die \r\nschwer zu elektrifizierende Mobilität wie den Luft- und Seeverkehr zu dekarbonisieren. Eine Unter\u0002quote von 0,5 bis max. 4 % (ohne Mehrfachzählung) würde den Ersatz des gesamten von deutschen \r\nRaffinerien verbrauchten H2\r\n3\r\n durch RFNBO H2 abdecken und das deutsche H2-Kernnetz in seiner An\u0002fangsphase sowie das deutsche H2-Ökosystem insgesamt erheblich unterstützen. \r\n\r\nDabei ist es essenziell, dass zur Erfüllung der RFNBO-Unterquote sowohl grüner H2 aus den Hydrierungsprozessen, als auch grüner H2, der in anderen Teilen der Raffinerie, z. B. der POX/Methanol Anlage, eingesetzt wird, angerechnet werden kann. Ebenso sollte es möglich sein, dass auch die aus dem \r\ngrünen H2 hergestellten Derivate (z. B. e-Methanol aus der POX/Methanol Anlage) auf die Erfüllung \r\nder Quoten in den Bereichen Schifffahrt oder Luftfahrt anrechenbar sind. \r\nEin separates Quotensystem zur Erfüllung der Unterquote für RFNBO H2 und seine Deri\u0002vate, z. B. durch eine Buy-out-Pönale in Höhe von min. 15 €/kg H2. \r\nBei einer separaten RFNBO-Unterquote von 0,5 bis max. 4 % (ohne Multiplier, inkl. Schiff- und Luft\u0002verkehr) sollte die (ebenfalls separate) Pönale mindestens 15 €/kg H2 (entsprechend 0,125 €/MJ) be\u0002tragen, um zum einen die entsprechende physische Menge im Markt zu erreichen und zum anderen \r\nden Preis- und damit Wettbewerbsnachteil gegenüber Biokraftstoffen auszugleichen. Aufgrund des \r\naktuell niedrigen CO2-Quotenpreises kann selbst die Dreifachanrechnung in t CO2 diesen Nachteil nicht \r\nausgleichen, was zu einer zusätzlichen Unsicherheit für die Hersteller und Abnehmer von grünem H2\r\nführt. Wie auch bei der Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe sollte es möglich sein, per Quo\u0002tenvertrag die Verpflichtung für Dritte zu übernehmen. \r\nBeibehaltung der 100-%-igen Anrechnung des Industrie-Mandats über den Verkehrssektor \r\nDerzeit sind allein Projekte mit RFNBO H2 über die Anrechnung im Verkehr wirtschaftlich, während die \r\nAnerkennung in der Industrie ein hohes Maß an Unsicherheit für die Unternehmen darstellt. Eine In\u0002dustrieverpflichtung wäre eine zusätzliche finanzielle Belastung für die deutschen Raffinerien und eine \r\nBenachteiligung gegenüber ausländischen Raffinerien (sowohl gegenüber Raffinerien in anderen EU\u0002Ländern, die keine Industrieverpflichtung vorsehen, als auch gegenüber Raffinerien außerhalb der EU, \r\ndie keine entsprechenden gesetzlichen Auflagen haben). \r\nAnschluss der Raffinerie in Leuna an das Wasserstoff-Kernnetz \r\nDie einzige Möglichkeit, mit der die Raffinerie in Leuna als wichtiger Akteur zum Hochlauf von grünem \r\nWasserstoff beitragen kann, ist ein Anschluss an das H2-Kernnetz. Wir begrüßen es daher sehr, dass \r\neine solche Anbindung in den aktuellen Planungen für die nächsten Jahre vorgesehen ist. \r\nErmöglichung der Massenbilanzierung von RFNBO in Raffinerien \r\nDamit die Nutzung von RFNBO H2 und seinen Derivaten einen Anreiz und keine zusätzliche Hürde für \r\nRaffinerien darstellt, sollte das RFNBO, sobald es Eingang in die Raffinerie findet, als verbraucht gelten. \r\nUm missbräuchliche Angaben zu vermeiden, darf die Höchstmenge an RFNBO, die für die Erfüllung \r\nder RFNBO-Unterquote in Frage kommt, den H2-Bedarf der Raffinerie nicht übersteigen. \r\n------------------- \r\nZu den einzelnen Vorschlägen in Bezug auf die Umsetzung der RED III ist anzumerken, dass sie isoliert \r\nvon weiteren Vorgaben aus einer BImSchG-Novelle zu betrachten sind und im weiteren Verlauf des \r\nGesetzgebungsprozesses nochmals im Kontext des Gesamtsystems „THG-Quote“ und im Lichte etwa\u0002iger Wechselwirkungen zu bewerten sind. \r\nTotalEnergies hat sich zum Ziel gesetzt, ein Hersteller von erneuerbarem Wasserstoff sowohl für den \r\nRaffinerie- als auch für den Verkehrssektor zu werden. Erst durch die Massenproduktion von grünem \r\nWasserstoff wird diese Energie wettbewerbsfähig und die Nachfrage steigen. \r\nWir würden uns sehr freuen, die angesprochenen Punkte mit Ihnen im Rahmen eines Gesprächster\u0002mins im Detail zu besprechen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Juli 2024 Deutschland\r\nVorschläge für Maßnahmen zur Förderung des Hochlaufs von grünem\r\nWasserstoff in Raffinerien mit Fokus auf der Umsetzung der Renewable\r\nEnergy Directive III in Deutschland, insb. über eine Novelle des BImschG\r\nan das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz\r\nDie TotalEnergies Raffinerie Mitteldeutschland in Leuna hat sich zum Ziel gesetzt, ihre CO2-Emissionen\r\ndeutlich zu reduzieren und ihr Geschäftsmodell entsprechend anzupassen. Die Raffinerie strebt an,\r\nihren Treibhausgas-Fußabdruck (Scope 1+2) bis 2030 um mindestens 50 % zu reduzieren, mit dem Ziel,\r\neine wirtschaftliche, nachhaltige und sozial verträgliche Alternative zur Reduzierung der schwer vermeidbaren\r\nCO2-Emissionen zu finden.\r\nDie Wasserstoff-Ambition von TotalEnergies für seine europäischen Raffinerien\r\nDie TotalEnergies Raffinerie Mitteldeutschland in Leuna hat einen Bedarf von ca. 150 kt/a an H2 – der\r\ngrößte Teil soll durch grünen Wasserstoff (RFNBO H2\r\n1) ersetzt werden. Der grüne H2 wird aus Projekten\r\nvon TotalEnergies stammen (mit mehreren Tausend Tonnen bereits bis 2026/27), ergänzt durch grünen\r\nH2 aus der im September 2023 bekanntgegebenen Ausschreibung von TotalEnergies, mit der das\r\nUnternehmen bis 2030 den an seinen europäischen Raffinerie-Standorten eingesetzten H2 durch grünen\r\nH2 (500 kta) ersetzen will. TotalEnergies hat sich für die Ausschreibung entschieden, da die in der\r\nEntwicklung befindlichen Projekte an den Standorten keine ausreichenden Mengen liefern würden.\r\nDer über die Ausschreibung bezogene H2 wird es ermöglichen bis 2030 etwa 5 Mio. t CO2-Emissionen\r\npro Jahr an den europäischen Raffinerie-Standorten zu vermeiden. Ein bedeutender Anteil des grünen\r\nH2 aus dieser Ausschreibung ist für die TotalEnergies Raffinerie in Leuna vorgesehen.\r\nEhrgeizige politische Rahmenbedingungen für den Hochlauf von grünem H2\r\nTotalEnergies begrüßt die politischen Bemühungen der Bundesregierung, die Produktion und den Import\r\nvon RFNBO H2 anzukurbeln, und möchte auf folgende Punkte für einen erfolgreichen Hochlauf\r\nder grünen Wasserstoffwirtschaft aus Sicht des Unternehmens hinweisen:\r\nEine Unterquote für RFNBO H2 und seine Derivate zwischen 2 % und 2,5 % (ohne Multiplier,\r\ninkl. 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Februar 2023 zur\r\nErgänzung der Richtlinie (EU) 2018/2001.\r\n2 Analog zur Renewable Energy Directive III.\r\n2\r\nGeschäftsführer, TotalEnergies Raffinerie Mitteldeutschland GmbH;\r\nDirektorin Kommunikation & Public Affairs, TotalEnergies Marketing Deutschland\r\nGmbH;\r\nQuote in der Luftfahrt, das nicht-bindende Ziel der RED III für die Schifffahrt) abdecken sowie das H2-\r\nKernnetz in seiner Anfangsphase und das H2-Ökosystem insgesamt erheblich unterstützen.\r\nDabei ist es essenziell, dass zur Erfüllung der RFNBO-Unterquote sowohl grüner H2 aus den Hydrierungsprozessen,\r\nals auch grüner H2, der in anderen Teilen der Raffinerie, z. B. der POX/Methanol Anlage,\r\neingesetzt wird, angerechnet werden kann. Ebenso sollte es möglich sein, dass auch die aus dem\r\ngrünen H2 hergestellten Derivate (z. 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Aufgrund des aktuell niedrigen\r\nCO2-Quotenpreises kann selbst die Dreifachanrechnung in t CO2 diesen Nachteil nicht ausgleichen,\r\nwas zu einer zusätzlichen Unsicherheit für die Hersteller und Abnehmer von grünem H2 führt.\r\nWie auch bei der Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe sollte es möglich sein, per Quotenvertrag\r\ndie Verpflichtung für Dritte zu übernehmen.\r\nBeibehaltung der 100-%-igen Anrechnung des Industrie-Mandats über den Verkehrssektor\r\nDerzeit sind allein Projekte mit RFNBO H2 über die Anrechnung im Verkehr wirtschaftlich, während die\r\nAnerkennung in der Industrie ein hohes Maß an Unsicherheit für die Unternehmen darstellt. 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TotalEnergies hat sich für die Ausschreibung entschieden, da die in der\r\nEntwicklung befindlichen Projekte an den Standorten keine ausreichenden Mengen liefern würden.\r\nDer über die Ausschreibung bezogene H2 wird es ermöglichen bis 2030 etwa 5 Mio. t CO2-Emissionen\r\npro Jahr an den europäischen Raffinerie-Standorten zu vermeiden. Ein bedeutender Anteil des grünen\r\nH2 aus dieser Ausschreibung ist für die TotalEnergies Raffinerie in Leuna vorgesehen.\r\nEhrgeizige politische Rahmenbedingungen für den Hochlauf von grünem H2\r\nTotalEnergies begrüßt die politischen Bemühungen der Bundesregierung, die Produktion und den Import\r\nvon RFNBO H2 anzukurbeln, und möchte auf folgende Punkte für einen erfolgreichen Hochlauf\r\nder grünen Wasserstoffwirtschaft aus Sicht des Unternehmens hinweisen:\r\nEine Unterquote für RFNBO H2 und seine Derivate zwischen 2 % und 2,5 % (ohne Multiplier,\r\ninkl. Schiff- und Luftverkehr2) inkl. des Einsatzes des grünen H2 in Raffinerien\r\nAuf RFNBO basierende Kraftstoffe werden gegenüber biobasierten Kraftstoffen nur mit einer separaten\r\nRFNBO-Unterquote wettbewerbsfähig sein. Wir werden beide Technologien brauchen, um die\r\nschwer zu elektrifizierende Mobilität wie den Luft- und Seeverkehr zu dekarbonisieren. Eine Unterquote\r\nvon 2-2,5 % (ohne Mehrfachzählung) würde sowohl die Ambition und die angekündigten Projekte\r\nin Raffinerien zum Verbrauch von RFNBO H2 (bzw. der Produktion von e-Fuels) von vielen Marktakteuren\r\nals auch die Auflagen für den Transportsektor (AFIR für H2-Tankstellen, die nationale PtL-\r\n1 Gemäß der Delegierten Rechtsakte 2023/1184 und 2023/1185 der EU-Kommission vom 10. Februar 2023 zur\r\nErgänzung der Richtlinie (EU) 2018/2001.\r\n2 Analog zur Renewable Energy Directive III.\r\n2\r\nGeschäftsführer, TotalEnergies Raffinerie Mitteldeutschland GmbH;\r\nDirektorin Kommunikation & Public Affairs, TotalEnergies Marketing Deutschland\r\nGmbH;\r\nQuote in der Luftfahrt, das nicht-bindende Ziel der RED III für die Schifffahrt) abdecken sowie das H2-\r\nKernnetz in seiner Anfangsphase und das H2-Ökosystem insgesamt erheblich unterstützen.\r\nDabei ist es essenziell, dass zur Erfüllung der RFNBO-Unterquote sowohl grüner H2 aus den Hydrierungsprozessen,\r\nals auch grüner H2, der in anderen Teilen der Raffinerie, z. B. der POX/Methanol Anlage,\r\neingesetzt wird, angerechnet werden kann. Ebenso sollte es möglich sein, dass auch die aus dem\r\ngrünen H2 hergestellten Derivate (z. 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Oktober 2024\r\nUmsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie – RED III – in Deutschland\r\nTotalEnergies empfiehlt die Einführung einer Unterquote für RFNBO1 zwischen 2,5 % und 4\r\n% in 2030, um den Einsatz von Wasserstoff in deutschen Raffinerien zu fördern.\r\nZusammenfassung\r\nDeutsche Raffinerien können eine Schlüsselrolle bei der Dekarbonisierung sowie beim Hochlauf des\r\nIndustriesektors und des Marktes für grünen (RFNBO) Wasserstoff (H2) in Deutschland spielen.\r\nInsbesondere die nationale Umsetzung der RED III für den Transportsektor eignet sich als Anreizinstrument\r\nfür Raffinerien (einschließlich aller ihrer Anlagen), grünen Wasserstoff als Zwischenprodukt für\r\ndie Herstellung von Verkehrskraftstoffen oder Biokraftstoffen zu verwenden. Dabei sollten die Ziele\r\nund die Höhe der Anreize so festgelegt werden, dass ein tragfähiges wirtschaftliches Modell für den\r\nHochlauf des Einsatzes von grünem H2 in Raffinerien gewährleistet ist.\r\nDie Einführung einer nationalen RFNBO-Unterquote für Verkehrskraftstoffe ist ein geeignetes Mittel,\r\num dieses Ziel zu erreichen und die für den Hochlauf notwendigen Investitionsentscheidungen anzustoßen.\r\nFolgende gesetzliche Regelungen helfen, den Hochlauf zu beschleunigen:\r\n1. Eine nationale energetische RFNBO-Unterquote für Transportkraftstoffe zwischen 2,5 % und 4\r\n% in 2030\r\n2. Anrechenbarkeit von 100 % des grünen H2, der in einer Raffinerie inkl. den POX/Methanol-\r\nAnlagen verwendet wird, auf diese RFNBO-Unterquote\r\n3. Einführung einer separaten RFNBO-Pönale von 14 €/kg H2\r\n1. Eine nationale Unterquote für RFNBO im Verkehr zwischen 2,5 % und 4 % (Energiegehalt)\r\nin 2030 (ohne Mehrfachzählung, inkl. Schiff- und Luftverkehr2)\r\nDie aufstrebenden RFNBO-Kraftstoffe werden gegenüber den ausgereiften biobasierten Kraftstoffen\r\nnur mit einer separaten RFNBO-Unterquote wettbewerbsfähig sein:\r\n Einführung einer RFNBO-Unterquote zwischen 2,5 % und 4 % (Energiegehalt) in 2030 (physisch,\r\nohne Mehrfachanrechnung und inkl. Schiff- und Luftverkehr) zur Deckung des Bedarfs\r\nder deutschen Raffinerien an H2 und mit Anrechnung der RFNBO auf das Verkehrsmandat der\r\nRED III einschließlich RFNBO-Methanol für den Straßenverkehr, die Luftfahrt und die Schifffahrt.\r\n Eine Unterquote zwischen 2,5 % und 4 % (ohne Mehrfachanrechnung) würde sowohl die Ambition\r\nund die angekündigten Projekte in Raffinerien zum Verbrauch von grünem H2 (bzw. der\r\nProduktion von e-Fuels) von vielen Marktakteuren als auch die Auflagen für den Transportsektor\r\n(AFIR für H2-Tankstellen, die nationale PtL-Quote in der Luftfahrt, das nicht-bindende\r\n1 Renewable Fuels of Non-Biological Origin (RFNBO): Gemäß der Delegierten Rechtsakte 2023/1184 und 2023/1185 der EUKommission\r\nvom 10. Februar 2023 zur Ergänzung der Richtlinie (EU) 2018/2001.\r\n2 Analog zur Renewable Energy Directive III (RED III).\r\n2\r\nZiel der RED III für die Schifffahrt) abdecken sowie das H2-Kernnetz in seiner Anfangsphase\r\nund das H2-Ökosystem insgesamt erheblich unterstützen.\r\n2. Anrechnung des gesamten grünen Wasserstoffs, der in einer Raffinerie inkl. der\r\nPOX/Methanol-Anlagen verwendet wird, auf das Transport-Mandat der RED III\r\nDer in der Raffinerie verwendete grüne Wasserstoff sollte, sobald er Eingang in die Raffinerie gefunden\r\nhat, zu 100 % auf die RED III-Verpflichtung für den Verkehrssektor angerechnet werden können,\r\nsei es als RFNBO H2 oder als RFNBO Methanol. Methanol wird bereits heute insbesondere für die Herstellung\r\nvon MTBE und FAME3 verwendet, welche Benzin und Diesel beigemischt werden. Methanol\r\nkönnte in Zukunft auch eine Rolle bei der Dekarbonisierung des Schifffahrtssektors spielen.\r\n3. Einführung einer separaten RFNBO-Pönale in Höhe von 14 €/kg H2 (entspräche\r\nder derzeit geltenden Pönale von 600€/t CO2äq)\r\nUm die physische Erfüllung der RFNBO-Unterquote für den Transport und die damit verbundene Unterstützung\r\ndes Hochlaufs von grünem H2 sicherzustellen, muss eine separate RFNBO-Pönale die entsprechenden\r\nAnreize setzen. Dafür eignet sich die Einführung einer gesonderten Pönale für RFNBO\r\nin Höhe von ca. 14 €/kgH2 (dies entspräche der derzeit geltenden Pönale von 600€/t CO2äq).\r\n-------------------------------------------\r\nDie größte Raffinerie von TotalEnergies in Deutschland, die TotalEnergies Raffinerie Mitteldeutschland\r\nin Leuna, hat sich zum Ziel gesetzt, ihren Treibhausgas-Fußabdruck (Scope 1+2) bis 2030 um mindestens\r\n50 % mit wirtschaftlichen, nachhaltigen und sozial verträglichen Alternativen zu reduzieren und\r\nihr Geschäftsmodell entsprechend anzupassen. Die Raffinerie in Leuna hat einen Wasserstoffbedarf\r\nvon ca. 150 kt/a. Der größte Teil davon soll durch grünen (RFNBO) H2 ersetzt werden. Dieser grüne\r\nWasserstoff wird aus Projekten von TotalEnergies stammen (mit mehreren Tausend Tonnen bereits\r\nbis 2026/27), ergänzt durch Wasserstoff aus der im September 2023 bekanntgegebenen Ausschreibung\r\nvon TotalEnergies, mit der das Unternehmen bis 2030 den an seinen europäischen Raffinerie-\r\nStandorten eingesetzten H2 durch grünen H2 (insgesamt 500 kta) ersetzen will. Darüber hinaus wird\r\ndie Raffinerie den Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft unterstützen, indem sie den Aufbau eines\r\nWasserstoff-Pipelinenetzes unterstützt und zum Ausbau des Marktes für grünen Wasserstoff in\r\nOstdeutschland beiträgt.\r\nTotalEnergies hat sich zum Ziel gesetzt, ein Hersteller von erneuerbarem Wasserstoff sowohl für den\r\nRaffinerie- als auch für den Verkehrssektor zu werden. Erst durch die Massenproduktion von grünem\r\nWasserstoff wird diese Energie wettbewerbsfähig, die Nachfrage steigen und es werden die notwendigen\r\nInvestitionsentscheidungen getätigt.\r\nIhre Ansprechpartner zum Thema:\r\n3 MTBE: Methyl-tert-butylether; FAME: Fettsäuremethylester"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. WP)","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-21"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0002856","regulatoryProjectTitle":"Förderung des Hochlaufs von grünem H2 in Raffinerien im Rahmen der Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c1/a9/512841/Stellungnahme-Gutachten-SG2504110025.pdf","pdfPageCount":22,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\n Bio-SAF & RFNBO in refineriesImplementation of RED III and entry into force of the RefuelEUAviation \r\nTotalEnergies\r\n Neue \r\nMoleküle  \r\n2021 Energie Mix \r\n48% \r\n44% \r\n7% \r\n2% \r\n2050 Energie Mix  CCS: 50–100 Mt CO2e CO2 ZIELSETZUNG TOTALENERGIES\r\nDas Ziel von TotalEnergies: Kohlenstoffneutralität bis 2050\r\n* Scope 1 : Direkte Emissionen aus Anlagen\r\nScope 2 : Emissionen aus der zugekauften Strom- und Dampferzeugung\r\nScope 3 : Emissionen aus der Verwendung unserer Produkte\r\n0\r\n2000\r\n4000\r\n2019 2030\r\n• Biokraftstoffe (SAF)\r\n• CCUS (nach 2030)\r\n• Fernwärme\r\n• Nachhaltiges Integriertes Energiesystem\r\n• Grüner H2 für grüne Kraftstoffe\r\nLeuna CO2 Roadmap zur Minderung der Emissionen scope\r\n1+2 (kt/Jahr – CO2 Äqu)\r\nScope 1+2* Emissionen aus TotalEnergies Anlagen der\r\nÖl- und Gasverarbeitung (Mt/Jahr – CO2 Äqu) der von unseren Kunden weltweit \r\nverwendeten Energieprodukte \r\num min. 60% bis 2050 \r\n(\r\nscope \r\n1+2+3) mit \r\nZwischenschritten von 15% bis 2030 und 35% bis 2040 SAF PROJECT IN A NUTSHELL GRÜNER H2 ALS ECKPFLEILER UNSERER NACHHALTIGKEITSSTRATEGIE Der Bedarf an grünem Wasserstoff in Leuna wird bis 2030 drastisch steigen Bio-SAF at TotalEnergies\r\n02. \r\nConfidential - 21 January 2025 - Bio-SAF & RFNBO at TotalEnergies \r\n9 Implementation of RED III and entry into force of the RefuelEUAviation regarding Bio-SAF All biofuels for aviation should be eligible for the GHG quota, regardless of which biogenic feedstock permitted under ReFuelEU Aviation they were produced from.\r\nMost of EU member states intends to apply the fulfilment of the ReFuelEU Aviation quota for bio-SAF, which will apply from 2025, to their national emission reduction targets for transport (RED transposition). For reasons of harmonization and the competitiveness of German refineries, such a linking of the targets from ReFuelEU Aviation and RED III would also make sense in Germany.\r\nBiofuels produced via co-processing should be counted towards the GHG reduction quota.\r\n\tReFuelEU Aviation does not exclude the eligibility of bio-SAF from co-processing. However, the German legislator does not currently recognize co-processing to a sufficient extent. Only the co-hydrogenation of biofuels, i.e. the co-processing of biogenic oils in the desulphurisationplant (HDS), can currently be counted towards the GHG reduction quota for the production of biofuels, provided the feedstock is included in Annex IX-A of RED. \r\n\tThe joint processing of sustainable biogenic residual and waste materials as well as renewable feedstocks with fossil fuels (\"co-processing\") enables a GHG reduction of up to 95 percent compared to purely fossil fuels. \r\n\tRecognizing co-processing in this way stimulates production in companies without the need for costly plant modifications and major investments. \r\n\r\nConfidential - 21 January 2025 - Bio-SAF & RFNBO at TotalEnergies  Implementation of RED III and entry into force of the ReFuelEU Aviation (1/2) Alleligible feedstocks compliant to RED (excluding food & feed crops) should be recognized in the GHG quota\r\n\tThe Federal ImmissionControl Act (BImSchG) only allows biofuels from biogenic feedstocks in accordance with Annex IX-A of RED II to be counted towards the GHG reduction quota when coprocessed. \r\n\tIn order to have a greater choice, more flexibility and thus also shorter transport routes for procurement, all eligible feedstocks compliant to RED (excluding food & feed crops), should be recognized in the GHG quota. \r\n\r\nEnlargement of eligible feedstocks for GHG reduction quota to animal fats category 3\r\n\tThe Federal ImmissionControl Act (BImSchG) only allows biofuels from certain biogenic feedstocks to be counted towards the GHG reduction quota, notably those eligible to in accordance with Annex IX of RED. However, ReFuelEU Aviation, does not exclude this broad eligibility of feedstock for the production of Bio-SAF. \r\n\tIn order to reduce competitive disadvantages for German refineries, the German legislator should make greater use of the possibilities offered by European framework legislation and enable biofuels from animal fats of category 3 to be eligible for the GHG reduction quota, as is the case in France –for road transport, but at least for air transport. \r\n H2 tender for our European refineries\r\nAmbitious targets for RED III implementation needed for H2 ramp-up A sub-quota for RFNBO1between 2,5% and 4% by 2030 in energy content (without EU double counting)\r\nTotalEnergies recommends that a separate RFNBO sub-quota must be set up to avoid competition between nascent RFNBO fuels and mature biofuels:\r\n•\r\nRFNBO sub-quota to be set between 2,5% and 4% in energy content (physically without EU double counting)\r\n•\r\nIt would cover the H2 demand of German refiners, and the use of H2 in mobility as green H2 or e-fuels including RFNBO methanol for road transport, aviation and shipping.\r\nAll Green H2 used in a refinery including POX/Methanol units to count as RFNBO for transport\r\n•\r\nTotalEnergies recommends that 100% of the green H2 imported at the refinery gate could be counted in the RED III transport sector obligationwhether as RFNBO H2 or RFNBO methanol (methanol is already used notably for the production of MTBE and FAME2components blended into gasoline and diesel today. Methanol could also play a role in the future to decarbonize the shipping sector).\r\nRFNBO penalty of €14/kg of H2 missing (as currently implemented for RED II in Germany)\r\nTotalEnergies recommends that a dedicated incentive / penalty level needs to be associated with the RFNBO transport sub-quota to ensure its physical fulfilment:\r\n•\r\nGermany to continue the current level of penalty for RFNBO equivalent to ~14 €/kgH23.\r\nConfidential - 21 January 2025 - Bio-SAF & RFNBO at\r\nTotalEnergies\r\n Contact details\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. WP)","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0002856","regulatoryProjectTitle":"Förderung des Hochlaufs von grünem H2 in Raffinerien im Rahmen der Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/92/7f/564961/Stellungnahme-Gutachten-SG2506300157.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Herausforderungen für die Wirtschaftlichkeit und Transformation amRaffineriestandort Leuna\r\nThomas Behrends\r\nGeschäftsführer TotalEnergies Raffinerie Mitteldeutschland\r\n25. Juni 2025 TotalEnergies und die Raffinerie Leuna im Überblick \r\nTotalEnergies\r\n\tGlobal integriertes Energieunternehmen, das verschiedene Energie-Formen produziert und vermarktet -starker Fokus auf erneuerbare Energien (auch in Deutschland).\r\n\tÜber 100.000 Mitarbeiter weltweit, Headquarter in Paris\r\n\tZiel: Als bedeutender Akteur der Energiewende gemeinsam mit der Gesellschaft bis 2050 CO2-Neutralität zu erreichen.\r\n\r\nRaffinerie Leuna \r\n\tModerne Raffinerie im Chemiepark Leuna \r\n\tRund 650 Mitarbeitende + ca. 50 Auszubildende, zusätzlich Unterstützung durch mehrere hunderten Vertragspartner täglich \r\n\tProduktpalette:Benzin, Diesel, Heizöl, Flüssiggas, Naphtha, Flugkraftstoffe, Bitumen und Methanol\r\n\tEnge stoffliche und energetische Verflechtung mit Chemie-unternehmen der Region\r\n\tWichtiger Wirtschaftsfaktorin Sachsen-Anhalt\r\n\tEine von zwei Raffinerien in Ostdeutschland \r\n\tKritische Infrastruktur zurGewährleistung der Versorgungssicherheit \r\nTotalEnergies in Deutschland | 2024 Herausforderungen für die Wirtschaftlichkeit und Transformation am Raffineriestandort Leuna (1/2)\r\nHerausforderungen für Wirtschaftlichkeit\r\n\tGrundlage ist sicheres und stabiles Betreiben der Raffinerie:→dafür kontinuierliche Investitionen in Instandhaltung/ Modernisierung von zum Teil mehreren hunderten Mio. € (Stillstände/ Shutdowns)\r\n\tErhalt des Stoffverbundes mit der lokalen chemischen Industrie insbesondere in Anbetracht der aktuellen Entwicklungen bei DOW \r\n\tHerausforderung alternative Rohölversorgung als Inlands-Raffinerie: Bis 2022: Bezug über Druschba-Pipeline aus RusslandHeute: Rohöl-Beschaffung am internationalen Markt, Transporte per Tank-/Cargo-Schiffe zum Hafen Danzig, von da ~1.000 km per Pipeline zur Raffinerie →deutlich höhere Logistik-und Rohstoffkosten\r\n\tKosteneffizienz / Energiekosten / Netzgebühr \r\n\tDerzeitige Marktsituation mit niedrigen Margen bei geringerem bis zu negativem Cashflow →Investitionen werden verschoben bzw. nicht betätigt.\r\n\tStemmen von zwei gleichzeitigen Herausforderungen: \r\n\tSicherung der Wirtschaftlichkeit\r\nSicherung der Zukunft / Dekarbonisierung Sicherung der Zukunft / Dekarbonisierung \r\nReduzierung der CO2-Emissionen (ca. 3,2 Mio. t im Referenzjahr 2015) von über 50% bis 2030, Umsetzung Nachhaltigkeitsprojekte – ebenfalls verbunden mit Investitionen mehreren hunderten Mio. € \r\nDer größte Hebel dafür: der Einsatz von grünem Wasserstoff (RFNBO1.). Zentrale Rolle von TotalEnergies in Leuna als Kunde für Lieferungen im industriellen Maßstab →Wasserstoffkernnetz: Auslastung sichern & zeitnahe Inbetriebnahme z.B. Strecke „Hamburg →Salzgitter →Leuna“ und „Lingen →Salzgitter →Leuna“ bis spätestens 2029 \r\n→Zügige Umsetzung RED III mit vollständiger Anrechnung auf Verkehr und unter klarer Berücksichtigung der Besonderheit der Raffinerie mit POX/ Methanolanlage \r\nDamit unsere Raffinerie die Dekarbonisierung über grünen Wasserstoff (H2) umsetzen und seinen Beitrag zum H2-Hochlauf und H2-Kernnetz leisten kann, müssen diese Rahmenbedingungen gegeben sein. \r\n\tAußerdem: Anpassung des Produktportfolios im Hinblick auf Energiewende, Erschließung neuer Geschäftsfelder wie nachhaltige Kraftstoffe: RFNBO-Methanol, Bio-SAF, e-SAF2. Notwendige Unterstützung der Politik:\r\n\tSchnelle Genehmigungsprozesse & Bürokratieabbau \r\n\tRechtssicherheit durch nationale Umsetzung der RED III in nationales RechtFür TotalEnergies bedeutet dies:Ambitionierte Unterquote für grünen H2im Verkehr gestützt durch ausreichende Pönale\r\n\t100% Anrechnung der in Raffinerien inkl. POX/Methanol-Anlage verwendeten grünen H2auf den Verkehr (RED III Transport-Mandat) \r\n\tAnerkennung von Biokraftstoffen im Co-Processing aus allen nach RED erlaubten Einsatzstoffen auf das THG-Mandat (heute ist nur die Co-Hydrierung von Anhang 9A der REDIII anerkannt)\r\n\t\r\n\tSicherstellung der Auslastung des Wasserstoff-Kernnetzes & zeitnahe Inbetrieb-nahme(2029)insb. Strecke „Hamburg→Salzgitter→Leuna“ und „Lingen→Salzgitter→Leuna“\r\n\tFörderung aktuell Förderantrag BIK1. für Anpassung der POX/ Methanolanlageeingereicht\r\n\t\r\n\tWeiterführung der Förderung durch Klimaschutzverträge gewünscht\r\n\t\r\n\t\r\n\tTechnologieoffenheit(z.B. CCU/CCS, e-SAF Produktion über Methanol-Route, Bio Co-Processing, usw.) \r\n\t\r\n\tStemmen von zwei gleichzeitigen Herausforderungen: \r\n\tSicherung der Wirtschaftlichkeit\r\n\tSicherung der Zukunft / Dekarbonisierung\r\n\t1.BIK = Bundesförderung Industrie und Klimaschutz Infotag und Kontaktdaten \r\n\t2025\r\n\tKontakt für Ihre Fragen oder individuelle Besucherwünsche\r\n\tWir planen gemeinsam mit en2X in 2025einen Infotag in der Raffinerie für interessierte Abgeordnete und politische Vertreter.\r\n\tEinladung folgt -wir freuen uns auf Ihren Besuch!Diana HeuerFachbereichsleiterin Kommunikation \r\n\tTotalEnergies Raffinerie Mitteldeutschland GmbH\r\n\t\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0002856","regulatoryProjectTitle":"Förderung des Hochlaufs von grünem H2 in Raffinerien im Rahmen der Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ca/4c/621717/Stellungnahme-Gutachten-SG2509290105.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin und Leuna, 22.09.2025 \r\n Nationale Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie – RED III – im Verkehrsbereich in Deutschland \r\nBezugnehmend auf den Referentenentwurf eines zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote \r\nAlle Positionen auf einen Blick: \r\n\tWasserstoffbasierte Erfüllungsoptionen zur Reduzierung der THG-Emissionen im Ver-kehr \r\n\tSeparate RFNBO-Pönale in Höhe von 115 €/GJ statt 70 €/GJ notwendig \r\n\tEinsatz eines eingeschränkten und zeitlich befristeten Book & Claim-Mechanismus für RFNBO-Lieferungen bei Vorlage eines langfristigen Liefervertrags \r\n\tAnrechnung des gesamten grünen Wasserstoffs, sobald er Eingang in die Raffine-rie und die mit ihr verbundenen Anlagen findet, auf die THG-Minderungsquote \r\n\r\n\tBiobasierte Erfüllungsoptionen zur Reduzierung der THG-Emissionen im Verkehr \r\n\tBegrüßung des geplanten Wegfalls der Doppelanrechnung fortschrittlicher Biok-raftstoffe \r\n\tBiokraftstoffe, die in einem RED-konformen Co-Processing-Verfahren hergestellt wurden, sollten auf die THG-Minderungsquote anrechenbar sein \r\n\tAlle RED-konformen Rohstoffe zur Herstellung von Biokraftstoffen – insbesondere von SAF – sollten im Rahmen der THG-Minderungsquote anerkannt werden \r\n\tBegrüßung der verschärften Regeln zur Betrugsprävention – Sicherstellung des Bestandsschutzes in der Übergangszeit \r\n\r\n\tSustainable Aviation Fuels im Flugverkehr \r\n\r\nSicherstellung eines level playing field für die Inverkehrbringer von Flugkraftstoffen durch Ausgliederung des Luftverkehrs aus dem Geltungsbereich des BImSchG \r\nA. Wasserstoffbasierte Erfüllungsoptionen zur Reduzierung der THG-Emissionen im Verkehr \r\nRaffinerien können eine Schlüsselrolle bei der Dekarbonisierung und beim Hochlauf des Marktes für grünen Wasserstoff (H2) sowie RFNBO1 \r\n1 Renewable Fuels of Non-Biological Origin (RFNBO): Gemäß der Delegierten Rechtsakte 2023/1184 und 2023/1185 der EU-Kommission vom 10. Februar 2023 zur Ergänzung der Richtlinie (EU) 2018/2001. im Allgemeinen in Deutschland spielen. Insbesondere die na-tionale Umsetzung der RED III für den Transportsektor eignet sich als Anreizinstrument für Raffinerien (einschließlich der damit verbundenen Anlagen), grünen Wasserstoff als Zwischenprodukt für die Her-stellung von Verkehrskraftstoffen oder Biokraftstoffen (z. B. RFNBO-Methanol zur Herstellung von FAME, MTBE und ETBE2\r\n2 FAME: Fettsäuremethylester; MTBE: Methyl-tert-butylether; ETBE: Ethyl-tert-butylether. ) zu verwenden. Dabei sollten die Ziele und die Höhe der Anreize so festgelegt 2 \r\n\r\nwerden, dass ein tragfähiges wirtschaftliches Modell für den Hochlauf des Einsatzes von grünem H2 in Raffinerien gewährleistet ist. \r\nDie Einführung einer nationalen RFNBO-Unterquote für Verkehrskraftstoffe ist ein geeignetes Mittel, um dieses Ziel zu erreichen und die für den Hochlauf notwendigen Investitionsentscheidungen anzu-stoßen. Folgende gesetzliche Regelungen werden maßgeblich dabei helfen, den Wasserstoffhochlauf zu beschleunigen: \r\n1. Separate RFNBO-Pönale in Höhe von 115 €/GJ statt 70 €/GJ notwendig \r\nUm die physische Erfüllung der RFNBO-Unterquote für den Transport und die damit verbundene Un-terstützung des Hochlaufs von grünem H2 sicherzustellen, ist eine separate RFNBO-Pönale in Höhe von 115 €/GJ (dies entspräche der derzeit geltenden Pönale von 600€/t CO2äq mit Dreifachanrechnung) notwendig. Pönalen unter diesem Level werden die Nicht-Erfüllung wirtschaftlicher machen als die Erfüllung. \r\n2. Einsatz eines eingeschränkten und zeitlich befristeten Book & Claim-Mechanismus für RFNBO-Lieferungen bei Vorlage eines langfristigen Liefervertrags \r\nFür den Fall, dass Leitungen im H2-Kernnetz später als heute geplant bzw. später als die Elektrolyse-Projekte in Betrieb genommen werden, muss es als Übergangslösung die Möglichkeit zur bilanziellen Anrechnung des produzierten RFNBO auf nationaler Ebene in einem deutschlandweit vom physischen Fluss losgelösten Rahmen geben. Dies sollte befristet, nur für RFNBOs und nur für Akteure gelten, die einen langfristigen Liefer- bzw. Abnahmevertrag für RFNBO abgeschlossen haben und entsprechende Nutzungsabsichten des H2-Kernnetzes vorlegen können. Eine solche Regelung würde es Raffinerien auch ermöglichen, den grünen Wasserstoff schon zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme des Elektroly-seurs abzunehmen. Netzbetreibern wäre von Beginn an auch in einem solchen Book & Claim-Mechanismus Anschlussgebühren und Netzentgelte zu zahlen. \r\nRaffinerien sind wichtige Ankerkunden für den H2-Hochlauf. Solange die physische Verbindung für den RFNBO-Transport fehlt, werden ohne Möglichkeit zur bilanziellen Anrechnung in vielen Fällen H2-Produktionsprojekte nicht oder nicht im geplanten Umfang umgesetzt werden können. \r\n3. Anrechnung des gesamten grünen Wasserstoffs, sobald er Eingang in die Raffinerie und die mit ihr verbundenen Anlagen findet, auf die THG-Quote (vereinfachte energetische Bilan-zierung von RFNBO in Raffinerien) \r\nDie vollständige Anrechnung des Einsatzes von RFNBO in Raffinerien auf die THG-Quote ist in abseh-barer Zeit die einzige Option, die Nutzung von RFNBO in Raffinerien wirtschaftlich anzureizen. Raffine-rien nehmen gerade beim Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft eine gewichtige Rolle ein, indem sie als eine der ersten Kundinnen grünen Wasserstoff über einen längeren Zeitraum von den Erzeugern abnehmen und so nicht nur für die Herstellung des grünen Wasserstoffs einen Business Case ermögli-chen, sondern auch die Befüllung des Wasserstoffkernnetzes vorantreiben. \r\nDarüber hinaus ist eine Raffinerie aus Sicht des europäischen RFNBO-Zertifizierungssystems3 \r\n3 Vgl. „Leitlinien zu den Zielen für den Verbrauch von erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biologischen Ursprungs in der Industrie und im Verkehrssektor gemäß Artikel 22a, 22b und 25 der Richtlinie (EU) 2018/2001 zur Förderung ein ge-schlossener Kreislauf, in dem RFNBO-Zertifikate am Eingang einer Raffinerie generiert werden. Für Raf-finerien, die lediglich einen Nachhaltigkeitsnachweis (Proof of Sustainability, PoS) vom H2-RFNBO- 3 \r\n\r\nProduzenten benötigen, ist keine Zertifizierung erforderlich. Daher sollten auch die Vorgaben aus der BImSchG und 37. BImschV mit dem von der EU-Kommission genehmigten RFNBO-Zertifizierungsregeln kongruent sein4\r\n4 § 37a Absatz 5 Satz 1 Nr. 6 und Nr. 7 bilden die Komplexität von raffinerieinternen H2-Leitungsnetzen nicht ausreichend ab. Dort ist eine produktscharfe Zuordnung technisch nicht möglich, da eingesetzte Stoffe wie grüner Wasserstoff über mehrere Stufen vermischt verarbeitet werden. Für den Einsatz von RFNBO in Raffinerien ist es essenziell, dass das bestehende H2-Leitungssystem der Raffinerie genutzt werden kann. . \r\nder Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen in der durch die Richtlinie (EU) 2023/2413 geänderten Fassung“ vom 2. September 2024. \r\nB. Biobasierte Erfüllungsoptionen zur Reduzierung der THG-Emissionen im Verkehr \r\nDer aktuelle Referentenentwurf zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote („THG-Quote“) enthält Einschränkungen zur Nutzung von biogenen Rohstoffen, die weder der Umwelt noch dem Klimaschutz dienen. Sie führen zudem zu einem systemischen Nachteil von Unternehmen in Deutschland gegenüber Unternehmen im europäischen Ausland. Die im Entwurf enthaltenen Vorha-ben werden dazu führen, dass die Herstellung dieser Biokraftstoffe mitsamt ihrer Wertschöpfung nicht in Deutschland stattfinden wird. \r\nDabei bietet die Umsetzung der RED III dem deutschen Gesetzgeber eine Gelegenheit, europäische Wertschöpfung bei gleichzeitiger Stärkung des deutschen Wirtschaftsstandortes zu vereinen, indem europäisches Sourcing biogener Rohstoffe angereizt wird. Im Folgenden sind Änderungsvorschläge aufgeführt, wie sowohl der Wirtschaftsstandort als auch der Umwelt- und Klimaschutz gefördert wer-den können. \r\n1. Begrüßung des geplanten Wegfalls der Doppelanrechnung fortschrittlicher Biokraftstoffe \r\nDer geplante Wegfall der Doppelanrechnung fortschrittlicher Biokraftstoffe ist der richtige Schritt für den Hochlauf biobasierter klimafreundlicher Kraftstoffe. Sollte es, trotz der verschärften Maßnahmen, zur Verhinderung von Betrug bei den Nachhaltigkeitsnachweisen kommen, hätte dies durch die Ein-fachanrechnung der fortschrittlichen Biokraftstoffe zudem nicht mehr dieselbe Hebelwirkung wie in der Vergangenheit. \r\n2. Biokraftstoffe, die in einem RED-konformen Co-Processing-Verfahren hergestellt wurden, sollten auf die THG-Quote anrechenbar sein \r\nDie gemeinsame Verarbeitung von nachhaltigen biogenen Rest- und Abfallstoffen sowie nachwach-senden Rohstoffen (RED-konforme Rohstoffe) mit fossilen Energieträgern („Co-Processing“) ermög-licht eine THG-Minderung von bis zu 95 Prozent gegenüber rein fossilen Kraftstoffen. Ihre Anerken-nung auf die THG-Quote würde es Unternehmen ermöglichen, weiterhin einen Beitrag zur Reduzie-rung der Emissionen im Verkehr zu leisten – dort, wo entweder eine Elektrifizierung nicht möglich ist oder die Emissionen der bestehenden Flotte reduziert werden müssen – und gleichzeitig Anreize für die Produktion in Deutschland schaffen, ohne dass bestehende Anlagen angepasst werden müssen. \r\nAktuell erkennt der deutsche Gesetzgeber Co-Processing nicht an – auch der aktuelle Referentenent-wurf zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote nicht. Lediglich die Co-Hydrierung von Biokraftstoffen, also die Mitverarbeitung biogener Öle in der Entschwefelungsanlage (HDS), ist derzeit für die Herstellung von Biokraftstoffen auf die THG-Quote anrechenbar (§ 12 37. BImSchV). Co-Processing umfasst jedoch nicht nur die Co-Hydrierung, sondern die gemeinsame Verarbeitung von 4 \r\n\r\nbiogenen mit fossilen Rohstoffen in allen Teilen einer Raffinerieanlage (z. B. bei der Destillation, in der POX-Methanolanlage und in den Cracking-Anlagen). \r\n3. Alle RED-konformen Rohstoffe zur Herstellung von Biokraftstoffen – insbesondere von SAF – sollten im Rahmen der THG-Quote anerkannt werden \r\nDie aktuelle deutsche Gesetzgebung beschränkt die Anerkennung von biogenen Rohstoffen zur Her-stellung von Biokraftstoffen im Rahmen der THG-Quote auf Rohstoffe nach Anhang IX-A der RED II. Begrüßenswert ist, dass der aktuelle Referentenentwurf die Anrechnung weiterer Biokraftstoffe aus biogenen Rohstoffen nach Anhang IX-B ermöglicht. Die in Anhang IX-B gelisteten Rohstoffe sollten jedoch auch für die Herstellung von Biokraftstoffen aus Co-Processing anerkannt werden. \r\nGerade für Unternehmen wie TotalEnergies, mit dem Ziel, ihre biogenen Rohstoffe aus dem europäi-schen Raum zu beziehen5\r\n5 TotalEnergies und Quatra, ein europäisches Unternehmen für die Sammlung und das Recycling von gebrauchtem Speiseöl, haben einen Vertrag über 15 Jahre ab 2026 unterzeichnet, der die Lieferung von 60.000 Tonnen gebrauchtem Speiseöl pro Jahr aus Europa an die Bioraffinerien von TotalEnergies vorsieht. Seit 2022 haben TotalEnergies und SARIA, ebenfalls ein europäisches Unternehmen für die Sammlung und Verwertung von organischen Materialien, die hauptsächlich aus Europa stammen, eine Vereinbarung zur Entwicklung der Produktion von nachhaltigem Flugkraftstoff (SAF) auf der Null-Rohöl-Plattform Grandpuits (Seine-et-Marne). Bereits 2016 ist TotalEnergies eine 10-jährige Partnerschaft mit SUEZ zur Lieferung von jährlich 20.000 Tonnen gebrauchtes Speiseöl aus Frankreich. , sollte ein nachhaltiges Sourcing nicht durch unnötige Auflagen erschwert werden. Um eine größere Auswahl, mehr Flexibilität und damit auch kürzere Transportwege der Be-schaffung zu haben, sollten auch Biokraftstoffe aus tierischen Fetten der Kategorie 3, wie es in Frank-reich und Belgien der Fall ist, auf die THG-Quote anrechenbar sein. \r\n4. Begrüßung der verschärften Regeln zur Betrugsprävention – Sicherstellung des Bestandsschutzes in der Übergangszeit \r\nTotalEnergies begrüßt ausdrücklich Maßnahmen zur Sicherstellung einer effektiven und rigorosen Be-trugsprävention bei der Zertifizierung. Die entsprechenden Maßnahmen müssen rechtssicher und pra-xisnah ausgestaltet werden. Vor diesem Hintergrund sollte die Regelung zum Bestandsschutz (§ 4b 38. BImSchV-Entwurf und § 37b Absatz 8 Nr. 5 BImSchG-Entwurf) nicht auf das Inverkehrbringen der fort-schrittlichen Biokraftstoffe, sondern auf den Zeitpunkt der Erstellung der Nachhaltigkeitsnachweise durch den Hersteller abstellen. Es würde dann für alle Biokraftstoffe, die bereits hergestellt und für die der Hersteller einen Nachhaltigkeitsnachweis ausgestellt hat, Bestandsschutz gelten. Für alle noch zu erstellenden Nachweise gelten die neuen Regelungen, wonach Vor-Ort Kontrollen gestattet wer-den müssen. \r\nDie im Entwurf vorgesehene Stichtagsregelung knüpft an das Inverkehrbringen der Kraftstoffe an. In der Praxis ist dieses Kriterium jedoch weder eindeutig noch vollzugstauglich: Die Erstellung des Nach-haltigkeitsnachweises und der physische Import erfolgen oft zeitlich getrennt. Dadurch besteht das Risiko, dass bereits produzierte und korrekt zertifizierte Mengen nach dem 1. Januar 2026 nicht mehr auf die THG-Quote anrechenbar wären – obwohl sie unter den bisherigen Regeln rechtskonform er-zeugt wurden. \r\nZur Gewährleistung von Planungs- und Rechtssicherheit muss daher nicht das Inverkehrbringen, son-dern das Datum der Ausstellung des Nachhaltigkeitsnachweises ausschlaggebend sein. Für alle Nach-weise, die vor dem 1. Januar 2026 erstellt wurden, sollte Bestandsschutz gelten. Nur so lassen sich 5 \r\n\r\nRückwirkungen auf bestehende Lieferverträge, Lagerbestände und die Erfüllung der Quote vermei-den. \r\nC. Sustainable Aviation Fuels im Flugverkehr \r\nSicherstellung eines level playing field für die Inverkehrbringer von Flugkraftstoffen durch Ausglie-derung des Luftverkehrs aus dem Geltungsbereich des BImSchG \r\nUm ein level playing field für die Inverkehrbringer von Flugkraftstoffen sicherzustellen, unabhängig davon, ob sie nur Flugkraftstoffe oder auch andere Kraftstoffe in Verkehr bringen, muss die THG-Minderung im Luftverkehr aus der THG-Quotenerfüllung herausgelöst werden, wie es in den Nieder-landen und in Belgien bereits der Fall ist und perspektivisch auch in Frankreich, bei gleichzeitiger Re-duzierung der RFNBO-Unterquote um diese e-SAF-Mengen. \r\nDer aktuelle Referentenentwurf sieht vor, dass Inverkehrbringer von Flugkraftstoffen, die nur Flug-kraftstoffe in Verkehr bringen, lediglich den Regelungen der ReFuelEU Aviation unterliegen, während Inverkehrbringer von Flugkraftstoffe, die auch Kraftstoffe für den Straßen- und/oder Schifftransport in Verkehr bringen, der BImSchG/Regulierung zur THG-Quote unterliegen, zusätzlich zu den Auflagen der ReFuelEU Aviation. Dies wirkt an zweierlei Stellen als marktverzerrend: \r\n•\tDas Ambitionsniveau der BImSchG ist höher als das der ReFuelEU Aviation. \r\n•\tDie ReFuelEU Aviation bzw. RED erkennt mehr Arten von biogenen Rohstoffen zur Pro-duktion von SAF zur Erfüllung des Mandats an, als es unter der BImSchG der Fall ist. \r\n\r\nInverkehrbringer von Flugkraftstoffen, die auch andere Kraftstoffe in Verkehr bringen, wären somit verpflichtet, ein höheres Mandat mit schlechteren Erfüllungsoptionen zu erfüllen, als es für die reinen Inverkehrbringer von Flugkraftstoffen der Fall ist. Die ReFuelEU Aviation alleine bietet Rechtssicher-heit für Investitionen in die Zukunft des Luftverkehrs. Im Sinne des Strebens nach einem Abbau von Bürokratie sollte kein Rechtsrahmen geschaffen werden, der nicht notwendig ist. \r\nIn diesem Zuge müsste das Ambitionsniveau der RFNBO-Unterquote in der BImSchG reduziert werden, da die entsprechenden e-SAF-Mengen lediglich über die ReFuelEU Aviation erfüllt und nicht zusätzlich über die BImSchG national gemeldet werden. \r\n-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- \r\nIhre Ansprechpartner zum Thema:"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0002857","regulatoryProjectTitle":"Anschluss an das Wasserstoff-Kernnetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/35/06/297678/Stellungnahme-Gutachten-SG2406180081.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Nachhaltigkeit in der TotalEnergies Raffinerie in Leuna\r\nTotalEnergiesRaffinerie Mitteldeutschland GmbH\r\n07. Juni 2024\r\nCO2 ZIELSETZUNG TOTALENERGIES\r\nDas Ziel von TotalEnergies: Kohlenstoffneutralität bis 2050\r\nLeuna CO2 Roadmap zur Minderung der Emissionen scope\r\n1+2 (kt/Jahr – CO2 Äqu)\r\nScope 1+2* Emissionen aus TotalEnergies Anlagen der\r\nÖl- und Gasverarbeitung (Mt/Jahr – CO2 Äqu)\r\nKohlenstoff-\r\nSenken\r\n2050 oder früher\r\n2015 2019 2025\r\nAkquisitionen und\r\nNeugründungen ab\r\n2015\r\n>50%\r\n* Netto-Nullstellung in Europa bis 2050 oder früher (scope 1+2+3)\r\n→ Verringerung der Kohlenstoffintensität der von unseren Kunden weltweit\r\nverwendeten Energieprodukte um min. 60% bis 2050 (scope 1+2+3) mit\r\nZwischenschritten von 15% bis 2030 und 35% bis 2040 Grüner H2 für grüne Kraftstoffe Biokraft- und Brennstoffe Nachhaltiges Integriertes Energiesystem Fernwärme\r\n• CCUS (CapTransCO2-Projekt) nach 2030 Scope 1 : Direkte Emissionen aus Anlagen\r\nScope 2 : Emissionen aus der zugekauften Strom- und Dampferzeugung\r\nScope 3 : Emissionen aus der Verwendung unserer Produkte\r\nFERNWÄRME PROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Eines der größten raffinerieseitigen Fernwärmeprojekte in Deutschland, Koppelung urbaner Zentren mit\r\nIndustriestandorten zur Nutzung von Raffinerie-Abwärme\r\n▪ Absicherung der Grundlastversorgung der Stadt Leipzig\r\n▪ Projekt besteht aus 2 Teilen:\r\n1. TRM leitet 2 Projekte: POX und Raffinerie\r\n2. Stadtwerke Leipzig für die Pipeline Leuna-Leipzig + Wärmeübergabestation zuständig\r\n▪ Wärmelieferverträge wurden unterschrieben und Studien begonnen\r\n▪ Förderanträge für POX- und NPA-Projekte wurden eingereicht\r\n▪ Wärmelieferung soll ab 2027 startet und ca. 40% des Fernwärmebedarf von Leipzig decken. Förderbescheide müssen spätestens in Nov-24 vorliegen, um den Zeitplan bis zum Stillstand 2027\r\neinhalten zu können\r\n▪ Unterstützung in behördlichen Genehmigungsprozessen für Bau der Pipeline zwischen Leuna und\r\nLeipzig\r\nNACHHALTIGES INTEGRIERTES ENERGIESYSTEM\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Raffineriebedarf an Prozessdampf, aktuelle Dampfproduktion in\r\nKombination mit Strom über die Verbrennung von Erdölrückständen ist CO2 intensiv\r\n▪ Mit dem Wegfall der Eigenstromproduktion wird ein hocheffizientes Dampferzeugungssystem implementiert\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Notwendigkeit einer 380kV-Anbindung um den Import von Ökostrom ermöglichen zu können.\r\nVorhaben ist im Bundesbedarfsplan aufgenommen und soll beschleunigt werden damit es bereits 2028\r\nverfügbar ist\r\n▪ Förderung für Bitumenlogistik ist notwendig, um Wirtschaftlichkeitslücke zu füllen BIOKRAFT- UND BRENNSTOFFE\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Verwendung von biogenen Rohstoffen zur Herstellung von bis zu Biomethanol als Ersatz von\r\nfossilen Einsatzstoffen (Schweröle)\r\n▪ Die Verarbeitung von Holzbasierten Pyrölysöl im POX-Vergaser verbindet die CO2-Reduzierung (Bio-\r\nCO2) mit unserem Ziel, fortschrittliche Biokraftstoffe für die Schifffahrt/Chemie zu produzieren\r\n▪ Erfolgreicher industrieller Test über die Verwendung von Pyrölysöl in der POX-Methanolanlage in Q4\r\n2023. Analyse der Ergebnisse laufen.\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Innovatives Verfahren mit kostenintensiven Anpassungen unserer Prozesse benötigen finanzielle\r\nUnterstützung\r\n▪ Produktionskosten für Bio-Methanol auch mittelfristig hoch (Produkte damit teuer)\r\n▪ Schiffsektor wird als einer der möglichen Kunden erwartet (als nachhaltiger Kraftstoff)\r\nAber: aktuellen Förderprogramme wie z.B. Klimaschutzverträge ermöglichen nicht den Verkauf von Bio-\r\nMethanol für Energiezwecke.\r\n▪ Aktuell sind mögliche biogene Einsatzstoffe weltweit nicht vorhanden (Wood Pyoil)\r\nLEUNAPOWER2FUELS: ERZEUGUNG VON E-KEROSIN\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Spezieller Produktionsweg mit der Nutzung und Modifikation der bestehenden Anlagen in Leuna –\r\neinmalig in Deutschland\r\n▪ Projektskizze für die Produktion von bis zu wurde in 2021\r\neingereicht (BMVD-Förderaufruf „Förderung der Produktion von Power-to-Liquid-Kraftstoffen mit Fokus\r\nauf E-Kerosin“)\r\n▪ C-Quelle: Förderfähigkeit der unvermeidbaren Gase aus unseren Prozessen (POX, FCC) als\r\nEinsatzstoff noch unklar\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Notwendigkeit einer 380kV-Anbindung um den Import von Ökostrom ermöglichen zu können.\r\n▪ Förderung ist notwendig, um Wirtschaftlichkeitslücke zu füllen (avisierte Förderrichtlinie für den\r\nMarkthochlauf von PtL-Kerosin vom BMVD liegt noch nicht vor)\r\n▪ Technologieoffenheit: spezieller Produktionsweg für E-Fuels in Leuna muss vom\r\nGesetzgeber anerkannt werden\r\n▪ E-Fuels: Wir brauchen politische Unterstützung, um unseren Prozess zur Herstellung von E-Kerosin\r\nförderfähig zu machen (niedrige CAPEX, hohe CO2-Reduktion). Die in diesem Prozess (MeOHProduktion)\r\nverwendeten C-Quellen sind unvermeidlich und müssen entsprechend anerkannt werden.\r\nGRÜNER H2 FÜR GRÜNE KRAFTSTOFFE\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Ziel der Raffinerie = Ersetzen von Wassertoff aus fossilen Quellen durch grünen Wasserstoff\r\n▪ Hohes Potential an CO2-Emissionsvermeidung\r\n▪ Bis 2030 benötigen wir\r\n▪ Erster grüner-Wasserstoffvertrag mit VNG/Uniper über 30 MW Elektrolyseur in Bad Lauchstädt mit\r\nzunächst\r\n▪\r\n▪ TotalEnergies hat Ende 2023 eine Ausschreibung für die Lieferung von 500 kt/a grünem Wasserstoff\r\nfür seine EU-Raffinerien veröffentlicht\r\n▪ Leuna wird ab Mitte 2025 an das deutsche H2-Kernnetz angebunden sein\r\n▪ Platz für den Bau von Elektrolyseuren in der Raffinerie verfügbar\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Deutsche H2-Kernnetz muss zeitnah (2028) in Betrieb gehen, um Importe/Zukäufe zu ermöglichen\r\n▪ Notwendigkeit einer 380kV-Anbindung für Standort zur Entstehung eines Zentrums für Erzeugung\r\nvon grünem H2. Zusätzlicher Strombedarf für den Chemiepark liegt bei +1GW/a. Vorhaben ist im\r\nBundesbedarfsplan bestätigt und soll beschleunigt werden damit es bereits im Jahr 2028 verfügbar ist\r\n▪ Die RED3 Umsetzung in nationales Recht (BImSchG) sollte ein günstigen Regulierungsrahmen für den\r\nH2-Hochlauf schaffen (z.B: durch ehrgeizige RFNBO-Unterquote, Nutzung von H2 in Raffinerien, usw.)\r\n→ Dazu Positionspapier der TotalEnergies erarbeitet und an Herrn Kellner am 07.06.24 übergeben.\r\nCCUS - CAPTRANSCO2 PROJEKT\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ TotalEnergies, VNG, ONTRAS, SKW Piesteritz, Thomas Gruppe, Dow und DBI-GUT haben gemeinsam\r\neine Machbarkeitsstudie für die Treibhausgasminderung der mitteldeutschen Industrie durchgeführt:\r\n▪ Die Nutzung des CO2 als Rohstoff ist die Vorzugsoption\r\n▪ Überschüssige CO2-Mengen wird zur Küste transportiert und in der See nachhaltig gelagert\r\n▪ Grundlage: Förderrichtlinie „CO2-Abscheidung und -Nutzung in der Grundstoffindustrie“\r\n▪ Machbarkeitsstudie zeigt : Aufbau von CCU/S-Wertschöpfungsketten technisch möglich / optimalste\r\nRoute über Hamburg/Dänemark / Pipelinebau\r\nvon Planung bis Inbetriebnahme ≥ 7 Jahre\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Absicherung der Investitionen für Aufbau Transportinfrastruktur und der CO2-Abscheidung für Hochlauf\r\nwichtig → CO2-Backbone muss bis 2035 errichtet sein / Genehmigungen und deren Umsetzung\r\nmüssen zügig erfolgen\r\n▪ Anreizung von Investitionen durch Förderung → Integration von CCS/U-Projekten in den 2.\r\nFörderaufruf der Klimaschutzverträge u. muss dem hohen CAPEX-Bedarf gerecht werden\r\n▪ Ratifizierung der Änderung des Londoner Protokolls in Artikel 6, um damit den CO2-Export zum\r\nZweck der Offshore-Speicherung zu ermöglichen wird ausdrücklich begrüßt\r\n▪ Vergleichbare und wettbewerbsfähige Transportentgelte (höhere Kosten für CO2-Transport für\r\nostdeutsche Standorte vs West/Nord)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Juni 2025 TotalEnergies und die Raffinerie Leuna im Überblick \r\nTotalEnergies\r\n\tGlobal integriertes Energieunternehmen, das verschiedene Energie-Formen produziert und vermarktet -starker Fokus auf erneuerbare Energien (auch in Deutschland).\r\n\tÜber 100.000 Mitarbeiter weltweit, Headquarter in Paris\r\n\tZiel: Als bedeutender Akteur der Energiewende gemeinsam mit der Gesellschaft bis 2050 CO2-Neutralität zu erreichen.\r\n\r\nRaffinerie Leuna \r\n\tModerne Raffinerie im Chemiepark Leuna \r\n\tRund 650 Mitarbeitende + ca. 50 Auszubildende, zusätzlich Unterstützung durch mehrere hunderten Vertragspartner täglich \r\n\tProduktpalette:Benzin, Diesel, Heizöl, Flüssiggas, Naphtha, Flugkraftstoffe, Bitumen und Methanol\r\n\tEnge stoffliche und energetische Verflechtung mit Chemie-unternehmen der Region\r\n\tWichtiger Wirtschaftsfaktorin Sachsen-Anhalt\r\n\tEine von zwei Raffinerien in Ostdeutschland \r\n\tKritische Infrastruktur zurGewährleistung der Versorgungssicherheit \r\nTotalEnergies in Deutschland | 2024 Herausforderungen für die Wirtschaftlichkeit und Transformation am Raffineriestandort Leuna (1/2)\r\nHerausforderungen für Wirtschaftlichkeit\r\n\tGrundlage ist sicheres und stabiles Betreiben der Raffinerie:→dafür kontinuierliche Investitionen in Instandhaltung/ Modernisierung von zum Teil mehreren hunderten Mio. € (Stillstände/ Shutdowns)\r\n\tErhalt des Stoffverbundes mit der lokalen chemischen Industrie insbesondere in Anbetracht der aktuellen Entwicklungen bei DOW \r\n\tHerausforderung alternative Rohölversorgung als Inlands-Raffinerie: Bis 2022: Bezug über Druschba-Pipeline aus RusslandHeute: Rohöl-Beschaffung am internationalen Markt, Transporte per Tank-/Cargo-Schiffe zum Hafen Danzig, von da ~1.000 km per Pipeline zur Raffinerie →deutlich höhere Logistik-und Rohstoffkosten\r\n\tKosteneffizienz / Energiekosten / Netzgebühr \r\n\tDerzeitige Marktsituation mit niedrigen Margen bei geringerem bis zu negativem Cashflow →Investitionen werden verschoben bzw. nicht betätigt.\r\n\tStemmen von zwei gleichzeitigen Herausforderungen: \r\n\tSicherung der Wirtschaftlichkeit\r\nSicherung der Zukunft / Dekarbonisierung Sicherung der Zukunft / Dekarbonisierung \r\nReduzierung der CO2-Emissionen (ca. 3,2 Mio. t im Referenzjahr 2015) von über 50% bis 2030, Umsetzung Nachhaltigkeitsprojekte – ebenfalls verbunden mit Investitionen mehreren hunderten Mio. € \r\nDer größte Hebel dafür: der Einsatz von grünem Wasserstoff (RFNBO1.). Zentrale Rolle von TotalEnergies in Leuna als Kunde für Lieferungen im industriellen Maßstab →Wasserstoffkernnetz: Auslastung sichern & zeitnahe Inbetriebnahme z.B. Strecke „Hamburg →Salzgitter →Leuna“ und „Lingen →Salzgitter →Leuna“ bis spätestens 2029 \r\n→Zügige Umsetzung RED III mit vollständiger Anrechnung auf Verkehr und unter klarer Berücksichtigung der Besonderheit der Raffinerie mit POX/ Methanolanlage \r\nDamit unsere Raffinerie die Dekarbonisierung über grünen Wasserstoff (H2) umsetzen und seinen Beitrag zum H2-Hochlauf und H2-Kernnetz leisten kann, müssen diese Rahmenbedingungen gegeben sein. \r\n\tAußerdem: Anpassung des Produktportfolios im Hinblick auf Energiewende, Erschließung neuer Geschäftsfelder wie nachhaltige Kraftstoffe: RFNBO-Methanol, Bio-SAF, e-SAF2. Notwendige Unterstützung der Politik:\r\n\tSchnelle Genehmigungsprozesse & Bürokratieabbau \r\n\tRechtssicherheit durch nationale Umsetzung der RED III in nationales RechtFür TotalEnergies bedeutet dies:Ambitionierte Unterquote für grünen H2im Verkehr gestützt durch ausreichende Pönale\r\n\t100% Anrechnung der in Raffinerien inkl. POX/Methanol-Anlage verwendeten grünen H2auf den Verkehr (RED III Transport-Mandat) \r\n\tAnerkennung von Biokraftstoffen im Co-Processing aus allen nach RED erlaubten Einsatzstoffen auf das THG-Mandat (heute ist nur die Co-Hydrierung von Anhang 9A der REDIII anerkannt)\r\n\t\r\n\tSicherstellung der Auslastung des Wasserstoff-Kernnetzes & zeitnahe Inbetrieb-nahme(2029)insb. Strecke „Hamburg→Salzgitter→Leuna“ und „Lingen→Salzgitter→Leuna“\r\n\tFörderung aktuell Förderantrag BIK1. für Anpassung der POX/ Methanolanlageeingereicht\r\n\t\r\n\tWeiterführung der Förderung durch Klimaschutzverträge gewünscht\r\n\t\r\n\t\r\n\tTechnologieoffenheit(z.B. CCU/CCS, e-SAF Produktion über Methanol-Route, Bio Co-Processing, usw.) \r\n\t\r\n\tStemmen von zwei gleichzeitigen Herausforderungen: \r\n\tSicherung der Wirtschaftlichkeit\r\n\tSicherung der Zukunft / Dekarbonisierung\r\n\t1.BIK = Bundesförderung Industrie und Klimaschutz Infotag und Kontaktdaten \r\n\t2025\r\n\tKontakt für Ihre Fragen oder individuelle Besucherwünsche\r\n\tWir planen gemeinsam mit en2X in 2025einen Infotag in der Raffinerie für interessierte Abgeordnete und politische Vertreter.\r\n\tEinladung folgt -wir freuen uns auf Ihren Besuch! Diana Heuer Fachbereichsleiterin Kommunikation \r\n\tTotalEnergies Raffinerie Mitteldeutschland GmbH\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0002859","regulatoryProjectTitle":"Vorsehen einer 380 KV Stromleitung im Bundesbedarfsplan","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0d/4b/297682/Stellungnahme-Gutachten-SG2406180083.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Nachhaltigkeit in der TotalEnergies Raffinerie in Leuna\r\nTotalEnergiesRaffinerie Mitteldeutschland GmbH\r\n07. Juni 2024\r\nCO2 ZIELSETZUNG TOTALENERGIES\r\nDas Ziel von TotalEnergies: Kohlenstoffneutralität bis 2050\r\nLeuna CO2 Roadmap zur Minderung der Emissionen scope\r\n1+2 (kt/Jahr – CO2 Äqu)\r\nScope 1+2* Emissionen aus TotalEnergies Anlagen der\r\nÖl- und Gasverarbeitung (Mt/Jahr – CO2 Äqu)\r\nKohlenstoff-\r\nSenken\r\n2050 oder früher\r\n2015 2019 2025\r\nAkquisitionen und\r\nNeugründungen ab\r\n2015\r\n>50%\r\n* Netto-Nullstellung in Europa bis 2050 oder früher (scope 1+2+3)\r\n→ Verringerung der Kohlenstoffintensität der von unseren Kunden weltweit\r\nverwendeten Energieprodukte um min. 60% bis 2050 (scope 1+2+3) mit\r\nZwischenschritten von 15% bis 2030 und 35% bis 2040 Grüner H2 für grüne Kraftstoffe Biokraft- und Brennstoffe Nachhaltiges Integriertes Energiesystem Fernwärme\r\n• CCUS (CapTransCO2-Projekt) nach 2030 Scope 1 : Direkte Emissionen aus Anlagen\r\nScope 2 : Emissionen aus der zugekauften Strom- und Dampferzeugung\r\nScope 3 : Emissionen aus der Verwendung unserer Produkte\r\nFERNWÄRME PROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Eines der größten raffinerieseitigen Fernwärmeprojekte in Deutschland, Koppelung urbaner Zentren mit\r\nIndustriestandorten zur Nutzung von Raffinerie-Abwärme\r\n▪ Absicherung der Grundlastversorgung der Stadt Leipzig\r\n▪ Projekt besteht aus 2 Teilen:\r\n1. TRM leitet 2 Projekte: POX und Raffinerie\r\n2. Stadtwerke Leipzig für die Pipeline Leuna-Leipzig + Wärmeübergabestation zuständig\r\n▪ Wärmelieferverträge wurden unterschrieben und Studien begonnen\r\n▪ Förderanträge für POX- und NPA-Projekte wurden eingereicht\r\n▪ Wärmelieferung soll ab 2027 startet und ca. 40% des Fernwärmebedarf von Leipzig decken. Förderbescheide müssen spätestens in Nov-24 vorliegen, um den Zeitplan bis zum Stillstand 2027\r\neinhalten zu können\r\n▪ Unterstützung in behördlichen Genehmigungsprozessen für Bau der Pipeline zwischen Leuna und\r\nLeipzig\r\nNACHHALTIGES INTEGRIERTES ENERGIESYSTEM\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Raffineriebedarf an Prozessdampf, aktuelle Dampfproduktion in\r\nKombination mit Strom über die Verbrennung von Erdölrückständen ist CO2 intensiv\r\n▪ Mit dem Wegfall der Eigenstromproduktion wird ein hocheffizientes Dampferzeugungssystem implementiert\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Notwendigkeit einer 380kV-Anbindung um den Import von Ökostrom ermöglichen zu können.\r\nVorhaben ist im Bundesbedarfsplan aufgenommen und soll beschleunigt werden damit es bereits 2028\r\nverfügbar ist\r\n▪ Förderung für Bitumenlogistik ist notwendig, um Wirtschaftlichkeitslücke zu füllen BIOKRAFT- UND BRENNSTOFFE\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Verwendung von biogenen Rohstoffen zur Herstellung von bis zu Biomethanol als Ersatz von\r\nfossilen Einsatzstoffen (Schweröle)\r\n▪ Die Verarbeitung von Holzbasierten Pyrölysöl im POX-Vergaser verbindet die CO2-Reduzierung (Bio-\r\nCO2) mit unserem Ziel, fortschrittliche Biokraftstoffe für die Schifffahrt/Chemie zu produzieren\r\n▪ Erfolgreicher industrieller Test über die Verwendung von Pyrölysöl in der POX-Methanolanlage in Q4\r\n2023. Analyse der Ergebnisse laufen.\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Innovatives Verfahren mit kostenintensiven Anpassungen unserer Prozesse benötigen finanzielle\r\nUnterstützung\r\n▪ Produktionskosten für Bio-Methanol auch mittelfristig hoch (Produkte damit teuer)\r\n▪ Schiffsektor wird als einer der möglichen Kunden erwartet (als nachhaltiger Kraftstoff)\r\nAber: aktuellen Förderprogramme wie z.B. Klimaschutzverträge ermöglichen nicht den Verkauf von Bio-\r\nMethanol für Energiezwecke.\r\n▪ Aktuell sind mögliche biogene Einsatzstoffe weltweit nicht vorhanden (Wood Pyoil)\r\nLEUNAPOWER2FUELS: ERZEUGUNG VON E-KEROSIN\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Spezieller Produktionsweg mit der Nutzung und Modifikation der bestehenden Anlagen in Leuna –\r\neinmalig in Deutschland\r\n▪ Projektskizze für die Produktion von bis zu wurde in 2021\r\neingereicht (BMVD-Förderaufruf „Förderung der Produktion von Power-to-Liquid-Kraftstoffen mit Fokus\r\nauf E-Kerosin“)\r\n▪ C-Quelle: Förderfähigkeit der unvermeidbaren Gase aus unseren Prozessen (POX, FCC) als\r\nEinsatzstoff noch unklar\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Notwendigkeit einer 380kV-Anbindung um den Import von Ökostrom ermöglichen zu können.\r\n▪ Förderung ist notwendig, um Wirtschaftlichkeitslücke zu füllen (avisierte Förderrichtlinie für den\r\nMarkthochlauf von PtL-Kerosin vom BMVD liegt noch nicht vor)\r\n▪ Technologieoffenheit: spezieller Produktionsweg für E-Fuels in Leuna muss vom\r\nGesetzgeber anerkannt werden\r\n▪ E-Fuels: Wir brauchen politische Unterstützung, um unseren Prozess zur Herstellung von E-Kerosin\r\nförderfähig zu machen (niedrige CAPEX, hohe CO2-Reduktion). Die in diesem Prozess (MeOHProduktion)\r\nverwendeten C-Quellen sind unvermeidlich und müssen entsprechend anerkannt werden.\r\nGRÜNER H2 FÜR GRÜNE KRAFTSTOFFE\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Ziel der Raffinerie = Ersetzen von Wassertoff aus fossilen Quellen durch grünen Wasserstoff\r\n▪ Hohes Potential an CO2-Emissionsvermeidung\r\n▪ Bis 2030 benötigen wir\r\n▪ Erster grüner-Wasserstoffvertrag mit VNG/Uniper über 30 MW Elektrolyseur in Bad Lauchstädt mit\r\nzunächst\r\n▪\r\n▪ TotalEnergies hat Ende 2023 eine Ausschreibung für die Lieferung von 500 kt/a grünem Wasserstoff\r\nfür seine EU-Raffinerien veröffentlicht\r\n▪ Leuna wird ab Mitte 2025 an das deutsche H2-Kernnetz angebunden sein\r\n▪ Platz für den Bau von Elektrolyseuren in der Raffinerie verfügbar\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Deutsche H2-Kernnetz muss zeitnah (2028) in Betrieb gehen, um Importe/Zukäufe zu ermöglichen\r\n▪ Notwendigkeit einer 380kV-Anbindung für Standort zur Entstehung eines Zentrums für Erzeugung\r\nvon grünem H2. Zusätzlicher Strombedarf für den Chemiepark liegt bei +1GW/a. Vorhaben ist im\r\nBundesbedarfsplan bestätigt und soll beschleunigt werden damit es bereits im Jahr 2028 verfügbar ist\r\n▪ Die RED3 Umsetzung in nationales Recht (BImSchG) sollte ein günstigen Regulierungsrahmen für den\r\nH2-Hochlauf schaffen (z.B: durch ehrgeizige RFNBO-Unterquote, Nutzung von H2 in Raffinerien, usw.)\r\n→ Dazu Positionspapier der TotalEnergies erarbeitet und an Herrn Kellner am 07.06.24 übergeben.\r\nCCUS - CAPTRANSCO2 PROJEKT\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ TotalEnergies, VNG, ONTRAS, SKW Piesteritz, Thomas Gruppe, Dow und DBI-GUT haben gemeinsam\r\neine Machbarkeitsstudie für die Treibhausgasminderung der mitteldeutschen Industrie durchgeführt:\r\n▪ Die Nutzung des CO2 als Rohstoff ist die Vorzugsoption\r\n▪ Überschüssige CO2-Mengen wird zur Küste transportiert und in der See nachhaltig gelagert\r\n▪ Grundlage: Förderrichtlinie „CO2-Abscheidung und -Nutzung in der Grundstoffindustrie“\r\n▪ Machbarkeitsstudie zeigt : Aufbau von CCU/S-Wertschöpfungsketten technisch möglich / optimalste\r\nRoute über Hamburg/Dänemark / Pipelinebau\r\nvon Planung bis Inbetriebnahme ≥ 7 Jahre\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Absicherung der Investitionen für Aufbau Transportinfrastruktur und der CO2-Abscheidung für Hochlauf\r\nwichtig → CO2-Backbone muss bis 2035 errichtet sein / Genehmigungen und deren Umsetzung\r\nmüssen zügig erfolgen\r\n▪ Anreizung von Investitionen durch Förderung → Integration von CCS/U-Projekten in den 2.\r\nFörderaufruf der Klimaschutzverträge u. muss dem hohen CAPEX-Bedarf gerecht werden\r\n▪ Ratifizierung der Änderung des Londoner Protokolls in Artikel 6, um damit den CO2-Export zum\r\nZweck der Offshore-Speicherung zu ermöglichen wird ausdrücklich begrüßt\r\n▪ Vergleichbare und wettbewerbsfähige Transportentgelte (höhere Kosten für CO2-Transport für\r\nostdeutsche Standorte vs West/Nord)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Klimaschutzverträge ermöglichen nicht den Verkauf von Bio-\r\nMethanol für Energiezwecke.\r\n▪ Aktuell sind mögliche biogene Einsatzstoffe weltweit nicht vorhanden (Wood Pyoil)\r\nLEUNAPOWER2FUELS: ERZEUGUNG VON E-KEROSIN\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Spezieller Produktionsweg mit der Nutzung und Modifikation der bestehenden Anlagen in Leuna –\r\neinmalig in Deutschland\r\n▪ Projektskizze für die Produktion von bis zu wurde in 2021\r\neingereicht (BMVD-Förderaufruf „Förderung der Produktion von Power-to-Liquid-Kraftstoffen mit Fokus\r\nauf E-Kerosin“)\r\n▪ C-Quelle: Förderfähigkeit der unvermeidbaren Gase aus unseren Prozessen (POX, FCC) als\r\nEinsatzstoff noch unklar\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Notwendigkeit einer 380kV-Anbindung um den Import von Ökostrom ermöglichen zu können.\r\n▪ Förderung ist notwendig, um Wirtschaftlichkeitslücke zu füllen (avisierte Förderrichtlinie für den\r\nMarkthochlauf von PtL-Kerosin vom BMVD liegt noch nicht vor)\r\n▪ Technologieoffenheit: spezieller Produktionsweg für E-Fuels in Leuna muss vom\r\nGesetzgeber anerkannt werden\r\n▪ E-Fuels: Wir brauchen politische Unterstützung, um unseren Prozess zur Herstellung von E-Kerosin\r\nförderfähig zu machen (niedrige CAPEX, hohe CO2-Reduktion). Die in diesem Prozess (MeOHProduktion)\r\nverwendeten C-Quellen sind unvermeidlich und müssen entsprechend anerkannt werden.\r\nGRÜNER H2 FÜR GRÜNE KRAFTSTOFFE\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Ziel der Raffinerie = Ersetzen von Wassertoff aus fossilen Quellen durch grünen Wasserstoff\r\n▪ Hohes Potential an CO2-Emissionsvermeidung\r\n▪ Bis 2030 benötigen wir\r\n▪ Erster grüner-Wasserstoffvertrag mit VNG/Uniper über 30 MW Elektrolyseur in Bad Lauchstädt mit\r\nzunächst\r\n▪\r\n▪ TotalEnergies hat Ende 2023 eine Ausschreibung für die Lieferung von 500 kt/a grünem Wasserstoff\r\nfür seine EU-Raffinerien veröffentlicht\r\n▪ Leuna wird ab Mitte 2025 an das deutsche H2-Kernnetz angebunden sein\r\n▪ Platz für den Bau von Elektrolyseuren in der Raffinerie verfügbar\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Deutsche H2-Kernnetz muss zeitnah (2028) in Betrieb gehen, um Importe/Zukäufe zu ermöglichen\r\n▪ Notwendigkeit einer 380kV-Anbindung für Standort zur Entstehung eines Zentrums für Erzeugung\r\nvon grünem H2. Zusätzlicher Strombedarf für den Chemiepark liegt bei +1GW/a. Vorhaben ist im\r\nBundesbedarfsplan bestätigt und soll beschleunigt werden damit es bereits im Jahr 2028 verfügbar ist\r\n▪ Die RED3 Umsetzung in nationales Recht (BImSchG) sollte ein günstigen Regulierungsrahmen für den\r\nH2-Hochlauf schaffen (z.B: durch ehrgeizige RFNBO-Unterquote, Nutzung von H2 in Raffinerien, usw.)\r\n→ Dazu Positionspapier der TotalEnergies erarbeitet und an Herrn Kellner am 07.06.24 übergeben.\r\nCCUS - CAPTRANSCO2 PROJEKT\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ TotalEnergies, VNG, ONTRAS, SKW Piesteritz, Thomas Gruppe, Dow und DBI-GUT haben gemeinsam\r\neine Machbarkeitsstudie für die Treibhausgasminderung der mitteldeutschen Industrie durchgeführt:\r\n▪ Die Nutzung des CO2 als Rohstoff ist die Vorzugsoption\r\n▪ Überschüssige CO2-Mengen wird zur Küste transportiert und in der See nachhaltig gelagert\r\n▪ Grundlage: Förderrichtlinie „CO2-Abscheidung und -Nutzung in der Grundstoffindustrie“\r\n▪ Machbarkeitsstudie zeigt : Aufbau von CCU/S-Wertschöpfungsketten technisch möglich / optimalste\r\nRoute über Hamburg/Dänemark / Pipelinebau\r\nvon Planung bis Inbetriebnahme ≥ 7 Jahre\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Absicherung der Investitionen für Aufbau Transportinfrastruktur und der CO2-Abscheidung für Hochlauf\r\nwichtig → CO2-Backbone muss bis 2035 errichtet sein / Genehmigungen und deren Umsetzung\r\nmüssen zügig erfolgen\r\n▪ Anreizung von Investitionen durch Förderung → Integration von CCS/U-Projekten in den 2.\r\nFörderaufruf der Klimaschutzverträge u. muss dem hohen CAPEX-Bedarf gerecht werden\r\n▪ Ratifizierung der Änderung des Londoner Protokolls in Artikel 6, um damit den CO2-Export zum\r\nZweck der Offshore-Speicherung zu ermöglichen wird ausdrücklich begrüßt\r\n▪ Vergleichbare und wettbewerbsfähige Transportentgelte (höhere Kosten für CO2-Transport für\r\nostdeutsche Standorte vs West/Nord)"},"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":"2024-06-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0002861","regulatoryProjectTitle":"Klimaschutzverträge (FRL KSV): Für eine Weiterführung & Anpassung des Umfangs (Scope)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a2/9a/564965/Stellungnahme-Gutachten-SG2506300159.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Herausforderungen für die Wirtschaftlichkeit und Transformation amRaffineriestandort Leuna\r\nThomas Behrends\r\nGeschäftsführer TotalEnergies Raffinerie Mitteldeutschland\r\n25. Juni 2025 TotalEnergies und die Raffinerie Leuna im Überblick \r\nTotalEnergies\r\n\tGlobal integriertes Energieunternehmen, das verschiedene Energie-Formen produziert und vermarktet -starker Fokus auf erneuerbare Energien (auch in Deutschland).\r\n\tÜber 100.000 Mitarbeiter weltweit, Headquarter in Paris\r\n\tZiel: Als bedeutender Akteur der Energiewende gemeinsam mit der Gesellschaft bis 2050 CO2-Neutralität zu erreichen.\r\n\r\nRaffinerie Leuna \r\n\tModerne Raffinerie im Chemiepark Leuna \r\n\tRund 650 Mitarbeitende + ca. 50 Auszubildende, zusätzlich Unterstützung durch mehrere hunderten Vertragspartner täglich \r\n\tProduktpalette:Benzin, Diesel, Heizöl, Flüssiggas, Naphtha, Flugkraftstoffe, Bitumen und Methanol\r\n\tEnge stoffliche und energetische Verflechtung mit Chemie-unternehmen der Region\r\n\tWichtiger Wirtschaftsfaktorin Sachsen-Anhalt\r\n\tEine von zwei Raffinerien in Ostdeutschland \r\n\tKritische Infrastruktur zurGewährleistung der Versorgungssicherheit \r\nTotalEnergies in Deutschland | 2024 Herausforderungen für die Wirtschaftlichkeit und Transformation am Raffineriestandort Leuna (1/2)\r\nHerausforderungen für Wirtschaftlichkeit\r\n\tGrundlage ist sicheres und stabiles Betreiben der Raffinerie:→dafür kontinuierliche Investitionen in Instandhaltung/ Modernisierung von zum Teil mehreren hunderten Mio. € (Stillstände/ Shutdowns)\r\n\tErhalt des Stoffverbundes mit der lokalen chemischen Industrie insbesondere in Anbetracht der aktuellen Entwicklungen bei DOW \r\n\tHerausforderung alternative Rohölversorgung als Inlands-Raffinerie: Bis 2022: Bezug über Druschba-Pipeline aus RusslandHeute: Rohöl-Beschaffung am internationalen Markt, Transporte per Tank-/Cargo-Schiffe zum Hafen Danzig, von da ~1.000 km per Pipeline zur Raffinerie →deutlich höhere Logistik-und Rohstoffkosten\r\n\tKosteneffizienz / Energiekosten / Netzgebühr \r\n\tDerzeitige Marktsituation mit niedrigen Margen bei geringerem bis zu negativem Cashflow →Investitionen werden verschoben bzw. nicht betätigt.\r\n\tStemmen von zwei gleichzeitigen Herausforderungen: \r\n\tSicherung der Wirtschaftlichkeit\r\nSicherung der Zukunft / Dekarbonisierung Sicherung der Zukunft / Dekarbonisierung \r\nReduzierung der CO2-Emissionen (ca. 3,2 Mio. t im Referenzjahr 2015) von über 50% bis 2030, Umsetzung Nachhaltigkeitsprojekte – ebenfalls verbunden mit Investitionen mehreren hunderten Mio. € \r\nDer größte Hebel dafür: der Einsatz von grünem Wasserstoff (RFNBO1.). Zentrale Rolle von TotalEnergies in Leuna als Kunde für Lieferungen im industriellen Maßstab →Wasserstoffkernnetz: Auslastung sichern & zeitnahe Inbetriebnahme z.B. Strecke „Hamburg →Salzgitter →Leuna“ und „Lingen →Salzgitter →Leuna“ bis spätestens 2029 \r\n→Zügige Umsetzung RED III mit vollständiger Anrechnung auf Verkehr und unter klarer Berücksichtigung der Besonderheit der Raffinerie mit POX/ Methanolanlage \r\nDamit unsere Raffinerie die Dekarbonisierung über grünen Wasserstoff (H2) umsetzen und seinen Beitrag zum H2-Hochlauf und H2-Kernnetz leisten kann, müssen diese Rahmenbedingungen gegeben sein. \r\n\tAußerdem: Anpassung des Produktportfolios im Hinblick auf Energiewende, Erschließung neuer Geschäftsfelder wie nachhaltige Kraftstoffe: RFNBO-Methanol, Bio-SAF, e-SAF2. Notwendige Unterstützung der Politik:\r\n\tSchnelle Genehmigungsprozesse & Bürokratieabbau \r\n\tRechtssicherheit durch nationale Umsetzung der RED III in nationales RechtFür TotalEnergies bedeutet dies:Ambitionierte Unterquote für grünen H2im Verkehr gestützt durch ausreichende Pönale\r\n\t100% Anrechnung der in Raffinerien inkl. POX/Methanol-Anlage verwendeten grünen H2auf den Verkehr (RED III Transport-Mandat) \r\n\tAnerkennung von Biokraftstoffen im Co-Processing aus allen nach RED erlaubten Einsatzstoffen auf das THG-Mandat (heute ist nur die Co-Hydrierung von Anhang 9A der REDIII anerkannt)\r\n\t\r\n\tSicherstellung der Auslastung des Wasserstoff-Kernnetzes & zeitnahe Inbetrieb-nahme(2029)insb. Strecke „Hamburg→Salzgitter→Leuna“ und „Lingen→Salzgitter→Leuna“\r\n\tFörderung aktuell Förderantrag BIK1. für Anpassung der POX/ Methanolanlageeingereicht\r\n\t\r\n\tWeiterführung der Förderung durch Klimaschutzverträge gewünscht\r\n\t\r\n\t\r\n\tTechnologieoffenheit(z.B. CCU/CCS, e-SAF Produktion über Methanol-Route, Bio Co-Processing, usw.) \r\n\t\r\n\tStemmen von zwei gleichzeitigen Herausforderungen: \r\n\tSicherung der Wirtschaftlichkeit\r\n\tSicherung der Zukunft / Dekarbonisierung\r\n\t1.BIK = Bundesförderung Industrie und Klimaschutz Infotag und Kontaktdaten \r\n\t2025\r\n\tKontakt für Ihre Fragen oder individuelle Besucherwünsche\r\n\tWir planen gemeinsam mit en2X in 2025einen Infotag in der Raffinerie für interessierte Abgeordnete und politische Vertreter.\r\n\tEinladung folgt -wir freuen uns auf Ihren Besuch! Diana Heuer Fachbereichsleiterin Kommunikation \r\n\tTotalEnergies Raffinerie Mitteldeutschland GmbH\r\n\t\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0002862","regulatoryProjectTitle":"Ratifizierung Artikel 6 London Protocol ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/46/1c/297688/Stellungnahme-Gutachten-SG2406180088.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Nachhaltigkeit in der TotalEnergies Raffinerie in Leuna\r\nTotalEnergiesRaffinerie Mitteldeutschland GmbH\r\n07. Juni 2024\r\nCO2 ZIELSETZUNG TOTALENERGIES\r\nDas Ziel von TotalEnergies: Kohlenstoffneutralität bis 2050\r\nLeuna CO2 Roadmap zur Minderung der Emissionen scope\r\n1+2 (kt/Jahr – CO2 Äqu)\r\nScope 1+2* Emissionen aus TotalEnergies Anlagen der\r\nÖl- und Gasverarbeitung (Mt/Jahr – CO2 Äqu)\r\nKohlenstoff-\r\nSenken\r\n2050 oder früher\r\n2015 2019 2025\r\nAkquisitionen und\r\nNeugründungen ab\r\n2015\r\n>50%\r\n* Netto-Nullstellung in Europa bis 2050 oder früher (scope 1+2+3)\r\n→ Verringerung der Kohlenstoffintensität der von unseren Kunden weltweit\r\nverwendeten Energieprodukte um min. 60% bis 2050 (scope 1+2+3) mit\r\nZwischenschritten von 15% bis 2030 und 35% bis 2040 Grüner H2 für grüne Kraftstoffe Biokraft- und Brennstoffe Nachhaltiges Integriertes Energiesystem Fernwärme\r\n• CCUS (CapTransCO2-Projekt) nach 2030 Scope 1 : Direkte Emissionen aus Anlagen\r\nScope 2 : Emissionen aus der zugekauften Strom- und Dampferzeugung\r\nScope 3 : Emissionen aus der Verwendung unserer Produkte\r\nFERNWÄRME PROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Eines der größten raffinerieseitigen Fernwärmeprojekte in Deutschland, Koppelung urbaner Zentren mit\r\nIndustriestandorten zur Nutzung von Raffinerie-Abwärme\r\n▪ Absicherung der Grundlastversorgung der Stadt Leipzig\r\n▪ Projekt besteht aus 2 Teilen:\r\n1. TRM leitet 2 Projekte: POX und Raffinerie\r\n2. Stadtwerke Leipzig für die Pipeline Leuna-Leipzig + Wärmeübergabestation zuständig\r\n▪ Wärmelieferverträge wurden unterschrieben und Studien begonnen\r\n▪ Förderanträge für POX- und NPA-Projekte wurden eingereicht\r\n▪ Wärmelieferung soll ab 2027 startet und ca. 40% des Fernwärmebedarf von Leipzig decken. Förderbescheide müssen spätestens in Nov-24 vorliegen, um den Zeitplan bis zum Stillstand 2027\r\neinhalten zu können\r\n▪ Unterstützung in behördlichen Genehmigungsprozessen für Bau der Pipeline zwischen Leuna und\r\nLeipzig\r\nNACHHALTIGES INTEGRIERTES ENERGIESYSTEM\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Raffineriebedarf an Prozessdampf, aktuelle Dampfproduktion in\r\nKombination mit Strom über die Verbrennung von Erdölrückständen ist CO2 intensiv\r\n▪ Mit dem Wegfall der Eigenstromproduktion wird ein hocheffizientes Dampferzeugungssystem implementiert\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Notwendigkeit einer 380kV-Anbindung um den Import von Ökostrom ermöglichen zu können.\r\nVorhaben ist im Bundesbedarfsplan aufgenommen und soll beschleunigt werden damit es bereits 2028\r\nverfügbar ist\r\n▪ Förderung für Bitumenlogistik ist notwendig, um Wirtschaftlichkeitslücke zu füllen BIOKRAFT- UND BRENNSTOFFE\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Verwendung von biogenen Rohstoffen zur Herstellung von bis zu Biomethanol als Ersatz von\r\nfossilen Einsatzstoffen (Schweröle)\r\n▪ Die Verarbeitung von Holzbasierten Pyrölysöl im POX-Vergaser verbindet die CO2-Reduzierung (Bio-\r\nCO2) mit unserem Ziel, fortschrittliche Biokraftstoffe für die Schifffahrt/Chemie zu produzieren\r\n▪ Erfolgreicher industrieller Test über die Verwendung von Pyrölysöl in der POX-Methanolanlage in Q4\r\n2023. Analyse der Ergebnisse laufen.\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Innovatives Verfahren mit kostenintensiven Anpassungen unserer Prozesse benötigen finanzielle\r\nUnterstützung\r\n▪ Produktionskosten für Bio-Methanol auch mittelfristig hoch (Produkte damit teuer)\r\n▪ Schiffsektor wird als einer der möglichen Kunden erwartet (als nachhaltiger Kraftstoff)\r\nAber: aktuellen Förderprogramme wie z.B. Klimaschutzverträge ermöglichen nicht den Verkauf von Bio-\r\nMethanol für Energiezwecke.\r\n▪ Aktuell sind mögliche biogene Einsatzstoffe weltweit nicht vorhanden (Wood Pyoil)\r\nLEUNAPOWER2FUELS: ERZEUGUNG VON E-KEROSIN\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Spezieller Produktionsweg mit der Nutzung und Modifikation der bestehenden Anlagen in Leuna –\r\neinmalig in Deutschland\r\n▪ Projektskizze für die Produktion von bis zu wurde in 2021\r\neingereicht (BMVD-Förderaufruf „Förderung der Produktion von Power-to-Liquid-Kraftstoffen mit Fokus\r\nauf E-Kerosin“)\r\n▪ C-Quelle: Förderfähigkeit der unvermeidbaren Gase aus unseren Prozessen (POX, FCC) als\r\nEinsatzstoff noch unklar\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Notwendigkeit einer 380kV-Anbindung um den Import von Ökostrom ermöglichen zu können.\r\n▪ Förderung ist notwendig, um Wirtschaftlichkeitslücke zu füllen (avisierte Förderrichtlinie für den\r\nMarkthochlauf von PtL-Kerosin vom BMVD liegt noch nicht vor)\r\n▪ Technologieoffenheit: spezieller Produktionsweg für E-Fuels in Leuna muss vom\r\nGesetzgeber anerkannt werden\r\n▪ E-Fuels: Wir brauchen politische Unterstützung, um unseren Prozess zur Herstellung von E-Kerosin\r\nförderfähig zu machen (niedrige CAPEX, hohe CO2-Reduktion). Die in diesem Prozess (MeOHProduktion)\r\nverwendeten C-Quellen sind unvermeidlich und müssen entsprechend anerkannt werden.\r\nGRÜNER H2 FÜR GRÜNE KRAFTSTOFFE\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ Ziel der Raffinerie = Ersetzen von Wassertoff aus fossilen Quellen durch grünen Wasserstoff\r\n▪ Hohes Potential an CO2-Emissionsvermeidung\r\n▪ Bis 2030 benötigen wir\r\n▪ Erster grüner-Wasserstoffvertrag mit VNG/Uniper über 30 MW Elektrolyseur in Bad Lauchstädt mit\r\nzunächst\r\n▪\r\n▪ TotalEnergies hat Ende 2023 eine Ausschreibung für die Lieferung von 500 kt/a grünem Wasserstoff\r\nfür seine EU-Raffinerien veröffentlicht\r\n▪ Leuna wird ab Mitte 2025 an das deutsche H2-Kernnetz angebunden sein\r\n▪ Platz für den Bau von Elektrolyseuren in der Raffinerie verfügbar\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Deutsche H2-Kernnetz muss zeitnah (2028) in Betrieb gehen, um Importe/Zukäufe zu ermöglichen\r\n▪ Notwendigkeit einer 380kV-Anbindung für Standort zur Entstehung eines Zentrums für Erzeugung\r\nvon grünem H2. Zusätzlicher Strombedarf für den Chemiepark liegt bei +1GW/a. Vorhaben ist im\r\nBundesbedarfsplan bestätigt und soll beschleunigt werden damit es bereits im Jahr 2028 verfügbar ist\r\n▪ Die RED3 Umsetzung in nationales Recht (BImSchG) sollte ein günstigen Regulierungsrahmen für den\r\nH2-Hochlauf schaffen (z.B: durch ehrgeizige RFNBO-Unterquote, Nutzung von H2 in Raffinerien, usw.)\r\n→ Dazu Positionspapier der TotalEnergies erarbeitet und an Herrn Kellner am 07.06.24 übergeben.\r\nCCUS - CAPTRANSCO2 PROJEKT\r\nPROJEKTBESCHREIBUNG und KONTEXT\r\n▪ TotalEnergies, VNG, ONTRAS, SKW Piesteritz, Thomas Gruppe, Dow und DBI-GUT haben gemeinsam\r\neine Machbarkeitsstudie für die Treibhausgasminderung der mitteldeutschen Industrie durchgeführt:\r\n▪ Die Nutzung des CO2 als Rohstoff ist die Vorzugsoption\r\n▪ Überschüssige CO2-Mengen wird zur Küste transportiert und in der See nachhaltig gelagert\r\n▪ Grundlage: Förderrichtlinie „CO2-Abscheidung und -Nutzung in der Grundstoffindustrie“\r\n▪ Machbarkeitsstudie zeigt : Aufbau von CCU/S-Wertschöpfungsketten technisch möglich / optimalste\r\nRoute über Hamburg/Dänemark / Pipelinebau\r\nvon Planung bis Inbetriebnahme ≥ 7 Jahre\r\nHERAUSFORDERUNGEN und NOTWENDIGE UNTERSTÜTZUNGEN\r\n▪ Absicherung der Investitionen für Aufbau Transportinfrastruktur und der CO2-Abscheidung für Hochlauf\r\nwichtig → CO2-Backbone muss bis 2035 errichtet sein / Genehmigungen und deren Umsetzung\r\nmüssen zügig erfolgen\r\n▪ Anreizung von Investitionen durch Förderung → Integration von CCS/U-Projekten in den 2.\r\nFörderaufruf der Klimaschutzverträge u. muss dem hohen CAPEX-Bedarf gerecht werden\r\n▪ Ratifizierung der Änderung des Londoner Protokolls in Artikel 6, um damit den CO2-Export zum\r\nZweck der Offshore-Speicherung zu ermöglichen wird ausdrücklich begrüßt\r\n▪ Vergleichbare und wettbewerbsfähige Transportentgelte (höhere Kosten für CO2-Transport für\r\nostdeutsche Standorte vs West/Nord)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\n Bio-SAF & RFNBO in refineriesImplementation of RED III and entry into force of the RefuelEUAviation \r\nTotalEnergies\r\n Neue \r\nMoleküle  \r\n2021 Energie Mix \r\n48% \r\n44% \r\n7% \r\n2% \r\n2050 Energie Mix  CCS: 50–100 Mt CO2e CO2 ZIELSETZUNG TOTALENERGIES\r\nDas Ziel von TotalEnergies: Kohlenstoffneutralität bis 2050\r\n* Scope 1 : Direkte Emissionen aus Anlagen\r\nScope 2 : Emissionen aus der zugekauften Strom- und Dampferzeugung\r\nScope 3 : Emissionen aus der Verwendung unserer Produkte\r\n0\r\n2000\r\n4000\r\n2019 2030\r\n• Biokraftstoffe (SAF)\r\n• CCUS (nach 2030)\r\n• Fernwärme\r\n• Nachhaltiges Integriertes Energiesystem\r\n• Grüner H2 für grüne Kraftstoffe\r\nLeuna CO2 Roadmap zur Minderung der Emissionen scope\r\n1+2 (kt/Jahr – CO2 Äqu)\r\nScope 1+2* Emissionen aus TotalEnergies Anlagen der\r\nÖl- und Gasverarbeitung (Mt/Jahr – CO2 Äqu) der von unseren Kunden weltweit \r\nverwendeten Energieprodukte \r\num min. 60% bis 2050 \r\n(\r\nscope \r\n1+2+3) mit \r\nZwischenschritten von 15% bis 2030 und 35% bis 2040 SAF PROJECT IN A NUTSHELL GRÜNER H2 ALS ECKPFLEILER UNSERER NACHHALTIGKEITSSTRATEGIE Der Bedarf an grünem Wasserstoff in Leuna wird bis 2030 drastisch steigen Bio-SAF at TotalEnergies\r\n02. \r\nConfidential - 21 January 2025 - Bio-SAF & RFNBO at TotalEnergies \r\n9 Implementation of RED III and entry into force of the RefuelEUAviation regarding Bio-SAF All biofuels for aviation should be eligible for the GHG quota, regardless of which biogenic feedstock permitted under ReFuelEU Aviation they were produced from.\r\nMost of EU member states intends to apply the fulfilment of the ReFuelEU Aviation quota for bio-SAF, which will apply from 2025, to their national emission reduction targets for transport (RED transposition). For reasons of harmonization and the competitiveness of German refineries, such a linking of the targets from ReFuelEU Aviation and RED III would also make sense in Germany.\r\nBiofuels produced via co-processing should be counted towards the GHG reduction quota.\r\n\tReFuelEU Aviation does not exclude the eligibility of bio-SAF from co-processing. However, the German legislator does not currently recognize co-processing to a sufficient extent. Only the co-hydrogenation of biofuels, i.e. the co-processing of biogenic oils in the desulphurisationplant (HDS), can currently be counted towards the GHG reduction quota for the production of biofuels, provided the feedstock is included in Annex IX-A of RED. \r\n\tThe joint processing of sustainable biogenic residual and waste materials as well as renewable feedstocks with fossil fuels (\"co-processing\") enables a GHG reduction of up to 95 percent compared to purely fossil fuels. \r\n\tRecognizing co-processing in this way stimulates production in companies without the need for costly plant modifications and major investments. \r\n\r\nConfidential - 21 January 2025 - Bio-SAF & RFNBO at TotalEnergies  Implementation of RED III and entry into force of the ReFuelEU Aviation (1/2) Alleligible feedstocks compliant to RED (excluding food & feed crops) should be recognized in the GHG quota\r\n\tThe Federal ImmissionControl Act (BImSchG) only allows biofuels from biogenic feedstocks in accordance with Annex IX-A of RED II to be counted towards the GHG reduction quota when coprocessed. \r\n\tIn order to have a greater choice, more flexibility and thus also shorter transport routes for procurement, all eligible feedstocks compliant to RED (excluding food & feed crops), should be recognized in the GHG quota. \r\n\r\nEnlargement of eligible feedstocks for GHG reduction quota to animal fats category 3\r\n\tThe Federal ImmissionControl Act (BImSchG) only allows biofuels from certain biogenic feedstocks to be counted towards the GHG reduction quota, notably those eligible to in accordance with Annex IX of RED. However, ReFuelEU Aviation, does not exclude this broad eligibility of feedstock for the production of Bio-SAF. \r\n\tIn order to reduce competitive disadvantages for German refineries, the German legislator should make greater use of the possibilities offered by European framework legislation and enable biofuels from animal fats of category 3 to be eligible for the GHG reduction quota, as is the case in France –for road transport, but at least for air transport. \r\n H2 tender for our European refineries\r\nAmbitious targets for RED III implementation needed for H2 ramp-up A sub-quota for RFNBO1between 2,5% and 4% by 2030 in energy content (without EU double counting)\r\nTotalEnergies recommends that a separate RFNBO sub-quota must be set up to avoid competition between nascent RFNBO fuels and mature biofuels:\r\n•\r\nRFNBO sub-quota to be set between 2,5% and 4% in energy content (physically without EU double counting)\r\n•\r\nIt would cover the H2 demand of German refiners, and the use of H2 in mobility as green H2 or e-fuels including RFNBO methanol for road transport, aviation and shipping.\r\nAll Green H2 used in a refinery including POX/Methanol units to count as RFNBO for transport\r\n•\r\nTotalEnergies recommends that 100% of the green H2 imported at the refinery gate could be counted in the RED III transport sector obligationwhether as RFNBO H2 or RFNBO methanol (methanol is already used notably for the production of MTBE and FAME2components blended into gasoline and diesel today. Methanol could also play a role in the future to decarbonize the shipping sector).\r\nRFNBO penalty of €14/kg of H2 missing (as currently implemented for RED II in Germany)\r\nTotalEnergies recommends that a dedicated incentive / penalty level needs to be associated with the RFNBO transport sub-quota to ensure its physical fulfilment:\r\n•\r\nGermany to continue the current level of penalty for RFNBO equivalent to ~14 €/kgH23.\r\nConfidential - 21 January 2025 - Bio-SAF & RFNBO at\r\nTotalEnergies\r\n Contact details\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. WP)","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014145","regulatoryProjectTitle":"Implementierung der Renewable Energies Directive III (RED III) und Inkrafttreten der ReFuelEU Aviation","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ca/69/621719/Stellungnahme-Gutachten-SG2509290106.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin und Leuna, 22.09.2025 \r\n Nationale Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie – RED III – im Verkehrsbereich in Deutschland \r\nBezugnehmend auf den Referentenentwurf eines zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote \r\nAlle Positionen auf einen Blick: \r\n\tWasserstoffbasierte Erfüllungsoptionen zur Reduzierung der THG-Emissionen im Ver-kehr \r\n\tSeparate RFNBO-Pönale in Höhe von 115 €/GJ statt 70 €/GJ notwendig \r\n\tEinsatz eines eingeschränkten und zeitlich befristeten Book & Claim-Mechanismus für RFNBO-Lieferungen bei Vorlage eines langfristigen Liefervertrags \r\n\tAnrechnung des gesamten grünen Wasserstoffs, sobald er Eingang in die Raffine-rie und die mit ihr verbundenen Anlagen findet, auf die THG-Minderungsquote \r\n\r\n\tBiobasierte Erfüllungsoptionen zur Reduzierung der THG-Emissionen im Verkehr \r\n\tBegrüßung des geplanten Wegfalls der Doppelanrechnung fortschrittlicher Biok-raftstoffe \r\n\tBiokraftstoffe, die in einem RED-konformen Co-Processing-Verfahren hergestellt wurden, sollten auf die THG-Minderungsquote anrechenbar sein \r\n\tAlle RED-konformen Rohstoffe zur Herstellung von Biokraftstoffen – insbesondere von SAF – sollten im Rahmen der THG-Minderungsquote anerkannt werden \r\n\tBegrüßung der verschärften Regeln zur Betrugsprävention – Sicherstellung des Bestandsschutzes in der Übergangszeit \r\n\r\n\tSustainable Aviation Fuels im Flugverkehr \r\n\r\nSicherstellung eines level playing field für die Inverkehrbringer von Flugkraftstoffen durch Ausgliederung des Luftverkehrs aus dem Geltungsbereich des BImSchG \r\nA. Wasserstoffbasierte Erfüllungsoptionen zur Reduzierung der THG-Emissionen im Verkehr \r\nRaffinerien können eine Schlüsselrolle bei der Dekarbonisierung und beim Hochlauf des Marktes für grünen Wasserstoff (H2) sowie RFNBO1 \r\n1 Renewable Fuels of Non-Biological Origin (RFNBO): Gemäß der Delegierten Rechtsakte 2023/1184 und 2023/1185 der EU-Kommission vom 10. Februar 2023 zur Ergänzung der Richtlinie (EU) 2018/2001. im Allgemeinen in Deutschland spielen. Insbesondere die na-tionale Umsetzung der RED III für den Transportsektor eignet sich als Anreizinstrument für Raffinerien (einschließlich der damit verbundenen Anlagen), grünen Wasserstoff als Zwischenprodukt für die Her-stellung von Verkehrskraftstoffen oder Biokraftstoffen (z. B. RFNBO-Methanol zur Herstellung von FAME, MTBE und ETBE2\r\n2 FAME: Fettsäuremethylester; MTBE: Methyl-tert-butylether; ETBE: Ethyl-tert-butylether. ) zu verwenden. Dabei sollten die Ziele und die Höhe der Anreize so festgelegt 2 \r\n\r\nwerden, dass ein tragfähiges wirtschaftliches Modell für den Hochlauf des Einsatzes von grünem H2 in Raffinerien gewährleistet ist. \r\nDie Einführung einer nationalen RFNBO-Unterquote für Verkehrskraftstoffe ist ein geeignetes Mittel, um dieses Ziel zu erreichen und die für den Hochlauf notwendigen Investitionsentscheidungen anzu-stoßen. Folgende gesetzliche Regelungen werden maßgeblich dabei helfen, den Wasserstoffhochlauf zu beschleunigen: \r\n1. Separate RFNBO-Pönale in Höhe von 115 €/GJ statt 70 €/GJ notwendig \r\nUm die physische Erfüllung der RFNBO-Unterquote für den Transport und die damit verbundene Un-terstützung des Hochlaufs von grünem H2 sicherzustellen, ist eine separate RFNBO-Pönale in Höhe von 115 €/GJ (dies entspräche der derzeit geltenden Pönale von 600€/t CO2äq mit Dreifachanrechnung) notwendig. Pönalen unter diesem Level werden die Nicht-Erfüllung wirtschaftlicher machen als die Erfüllung. \r\n2. Einsatz eines eingeschränkten und zeitlich befristeten Book & Claim-Mechanismus für RFNBO-Lieferungen bei Vorlage eines langfristigen Liefervertrags \r\nFür den Fall, dass Leitungen im H2-Kernnetz später als heute geplant bzw. später als die Elektrolyse-Projekte in Betrieb genommen werden, muss es als Übergangslösung die Möglichkeit zur bilanziellen Anrechnung des produzierten RFNBO auf nationaler Ebene in einem deutschlandweit vom physischen Fluss losgelösten Rahmen geben. Dies sollte befristet, nur für RFNBOs und nur für Akteure gelten, die einen langfristigen Liefer- bzw. Abnahmevertrag für RFNBO abgeschlossen haben und entsprechende Nutzungsabsichten des H2-Kernnetzes vorlegen können. Eine solche Regelung würde es Raffinerien auch ermöglichen, den grünen Wasserstoff schon zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme des Elektroly-seurs abzunehmen. Netzbetreibern wäre von Beginn an auch in einem solchen Book & Claim-Mechanismus Anschlussgebühren und Netzentgelte zu zahlen. \r\nRaffinerien sind wichtige Ankerkunden für den H2-Hochlauf. Solange die physische Verbindung für den RFNBO-Transport fehlt, werden ohne Möglichkeit zur bilanziellen Anrechnung in vielen Fällen H2-Produktionsprojekte nicht oder nicht im geplanten Umfang umgesetzt werden können. \r\n3. Anrechnung des gesamten grünen Wasserstoffs, sobald er Eingang in die Raffinerie und die mit ihr verbundenen Anlagen findet, auf die THG-Quote (vereinfachte energetische Bilan-zierung von RFNBO in Raffinerien) \r\nDie vollständige Anrechnung des Einsatzes von RFNBO in Raffinerien auf die THG-Quote ist in abseh-barer Zeit die einzige Option, die Nutzung von RFNBO in Raffinerien wirtschaftlich anzureizen. Raffine-rien nehmen gerade beim Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft eine gewichtige Rolle ein, indem sie als eine der ersten Kundinnen grünen Wasserstoff über einen längeren Zeitraum von den Erzeugern abnehmen und so nicht nur für die Herstellung des grünen Wasserstoffs einen Business Case ermögli-chen, sondern auch die Befüllung des Wasserstoffkernnetzes vorantreiben. \r\nDarüber hinaus ist eine Raffinerie aus Sicht des europäischen RFNBO-Zertifizierungssystems3 \r\n3 Vgl. „Leitlinien zu den Zielen für den Verbrauch von erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biologischen Ursprungs in der Industrie und im Verkehrssektor gemäß Artikel 22a, 22b und 25 der Richtlinie (EU) 2018/2001 zur Förderung ein ge-schlossener Kreislauf, in dem RFNBO-Zertifikate am Eingang einer Raffinerie generiert werden. Für Raf-finerien, die lediglich einen Nachhaltigkeitsnachweis (Proof of Sustainability, PoS) vom H2-RFNBO- 3 \r\n\r\nProduzenten benötigen, ist keine Zertifizierung erforderlich. Daher sollten auch die Vorgaben aus der BImSchG und 37. BImschV mit dem von der EU-Kommission genehmigten RFNBO-Zertifizierungsregeln kongruent sein4\r\n4 § 37a Absatz 5 Satz 1 Nr. 6 und Nr. 7 bilden die Komplexität von raffinerieinternen H2-Leitungsnetzen nicht ausreichend ab. Dort ist eine produktscharfe Zuordnung technisch nicht möglich, da eingesetzte Stoffe wie grüner Wasserstoff über mehrere Stufen vermischt verarbeitet werden. Für den Einsatz von RFNBO in Raffinerien ist es essenziell, dass das bestehende H2-Leitungssystem der Raffinerie genutzt werden kann. . \r\nder Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen in der durch die Richtlinie (EU) 2023/2413 geänderten Fassung“ vom 2. September 2024. \r\nB. Biobasierte Erfüllungsoptionen zur Reduzierung der THG-Emissionen im Verkehr \r\nDer aktuelle Referentenentwurf zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote („THG-Quote“) enthält Einschränkungen zur Nutzung von biogenen Rohstoffen, die weder der Umwelt noch dem Klimaschutz dienen. Sie führen zudem zu einem systemischen Nachteil von Unternehmen in Deutschland gegenüber Unternehmen im europäischen Ausland. Die im Entwurf enthaltenen Vorha-ben werden dazu führen, dass die Herstellung dieser Biokraftstoffe mitsamt ihrer Wertschöpfung nicht in Deutschland stattfinden wird. \r\nDabei bietet die Umsetzung der RED III dem deutschen Gesetzgeber eine Gelegenheit, europäische Wertschöpfung bei gleichzeitiger Stärkung des deutschen Wirtschaftsstandortes zu vereinen, indem europäisches Sourcing biogener Rohstoffe angereizt wird. Im Folgenden sind Änderungsvorschläge aufgeführt, wie sowohl der Wirtschaftsstandort als auch der Umwelt- und Klimaschutz gefördert wer-den können. \r\n1. Begrüßung des geplanten Wegfalls der Doppelanrechnung fortschrittlicher Biokraftstoffe \r\nDer geplante Wegfall der Doppelanrechnung fortschrittlicher Biokraftstoffe ist der richtige Schritt für den Hochlauf biobasierter klimafreundlicher Kraftstoffe. Sollte es, trotz der verschärften Maßnahmen, zur Verhinderung von Betrug bei den Nachhaltigkeitsnachweisen kommen, hätte dies durch die Ein-fachanrechnung der fortschrittlichen Biokraftstoffe zudem nicht mehr dieselbe Hebelwirkung wie in der Vergangenheit. \r\n2. Biokraftstoffe, die in einem RED-konformen Co-Processing-Verfahren hergestellt wurden, sollten auf die THG-Quote anrechenbar sein \r\nDie gemeinsame Verarbeitung von nachhaltigen biogenen Rest- und Abfallstoffen sowie nachwach-senden Rohstoffen (RED-konforme Rohstoffe) mit fossilen Energieträgern („Co-Processing“) ermög-licht eine THG-Minderung von bis zu 95 Prozent gegenüber rein fossilen Kraftstoffen. Ihre Anerken-nung auf die THG-Quote würde es Unternehmen ermöglichen, weiterhin einen Beitrag zur Reduzie-rung der Emissionen im Verkehr zu leisten – dort, wo entweder eine Elektrifizierung nicht möglich ist oder die Emissionen der bestehenden Flotte reduziert werden müssen – und gleichzeitig Anreize für die Produktion in Deutschland schaffen, ohne dass bestehende Anlagen angepasst werden müssen. \r\nAktuell erkennt der deutsche Gesetzgeber Co-Processing nicht an – auch der aktuelle Referentenent-wurf zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote nicht. Lediglich die Co-Hydrierung von Biokraftstoffen, also die Mitverarbeitung biogener Öle in der Entschwefelungsanlage (HDS), ist derzeit für die Herstellung von Biokraftstoffen auf die THG-Quote anrechenbar (§ 12 37. BImSchV). Co-Processing umfasst jedoch nicht nur die Co-Hydrierung, sondern die gemeinsame Verarbeitung von 4 \r\n\r\nbiogenen mit fossilen Rohstoffen in allen Teilen einer Raffinerieanlage (z. B. bei der Destillation, in der POX-Methanolanlage und in den Cracking-Anlagen). \r\n3. Alle RED-konformen Rohstoffe zur Herstellung von Biokraftstoffen – insbesondere von SAF – sollten im Rahmen der THG-Quote anerkannt werden \r\nDie aktuelle deutsche Gesetzgebung beschränkt die Anerkennung von biogenen Rohstoffen zur Her-stellung von Biokraftstoffen im Rahmen der THG-Quote auf Rohstoffe nach Anhang IX-A der RED II. Begrüßenswert ist, dass der aktuelle Referentenentwurf die Anrechnung weiterer Biokraftstoffe aus biogenen Rohstoffen nach Anhang IX-B ermöglicht. Die in Anhang IX-B gelisteten Rohstoffe sollten jedoch auch für die Herstellung von Biokraftstoffen aus Co-Processing anerkannt werden. \r\nGerade für Unternehmen wie TotalEnergies, mit dem Ziel, ihre biogenen Rohstoffe aus dem europäi-schen Raum zu beziehen5\r\n5 TotalEnergies und Quatra, ein europäisches Unternehmen für die Sammlung und das Recycling von gebrauchtem Speiseöl, haben einen Vertrag über 15 Jahre ab 2026 unterzeichnet, der die Lieferung von 60.000 Tonnen gebrauchtem Speiseöl pro Jahr aus Europa an die Bioraffinerien von TotalEnergies vorsieht. Seit 2022 haben TotalEnergies und SARIA, ebenfalls ein europäisches Unternehmen für die Sammlung und Verwertung von organischen Materialien, die hauptsächlich aus Europa stammen, eine Vereinbarung zur Entwicklung der Produktion von nachhaltigem Flugkraftstoff (SAF) auf der Null-Rohöl-Plattform Grandpuits (Seine-et-Marne). Bereits 2016 ist TotalEnergies eine 10-jährige Partnerschaft mit SUEZ zur Lieferung von jährlich 20.000 Tonnen gebrauchtes Speiseöl aus Frankreich. , sollte ein nachhaltiges Sourcing nicht durch unnötige Auflagen erschwert werden. Um eine größere Auswahl, mehr Flexibilität und damit auch kürzere Transportwege der Be-schaffung zu haben, sollten auch Biokraftstoffe aus tierischen Fetten der Kategorie 3, wie es in Frank-reich und Belgien der Fall ist, auf die THG-Quote anrechenbar sein. \r\n4. Begrüßung der verschärften Regeln zur Betrugsprävention – Sicherstellung des Bestandsschutzes in der Übergangszeit \r\nTotalEnergies begrüßt ausdrücklich Maßnahmen zur Sicherstellung einer effektiven und rigorosen Be-trugsprävention bei der Zertifizierung. Die entsprechenden Maßnahmen müssen rechtssicher und pra-xisnah ausgestaltet werden. Vor diesem Hintergrund sollte die Regelung zum Bestandsschutz (§ 4b 38. BImSchV-Entwurf und § 37b Absatz 8 Nr. 5 BImSchG-Entwurf) nicht auf das Inverkehrbringen der fort-schrittlichen Biokraftstoffe, sondern auf den Zeitpunkt der Erstellung der Nachhaltigkeitsnachweise durch den Hersteller abstellen. Es würde dann für alle Biokraftstoffe, die bereits hergestellt und für die der Hersteller einen Nachhaltigkeitsnachweis ausgestellt hat, Bestandsschutz gelten. Für alle noch zu erstellenden Nachweise gelten die neuen Regelungen, wonach Vor-Ort Kontrollen gestattet wer-den müssen. \r\nDie im Entwurf vorgesehene Stichtagsregelung knüpft an das Inverkehrbringen der Kraftstoffe an. In der Praxis ist dieses Kriterium jedoch weder eindeutig noch vollzugstauglich: Die Erstellung des Nach-haltigkeitsnachweises und der physische Import erfolgen oft zeitlich getrennt. Dadurch besteht das Risiko, dass bereits produzierte und korrekt zertifizierte Mengen nach dem 1. Januar 2026 nicht mehr auf die THG-Quote anrechenbar wären – obwohl sie unter den bisherigen Regeln rechtskonform er-zeugt wurden. \r\nZur Gewährleistung von Planungs- und Rechtssicherheit muss daher nicht das Inverkehrbringen, son-dern das Datum der Ausstellung des Nachhaltigkeitsnachweises ausschlaggebend sein. Für alle Nach-weise, die vor dem 1. Januar 2026 erstellt wurden, sollte Bestandsschutz gelten. Nur so lassen sich 5 \r\n\r\nRückwirkungen auf bestehende Lieferverträge, Lagerbestände und die Erfüllung der Quote vermei-den. \r\nC. Sustainable Aviation Fuels im Flugverkehr \r\nSicherstellung eines level playing field für die Inverkehrbringer von Flugkraftstoffen durch Ausglie-derung des Luftverkehrs aus dem Geltungsbereich des BImSchG \r\nUm ein level playing field für die Inverkehrbringer von Flugkraftstoffen sicherzustellen, unabhängig davon, ob sie nur Flugkraftstoffe oder auch andere Kraftstoffe in Verkehr bringen, muss die THG-Minderung im Luftverkehr aus der THG-Quotenerfüllung herausgelöst werden, wie es in den Nieder-landen und in Belgien bereits der Fall ist und perspektivisch auch in Frankreich, bei gleichzeitiger Re-duzierung der RFNBO-Unterquote um diese e-SAF-Mengen. \r\nDer aktuelle Referentenentwurf sieht vor, dass Inverkehrbringer von Flugkraftstoffen, die nur Flug-kraftstoffe in Verkehr bringen, lediglich den Regelungen der ReFuelEU Aviation unterliegen, während Inverkehrbringer von Flugkraftstoffe, die auch Kraftstoffe für den Straßen- und/oder Schifftransport in Verkehr bringen, der BImSchG/Regulierung zur THG-Quote unterliegen, zusätzlich zu den Auflagen der ReFuelEU Aviation. Dies wirkt an zweierlei Stellen als marktverzerrend: \r\n•\tDas Ambitionsniveau der BImSchG ist höher als das der ReFuelEU Aviation. \r\n•\tDie ReFuelEU Aviation bzw. RED erkennt mehr Arten von biogenen Rohstoffen zur Pro-duktion von SAF zur Erfüllung des Mandats an, als es unter der BImSchG der Fall ist. \r\n\r\nInverkehrbringer von Flugkraftstoffen, die auch andere Kraftstoffe in Verkehr bringen, wären somit verpflichtet, ein höheres Mandat mit schlechteren Erfüllungsoptionen zu erfüllen, als es für die reinen Inverkehrbringer von Flugkraftstoffen der Fall ist. Die ReFuelEU Aviation alleine bietet Rechtssicher-heit für Investitionen in die Zukunft des Luftverkehrs. Im Sinne des Strebens nach einem Abbau von Bürokratie sollte kein Rechtsrahmen geschaffen werden, der nicht notwendig ist. \r\nIn diesem Zuge müsste das Ambitionsniveau der RFNBO-Unterquote in der BImSchG reduziert werden, da die entsprechenden e-SAF-Mengen lediglich über die ReFuelEU Aviation erfüllt und nicht zusätzlich über die BImSchG national gemeldet werden. \r\n-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- \r\nIhre Ansprechpartner zum Thema:"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-23"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}