{"$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":"2026-05-25T13:39:13.535+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R005835","registerEntryDetails":{"registerEntryId":76269,"legislation":"GL2024","version":14,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R005835/76269","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/74/64/734713/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R005835-2026-05-11_13-56-39.pdf","validFromDate":"2026-05-11T13:56:39.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2025-07-08T09:46:57.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-10-01T14:28:41.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2023-03-24T16:56:36.000+01:00","lastUpdateDate":"2026-05-11T13:56:39.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":76269,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R005835/76269","version":14,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-05-11T13:56:39.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":73811,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R005835/73811","version":13,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-03-16T14:55:43.000+01:00","validUntilDate":"2026-05-11T13:56:39.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":73707,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R005835/73707","version":12,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-03-16T14:47:45.000+01:00","validUntilDate":"2026-03-16T14:55:43.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":67507,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R005835/67507","version":11,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-01-23T17:39:42.000+01:00","validUntilDate":"2026-03-16T14:47:45.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":67347,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R005835/67347","version":10,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-11-04T16:40:13.000+01:00","validUntilDate":"2026-01-23T17:39:42.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":62155,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R005835/62155","version":9,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-16T15:15:27.000+02:00","validUntilDate":"2025-11-04T16:40:13.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":62154,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R005835/62154","version":8,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-16T15:13:19.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-16T15:15:27.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":62142,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R005835/62142","version":7,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-16T14:20:14.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-16T15:13:19.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":61863,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R005835/61863","version":6,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-11T13:59:19.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-16T14:20:14.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":61084,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R005835/61084","version":5,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-08T09:46:57.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-11T13:59:19.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":45007,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R005835/45007","version":4,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-10-01T14:28:41.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-08T09:46:57.000+02:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"SEFE Securing Energy for Europe","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":"+4930201950","emails":[{"email":"info@sefe.eu"}],"websites":[{"website":"https://www.sefe.eu"}]},"address":{"type":"NATIONAL","street":"Markgrafenstraße","streetNumber":"62","zipCode":"10969","city":"Berlin","country":{"code":"DE","de":"Deutschland","en":"Germany"}},"capitalCityRepresentationPresent":false,"legalRepresentatives":[{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Laege","firstName":"Egbert","function":"Geschäftsführer (CEO)","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}},{"academicDegreeBefore":"Dr. ","lastName":"Ohlms","firstName":"Christian","function":"Geschäftsführer (CFO)","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}}],"entrustedPersonsPresent":true,"entrustedPersons":[{"academicDegreeBefore":"Dr.","lastName":"Laege","firstName":"Egbert","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeAfter":"MSc, BSc","lastName":"Steinbach","firstName":"Marcel","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr. ","lastName":"Eggert","firstName":"Friederike","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeBefore":"Dr. ","lastName":"Ohlms","firstName":"Christian","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Feldner","firstName":"Robin","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Müller","firstName":"Felix","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Obschernikat","firstName":"Guido","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"academicDegreeAfter":"MA, BSc","lastName":"Stemmler","firstName":"Christoph","recentGovernmentFunctionPresent":false}],"membersPresent":false,"membershipsPresent":true,"memberships":[{"membership":"BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V."},{"membership":"Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft e.V."},{"membership":"EFET Deutschland - Verband Deutscher Gas- und Stromhändler e.V."},{"membership":"Gas Infrastructure Europe"},{"membership":"Forum für Zukunftsenergien e.V."},{"membership":"Eurogas"},{"membership":"Weltenergierat Deutschland e-V. "},{"membership":"Hydrogen Europe"},{"membership":"Energy Traders Europe"},{"membership":"DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasserfachs e.V."},{"membership":"Wirtschaftsrat der CDU e.V."},{"membership":"INES Initiative Energien Speichern e.V."},{"membership":"Bundesverband Glasfaseranschluss e. V (BUGLAS)"},{"membership":"Transhyde 2.0"},{"membership":"Verband der Anbieter im Digital- und Telekommunikationsmarkt (VATM) e.V."},{"membership":"Atlantik-Brücke e.V. "},{"membership":"Nah- und Mittelostverein e.V."},{"membership":"Bundesverband Breitbandkommunikation e.V. (BREKO)"}]},"activitiesAndInterests":{"activity":{"code":"ACT_ORGANIZATION_V2","de":"Sonstiges Unternehmen","en":"Other company"},"typesOfExercisingLobbyWork":[{"code":"SELF_OPERATED_OWN_INTEREST","de":"Die Interessenvertretung wird in eigenem Interesse selbst wahrgenommen","en":"Interest representation is self-performed in its own interest"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_SAFETY_POLICY","de":"Gemeinsame Außen- und Sicherheitspolitik der EU","en":"Common foreign and security policy of the EU"},{"code":"FOI_FOREIGN_TRADE","de":"Außenwirtschaft","en":"Foreign trade"},{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_FA_BRD","de":"Außenpolitik","en":"Foreign policy of the federal republic of Germany"}],"activityDescription":"Die SEFE Securing Energy for Europe GmbH ist über ihre unmittelbaren sowie mittelbaren Beteiligungen weltweit vertreten und hauptsächlich im Erdgashandel, -vertrieb, -speicherung und -transport tätig. \r\n\r\nAls internationales Energieunternehmen sorgt SEFE für Energiesicherheit und treibt die Dekarbonisierung seiner Kunden voran. SEFE ist entlang der Energie-Wertschöpfungskette aktiv, von der Beschaffung über den Handel bis hin zu Vertrieb, Transport und Speicherung.\r\n\r\nDank jahrzehntelanger Expertise im Energiehandel und dem kontinuierlichen Ausbau des LNG-Angebots ist SEFE mit einem jährlichen Vertriebsvolumen von rund 200 TWh Gas und Strom einer der wichtigsten Lieferanten von Industriekunden und Stadtwerken in Europa. SEFE beliefert über 50.000 Kunden, von kleinen Unternehmen bis hin zu multinationalen Konzernen. Durch Investitionen in saubere Energien und insbesondere in das Wasserstoff-Ökosystem leistet SEFE einen wichtigen Beitrag zur Energiewende. \r\n\r\nSEFE beschäftigt weltweit rund 2.000 Mitarbeitende und ist ein Unternehmen des Bundes. Zum Zwecke der Interessenvertretung wird sich die SEFE mit VertreterInnen der Bundesregierung, sowie des deutschen Bundestages, nur in Ausnahmefällen direkt austauschen, wenn Themen für das unternehmerische Handeln von großer Bedeutung sind.  \r\n\r\n"},"employeesInvolvedInLobbying":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","employeeFTE":2.0},"financialExpenses":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","financialExpensesEuro":{"from":20001,"to":30000}},"mainFundingSources":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","mainFundingSources":[{"code":"MFS_ECONOMIC_ACTIVITY","de":"Wirtschaftliche Tätigkeit","en":"Economic activity"}]},"publicAllowances":{"publicAllowancesPresent":false,"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31"},"donators":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalDonationsEuro":{"from":0,"to":0}},"membershipFees":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalMembershipFees":{"from":0,"to":0},"individualContributorsPresent":false,"individualContributors":[]},"annualReports":{"annualReportLastFiscalYearExists":true,"lastFiscalYearStart":"2024-01-01","lastFiscalYearEnd":"2024-12-31","annualReportPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b5/22/734708/SEEHG_Geschaeftsbericht_2024.pdf"},"regulatoryProjects":{"regulatoryProjectsPresent":true,"regulatoryProjectsCount":7,"regulatoryProjects":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0018248","title":"Anpassung EU Delegierter Rechtsakt RFNBO","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Verschiebung der Additionalität und stündlichen Korrelation auf das Jahr 2035","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020543","title":"Praktikable Definition von Low Carbon Fuels im Delegierten Rechtsakt der EU und verbesserte Rahmenbedingungen für blauen Wasserstoff","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Es soll er Delegierte Rechtsakt der EU zur Definition von Low-Carbon-Fuels praktikabler und klarer gestaltet werden. Zudem soll blauer Wasserstoff als pragmatische Lösung zur kosteneffizienten Dekarbonisierung stärker zum Einsatz kommen, auch um dem Einsatz von grünem Wasserstoff den Weg zu ebnen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022121","title":"GeoBG: Vermeidung der Verzögerung bei der Genehmigung von Wasserstoff-Speichern.","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes","printingNumber":"379/25","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2025/0379-25.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kohlendioxid-speicherungsgesetzes/324836","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern sowie zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den klimaneutralen Ausbau der Wärmeversorgung","printingNumber":"20/13092","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/130/2013092.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-der-genehmigungsverfahren-von-geothermieanlagen-w%C3%A4rmepumpen-und-w%C3%A4rmespeichern/315288","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Gegenstand: Gesetzentwurf der Bundesregierung vom 07.08.2025 (GeoBG).\r\n\"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Ausbaus von Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern sowie zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den klimaneutralen Ausbau der Wärmeversorgung.\"\r\nZiel der bezweckten Einflussnahme:\r\nVermeidung von Verzögerungen bei der Genehmigung von Wasserstoff-Speichern auf Grundlage bergrechtlicher Verfahrensfristen gemäß GeoBG.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022122","title":"Förderinstrumentarium mit CfD zum Wasserstoff-Hochlauf","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bundesregierung möchte entsprechend Koalitionsvertrag den Wasserstoff-Hochlauf voranbringen. Es werden Hinweise zur Ausgestaltung eines effektiven Instrumentariums insbesondere mit CfD (Contracts for Difference) für Midstreamer mit Hilfe einer Studie gegeben.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023018","title":"Anwendung hochwertiger, internationaler CO2-Zertifikate im europäischen Emissionshandelssystem","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Integration hochwertiger internationaler CO2-Zertifikate nach Art. 6.4 des Pariser Abkommens in das EU-ETS I und II ist angeraten, um die Zielstellung des ETS zu unterstützen - ökologisch glaubwürdig, ökonomisch effizient und sozial ausgewogen. Art. 6.4 bietet einen robusten Qualitätsstandard, der den Einsatz solcher Zertifikate verlässlich absichern kann.\r\nDerzeit ist die Nutzung hochwertiger CO2-Zertifikate im EU-ETS jedoch ausgeschlossen, obwohl eine Verbindung zwischen dem freiwilligen Kohlenstoffmarkt und dem EU-Emissionshandel politisch gewollt ist.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"},{"code":"FOI_FOREIGN_TRADE","de":"Außenwirtschaft","en":"Foreign trade"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024300","title":"Winter Hedging Service - Positionspapier zur kosteneffizienten Implementierung der Strategischen Erdgasreserve in Deutschland","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Gegenstand ist die geplante Einführung einer Strategischen Erdgasreserve zur Sicherstellung der Erdgasversorgung in Deutschland nach dem Auslaufen der europäischen und nationalen Gasspeicherregelungen ab 2027. Anlass sind mediale Hinweise auf eine künftige gesetzliche Ausgestaltung der strategischen Gasvorsorge. Ziel des Vorschlags ist, die konzeptionellen Grundlagen der Strategischen Erdgasreserve zu begleiten und eine kosten- und markteffiziente Implementierung sicherzustellen. Dabei wird angeregt, die operative Umsetzung der Reserve über bestehende Markt‑ und Bilanzierungsmechanismen zu ermöglichen, um Vorhalte‑ und Betriebskosten zu begrenzen und Marktverzerrungen zu vermeiden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Anpassung der Füllstandsvorgaben für Gasspeicheranlagen","shortTitle":"GasSpFüllstV 2025","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasspf_llstv_2025"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024301","title":"Grüngasquote im Gebäudemodernisierungsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Auf Basis eines Eckpunktepapieres der Regierungsfraktionen vom 24. Februar 2026 zum Gebäudemodernisierungsgesetz soll später in diesem Jahr eine Grüngasquote gesetzlich beschlossen werden. Die Bundesregierung hat zwar bereits einen Entwurf zum Gebäudemodernisierungsgesetz veröffentlicht, allerdings ist darin, wie auch bereits angekündigt worden war, noch keine Regelung zur Grüngasquote enthalten.\r\nEs wird vorgeschlagen, in der künftigen Grüngasquote vorzusehen, den Einsatz von Wasserstoff in KWK-Anlagen anzureizen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":8,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0018248","regulatoryProjectTitle":"Anpassung EU Delegierter Rechtsakt RFNBO","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d6/c4/583104/Stellungnahme-Gutachten-SG2507110017.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Confidential\r\nInitiative 2035:\r\nHürden abbauen für Wasserstoffinvestitionen\r\nDie Entwicklung eines Marktes für grünen Wasserstoff kommt nur schleppend voran, dies gilt\r\nsowohl für die Europäische Union1 als auch für Deutschland2\r\n. Dafür gibt es mehrere Ursachen,\r\ndoch ein wesentlicher Grund sind die hohen Produktionskosten von Renewable Fuels of NonBiological Origin (RFNBO) – grünem Wasserstoff. Kostentreiber sind die geltenden\r\nStrombezugskriterien, die für die Erzeugung des grünen Wasserstoffs einzuhalten sind.\r\nDie Definition des Strombezugs für RFNBO wurde nach langen Verzögerungen (ähnlich wie bei der\r\nNotifizierung der IPCEI-Fördergelder) in einem Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) im Februar\r\n2023 festgelegt. Viele Unternehmen aus Industrie und Energiewirtschaft hatten damals Bedenken\r\ngegen die strikten Kriterien geäußert. Dennoch war die Erwartung, dass mit der Definition und der\r\ndaraus resultierenden Planungssicherheit der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft mit grünen\r\nProjekten Fahrt aufnehmen würde.\r\nEs ist inzwischen aber evident, dass der Hochlauf noch nicht im gewünschten Umfang stattfindet.\r\nBis Mitte 2028 ist ein Bericht zum Delegierten Rechtsakt seitens der EU-Kommission vorgesehen,\r\nworauf eine Anpassung der Kriterien folgen könnte. Dieser Zeitpunkt ist jedoch viel zu spät für eine\r\nRevision, die einen erfolgreichen und zügigen Wasserstoffhochlauf ermöglicht.\r\n3\r\nHelfen würde die Verschiebung der ab 2028 bzw. 2030 geltenden Strombezugskriterien für\r\nAdditionalität und zur zeitlichen Korrelation auf das Jahr 2035. Für eine Verschiebung des\r\nInkrafttretens der verschärften Kriterien müssten im Delegierten Rechtsakt selbst keine\r\ngroßen systematischen Veränderungen vorgenommen werden. Es sind lediglich die\r\nJahreszahlen auszutauschen: zweimal 35!\r\nEine solche Vereinfachung ist im Sinne desClean Industrial Deal der neuen EU-Kommission, fährt\r\nbestehende Überregulierung zurück, kann den Wirtschaftsstandort unbürokratisch stärken und\r\nzur Erreichung der Klimaschutzziele beitragen.\r\nEin erfolgreicher Wasserstoffmarkthochlauf, der Aufbau sauberer Technologien und die Stärkung\r\nder Wettbewerbsfähigkeit energieintensiver Industrien im Sinne der Resilienz Europas und\r\nDeutschlands gehören zusammen.\r\nAdditionalität ab 2035\r\nNach aktueller Fassung des Delegierten Rechtsaktes darf der Strom für RFNBO ab 2028 nur noch\r\naus neuen und ungeförderten Anlagen erneuerbarer Energien (EE-Anlagen) bezogen werden.\r\nDiese Anlagen dürfen maximal 36 Monate vor dem für die Herstellung von RFNBO-konformem\r\n1 Europäischer Rechnungshof (2024): news-sr-2024-11 | European Court of Auditors\r\n2 Nationaler Wasserstoffrat (2024): Wasserstoffhochlauf in Gefahr – Sofortmaßnahmen dringend\r\nerforderlich bzw. in Deutschlands H2-Bilanz (2024), bereitgestellt durch e.on in Zusammenarbeit mit dem\r\nEWI.\r\n3 Ein hinderlicher regulatorischer Rahmen bis 2028 verzögert Investitionen oder lässt Projekte sogar\r\nscheitern, weil bspw. die Bankability fehlt, die benötigten PPAs nicht zustande kommen oder verbindliche\r\nProjektkalkulationen kaum möglich sind.\r\nConfidential\r\nWasserstoff notwendigen Elektrolyseur in Betrieb gegangen sein. Ursprünglich sollte damit der\r\nAusbau von EE-Anlagen angereizt werden.\r\nDurch die aktuelle Ausgestaltung des Kriteriums der Additionalität werden die\r\nWasserstoffgestehungskosten allerdings um 1-2 Euro/kg verteuert.\r\n4 Dies bedeutet rund 3-6 Mrd.\r\nEuro zusätzliche Produktionskosten bei einem Bedarf von 100 TWh im Jahr 2030 im Vergleich zum\r\nStrombezug aus erneuerbaren Bestandsanlagen. Jeder Euro zu viel schwächt die\r\nWasserstoffnachfrage z.B. in Industriebranchen, die die höheren Produktionskosten nicht\r\nweiterreichen können.\r\nEE-Anlagen werden nur errichtet, wenn sie wirtschaftlich sinnvoll sind, unabhängig davon, ob der\r\nStrom an einen Elektrolyseur oder in den Strommarkt geliefert wird. Die Verpflichtung für\r\nElektrolyseure bei Produktion von grünem Wasserstoff, Strom nur aus neuen EE-Anlagen zu\r\nbeziehen, hat daher insgesamt keinen expansiven Effekt auf den Bau von EE-Anlagen, schränkt\r\ndafür aber die Bezugsoptionen der Wasserstoffproduzenten massiv ein.\r\nStündliche Korrelation ab 2035\r\nGegenwärtig muss der Strombezug eines Elektrolyseurs der Stromerzeugung des zugehörigen\r\nEE-Portfolios in einem Monat entsprechen. Ab 2030 sieht der Delegierte Rechtsakt vor, dass dies\r\nin jeder Stunde der Fall sein muss.\r\nDie aktuell geltende monatliche zeitliche Korrelation erlaubt es dem Elektrolyse-Betreiber, den\r\nStrombezug am Spotmarkt zu optimieren. Er kann seine Wasserstoffproduktion, in\r\nanlagenabhängigen Grenzen, an die Preissignale des Strommarktes anpassen. Die Preissignale\r\nwiederum sind ein geeigneter Indikator dafür, wie viel Strom EE-Anlagen in einer Gebotszone zu\r\ndem jeweiligen Zeitpunkt produzieren. Der Elektrolyseur läuft unter diesen Voraussetzungen also\r\ntendenziell in Zeiten mit hoher EE-Einspeisung. In Zeiten hoher Strompreise hingegen kann der\r\nStrom aus dem eigenen Bezugsportfolio wieder verkauft werden. Insgesamt dämpft die\r\nMöglichkeit zum bilanziellen Ausgleich von EE-Stromerzeugung aus kontrahierten Anlagen und\r\nEE-Stromverbrauch im Elektrolyseur über einen Monat die Strombezugskosten für den\r\nElektrolyseur im Vergleich zur stündlichen Korrelation um rd. 1€/kg – ein weiterer Baustein zur\r\nMinderung der Förderlücke.5\r\nDies hat zudem zwei günstige Markteffekte: Bei Knappheit wird der Strompreis im Markt durch\r\nMengen aus dem Bezugsportfolio des Elektrolyseurs gedämpft. Umgekehrt wird mittels des\r\nsteigenden Strombedarfs durch Elektrolyseure in Stunden mit hohem EE-Angebot der\r\nFörderbedarf von EE-Anlagen reduziert, weil sehr geringe oder negative Strompreise weniger\r\nhäufig auftreten.\r\nDarüber hinaus erlaubt die monatliche zeitliche Korrelation es Elektrolyseur-Betreibern,\r\nunvorhersehbare Abweichungen zwischen unzutreffender Wetterprognose und\r\nLieferverpflichtung auszugleichen. Auf stündlicher Basis muss hingegen eine zusätzliche\r\nSpeicherung einkalkuliert oder mehr Flexibilität vom Kunden verlangt werden. Beides verursacht\r\nhöhere Kosten bei der grünen Wasserstofferzeugung.\r\n4 Für Deutschland belegt durch Frontier Economics (2021), S.25 Grünstromkriterien der RED II -\r\nAuswirkungen auf Kosten und Verfügbarkeit grünen Wasserstoffs in Deutschland - Kurzstudie für die RWE\r\nAG .\r\n5\r\nIn der Größenordnung für Deutschland belegt durch Frontier Economics (2021), S.32 und eigene\r\nBerechnungen der unterzeichnenden Unternehmen.\r\nConfidential\r\nJe kürzer die zeitliche Korrelation vorgeschrieben wird, desto komplexer ist eine\r\nStrombeschaffung, die eine Fahrweise des Elektrolyseurs mit Mindestlast gewährleistet. Denn\r\ndies verhindert ein verschleiß- und damit kostenintensives Ab- und Anfahren der Anlage.\r\nAuch für die Senkung der CO2-Emissionen ist eine monatliche Korrelation günstiger. Zwar kann\r\nein Elektrolyseur durch monatliche Optimierung am Strommarkt in einigen Stunden Strom\r\nbeziehen, der teilweise aus fossilen Kraftwerken stammt. Doch dafür ersetzt EE-Strom aus dem\r\nBezugsportfolio des Elektrolyseur-Betreibers in hochpreisigen Stunden oftmals CO2-intensivere\r\nElektrizität.\r\n6\r\nDaher wäre es sinnvoller, eine monatliche Korrelation beizubehalten. Um zumindest initiale\r\nInvestitionen in den Wasserstoffhochlauf zu erleichtern, sollte eine engere stündliche Korrelation\r\njedenfalls auf 2035 verschoben werden.\r\nKonkrete Anpassungsbedarfe\r\n- Additionalität ab 2035: Im Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) sollten in Art. 11 die\r\nJahreszahlen 2028 gegen 2035 ausgetauscht werden.\r\n- Stündliche Korrelation ab 2035: Im Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) sollte in Art. 6,\r\nAbs. 1 die Angabe 2029 durch 2034 ausgetauscht werden. Zudem sollte in Abs. 2, Satz 1\r\ndie Jahreszahl 2030 durch 2035 ersetzt werden.\r\nFazit\r\nMit einer administrativ wenig aufwändigen Anpassung des Delegierten Rechtsaktes kann ein\r\ngroßer wirtschaftlicher Effekt erzielt und der Wasserstoffmarkthochlauf unkompliziert\r\nbeschleunigt werden. Durch den Abbau der existierenden Überregulierung können die\r\nWasserstoffgestehungskosten signifikant gesenkt werden – mit einem positiven Effekt für die\r\nganze Wasserstoffwertschöpfungskette.\r\nEine Verlängerung der Kriterien bis 2035 ermöglicht mehr Zeit für ein gründliches Review, während\r\nder Rahmen für den Markthochlauf in den nächsten Jahren weiterhin gesetzt ist.\r\nDie hier aufgeführten Unternehmen sind auf verschiedenen Stufen entlang der\r\nWasserstoffwertschöpfungskette aktiv und unterstützen diese Initiative.\r\n\r\n6 Dies belegen mehrere Studien: Ruhnau, O. & Schiele, J. (2023), S. 14 Flexible green hydrogen: The effect\r\nof relaxing simultaneity requirements on project design, economics, and power sector emissions -\r\nScienceDirect; Consentec et al. (2023), S. i Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff.\r\nConfidential"},"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":"2025-06-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020543","regulatoryProjectTitle":"Praktikable Definition von Low Carbon Fuels im Delegierten Rechtsakt der EU und verbesserte Rahmenbedingungen für blauen Wasserstoff","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/38/8c/636482/Stellungnahme-Gutachten-SG2510300029.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Position zum Wasserstoff-Hochlauf mit blauem Wasserstoff\r\nSEFE GmbH | Markgrafenstr. 62 | 10969 Berlin | Germany Seite 1 von 4\r\nWarum blauer Wasserstoff jetzt unverzichtbar für das Gelingen der Energiewende in Deutschland ist\r\nDeutschland steht zu seinen Klimazielen und zur Energiewende. Diese Ziele gilt es, mit Blick auf die aktuelle geopolitische und wirtschaftliche Lage, kosteneffizient und zuverlässig umzusetzen. Erdgas spielt dabei eine unverzichtbare Rolle als Brückentechnologie, um Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit in der Transformation zu gewährleisten. Ein zentraler Vorteil von Erdgas liegt darin, dass es schrittweise dekarbonisiert werden kann – durch die Substitution mit Wasserstoff. Deutschland hat diesen Transformationspfad gewählt und investiert in den Aufbau eines deutschen Wasserstoff-Kernnetzes als Rückgrat für den Wasserstoff-Hochlauf. Grüner Wasserstoff1 bleibt dafür langfristig das Ziel.\r\nUm den Wasserstoffhochlauf zügig und effizient zu ermöglichen, ist allerdings auch die Nutzung von blauem Wasserstoff2 in der Startphase entscheidend. Blauer Wasserstoff ist in Relation zu grünem kostengünstiger, rasch verfügbar und nutzt bestehende Erdgasinfrastruktur. So nimmt er eine Schlüsselrolle ein, um Klimaschutz, Versorgungssicherheit und wirtschaftliche Stabilität in Einklang zu bringen.\r\nDerzeit hinkt die Entwicklung des Wasserstoffmarkts den Erwartungen hinterher – sowohl in der Europäischen Union (EU)3 als auch in Deutschland4. Viele Unternehmen verlieren derzeit Momentum, reduzieren Aktivitäten oder geben Projekte auf. Bereits getätigte oder geplante Investitionen stehen auf der Kippe und wertvolles Know-how droht verloren zu gehen.\r\n1. Blauen Wasserstoff als pragmatische Lösung anerkennen\r\nEine wesentliche Ursache für den stockenden Wasserstoffhochlauf sind die hohen Produktionskosten, insbesondere für grünen Wasserstoff. Im Monitoring-Bericht5 im Auftrag des BMWE werden aktuell Produktionskosten von 147 bis 357 €/MWh ermittelt. Grüner Wasserstoff ist damit deutlich teurer, als viele Abnehmer bereit und in der Lage sind zu zahlen. Lieferverträge kommen meist nur dann zustande, wenn es entweder staatliche Förderungen gibt (etwa über IPCEI6) oder eine gesetzliche Verpflichtung zum Einsatz besteht (zum Beispiel im Verkehrssektor).\r\nDie Bereitstellungskosten für blauen Wasserstoff werden bei 70 bis 180 €/MWh deutlich günstiger ver-anschlagt. Dieser ist allerdings derzeit regulatorisch nicht als gleichwertig transformativ anerkannt und damit nicht marktfähig, obgleich er preislich deutlich näher an der Zahlungsbereitschaft der Endkunden\r\n1 Wasserstoff, der aus Elektrolyse und erneuerbarem Strom hergestellt wird und in der EU als Renewable Fuel of Non Biological Origin (RFNBO) definiert wird.\r\n2 Wasserstoff, der aus Erdgas plus CCS hergestellt wird und in der EU als Low Carbon Fuel (LCF) definiert wird.\r\n3 Europäischer Rechnungshof (2024): https://www.eca.europa.eu/de/news/news-sr-2024-11\r\n4 Nationaler Wasserstoffrat (2024): „Wasserstoffhochlauf in Gefahr – Sofortmaßnahmen dringend erforderlich“ bzw. in EWI (2024): „Deutschlands H2-Bilanz“\r\n5 EWI & BET (2025): Energiewende. Effizient. Machen. – Monitoringbericht zum Start der 21. Legislaturperiode, im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, S. 126 ff.\r\n6 IPCEI: Important Projects of Common European Interest\r\nPosition zum Wasserstoff-Hochlauf mit blauem Wasserstoff\r\nSEFE GmbH | Markgrafenstr. 62 | 10969 Berlin | Germany Seite 2 von 4\r\nläge. Die Zahlungsbereitschaft wird bei 50 bis 100 €/MWh ermittelt. Deshalb bietet er eine realistische Chance, den Markthochlauf ergänzend zum grünen Wasserstoff zu beschleunigen, das künftige Wasserstoff-Kernnetz schnell auszulasten und eine kostengünstige Option zur Dekarbonisierung zu nutzen.\r\nBlauer Wasserstoff kann helfen, den Markt in Gang zu bringen und eine Brücke zu grünem Wasserstoff zu schlagen. Dafür braucht es jetzt klare politische Signale und eine Anerkennung seiner Rolle im europäischen und nationalen Regulierungsrahmen.\r\n2. Verbesserter Delegierter Rechtsakt (DA) für blauen Wasserstoff nötig\r\nIn der Branche wird derzeit sehr kritisch diskutiert, ob der im Juli von der EU-Kommission verabschiedete Delegierte Rechtsakt für LCF7 hinreichend ist. Einigkeit besteht jedoch in einem zentralen Punkt: Der Vorschlag bietet zu geringe Planungssicherheit. Das zeigt sich besonders an nachfolgenden Aspekten.\r\n•\r\nNur als Übergangslösung wird die Erfassung projektspezifischer Methanemissionen in der Vorkette anerkannt, bis die EU-Methanemissionsverordnung ab 2028 auch Importe von Erdgas in die EU abdeckt. Damit besteht keine Planungs- und Investitionssicherheit, da bereits laufenden Projekten eine rückwirkende Anwendung droht, eine Grandfathering-Regelung ist nicht vorgesehen. Für CO₂-Emissionen ist projektspezifische Erfassung weiterhin nicht zulässig, obgleich Produzentendaten in der EU über den ETS ohnehin bereits dokumentiert werden und verfügbar sind.\r\n•\r\nDie Standardemissionswerte für Wasserstoff auf Erdgasbasis wurden in Werte für Pipeline-gebundene sowie LNG-Importe aufgeteilt. Dadurch sind die Werte für die Erdgasvorkette gesunken, insbesondere bei CO2. Für LNG-Importe hingegen wird ein Aufschlag fällig, was schiffsgebundene Lieferpfade benachteiligt. Dies untergräbt das Ziel eines globalen Wasserstoffmarkts und kappt den Zugang zu günstigsten Bezugs-quellen.\r\n•\r\nDie geplante Einführung länderspezifischer Standardwerte ab Juli 2028 bringt keine Verbesserung – im Gegenteil. Wenn diese zu restriktiv ausfallen, könnten ganze Weltregionen vom EU-Markt ausgeschlossen werden. Zusätzlich müssten zentrale EU-Vorgaben wie die Unionsdatenbank (UDB) oder die CCS-Richtlinie auch im Ausland umgesetzt werden, damit dort produzierter blauer Wasserstoff überhaupt zertifizierungsfähig ist. Das erhöht die Komplexität erheblich und erschwert den Marktzugang für internationale Partner.\r\nInsgesamt ist der Rechtsakt zu restriktiv und stellt vor allem die internationale Anschlussfähigkeit der europäischen Regulierung infrage. Importe aus den USA, mit denen die EU weiter große Energielieferungen vereinbart hat, könnten z.B. nicht qualifiziert werden. Der Rechtsakt muss geändert werden, zumindest ist eine anwenderfreundliche, verbindliche Auslegung erforderlich.\r\n3. Vorteile von blauem Wasserstoff nutzbar machen\r\nWenn der Markthochlauf von dekarbonisierten Gasen gelingen, die industrielle Basis in Deutschland gestärkt und das geplante Wasserstoff-Kernnetz ausgelastet werden soll, spricht viel dafür, ergänzend zu\r\n7 Klarheit für den Wasserstoffsektor: neue EU-Methode für kohlenstoffarmen Wasserstoff und kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nPosition zum Wasserstoff-Hochlauf mit blauem Wasserstoff\r\nSEFE GmbH | Markgrafenstr. 62 | 10969 Berlin | Germany Seite 3 von 4\r\ngrünem auch blauen Wasserstoff zu fördern. Alternativ könnte eine Einsatzverpflichtung, etwa im Verkehrssektor, den Hochlauf anregen.\r\nDer Einsatz von blauem Wasserstoff bietet wirtschaftliche, technische und systemische Vorteile. Sein Einsatz etabliert Lieferketten, fördert frühe Transformation bei den Nutzern und lastet Infrastruktur aus – all dies kommt auch dem grünen Wasserstoff zugute. Die folgenden Punkte verdeutlichen, warum blauer Wasser-stoff in der aktuellen Phase eine stärkere Rolle in der Wasserstoffstrategie Deutschlands einnehmen sollte:\r\nI.\r\nWirtschaftliche Vorteile\r\n•\r\nGeringere Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage Die Lücke zwischen Zahlungsbereitschaft und Angebot ist bei Projekten mit blauem Wasserstoff im Vergleich zu grünem Wasserstoff tendenziell geringer, was die Markteinführung begünstigt.\r\n•\r\nLangfristige Vertragsgestaltung erleichtert Verträge für blauen Wasserstoff lassen sich leichter indexieren, weil sie an die etablierten und liquiden Märkte für Erdgas und CO2-Zertifikate gekoppelt werden können.\r\n•\r\nVerlässliche Beschaffung von Inputfaktoren Erdgas ist als Rohstoff deutlich leichter und stabiler zu beschaffen als RFNBO-konformer Strom, der von Wetterbedingungen und hinreichender Netzverfügbarkeit abhängt. Es können dazu bestehende Importrouten und Infrastrukturen genutzt werden.\r\nII.\r\nSystemische und technische Vorteile\r\n•\r\nReduziertes Ausfallrisiko auf der Abnehmerseite Bei einem Ausfall eines Abnehmers kann das beschaffte Erdgas flexibel auf dem Spotmarkt verkauft werden. RFNBO-konformer Strom hingegen erzielt in solchen Fällen nur geringe Erlöse, da er meist in Zeiten hoher Stromproduktion aus Erneuerbaren anfällt. Ein Anlagenstillstand wäre allerdings wegen der hohen Investitionskosten sowohl bei der Produktion von blauem als von grünem Wasserstoff ein erhebliches Risiko.\r\n•\r\nMögliche Entlastung des Stromnetzes Ein höherer Anteil von blauem Wasserstoff reduziert den Bedarf an Netzausbau, da die Produktion keine großen Mengen an erneuerbarem Strom benötigt. Dies gilt nicht an systemdienlichen Standorten für Elektrolyseure (z.B. in Norddeutschland).\r\n•\r\nGeringerer Speicherbedarf für Wasserstoff Die Belieferung mit blauem Wasserstoff bedarf geringerer Wasserstoff-Speicherkapazitäten, weil die Produktion stärker an die Abnahme geknüpft werden kann. Elektrolyseure hingegen werden grünen Wasserstoff immer dann produzieren (müssen), wenn Strom aus PPA oder potenzieller Abregelung zur Verfügung steht. Erste Kunden müssen von der Zuverlässigkeit von Lieferungen überzeugt sein, besonders, wenn Sie Prozesse umstellen. Hier bietet blauer Wasserstoff gleich in der Anfangsphase Sicherheit.\r\nPosition zum Wasserstoff-Hochlauf mit blauem Wasserstoff\r\nSEFE GmbH | Markgrafenstr. 62 | 10969 Berlin | Germany Seite 4 von 4\r\n•\r\nMehr Versorgungssicherheit bei Dunkelflauten Blauer Wasserstoff kann auch während längerer Phasen ohne Wind und Sonne erzeugt werden. Grüner Wasserstoff dagegen muss dann vollständig aus Speichern bereitgestellt werden, was die Versorgungssicherheit einschränkt und die Speicheranforderungen erhöht. Dies gilt insbesondere, wenn Gaskraft-werke perspektivisch auf Wasserstoff umgestellt werden sollen.\r\n•\r\nChance für Negativemissionen Wenn bei der Herstellung von blauem Wasserstoff biogenes Methan eingesetzt wird, kann der Atmosphäre sogar CO2 entzogen werden – Negativemissionen sind möglich.\r\nIII.\r\nIndustriepolitische und regulatorische Perspektive\r\n•\r\nWertschöpfung in Deutschland Die heimische Produktion von blauem Wasserstoff kann zu international wettbewerbsfähigen Kosten erfolgen und gleichzeitig erhebliche Wertschöpfung in Deutschland generieren. Voraussetzung sind praktikable Regelungen zum Transport, zur Speicherung und zum Export von CO2 (z.B. Umsetzung London Protokoll, Hohe-See-Einbringungs-Gesetz, Kohlendioxid-Speicher- und -Transport-Gesetz).\r\n•\r\nIndustriequote für Wasserstoff Nach der RED III muss 42% des in der Industrie eingesetzten Wasserstoffs bis 2030 RFNBO-konform sein. Dies ist schwer zu erreichen und verursacht hohe Kosten, auf die die Bundesregierung verstärkt achten will. Aktuell macht der Ersatz von Erdgas mit blauem Wasserstoff sogar noch weiteren Einsatz von grünem erforderlich – ein Disincentive. Erleichtern würde es hingegen, wenn der Einsatz von blauem Wasserstoff für einen Teil der 42%-Quote ersatzweise ermöglicht würde.\r\n4. Fazit\r\nEin verstärkter Einsatz von blauem Wasserstoff wird den Markthochlauf deutlich beschleunigen, weil Lieferketten etabliert sowie Transformationsprozesse bei Nutzern angestoßen werden und das Kernnetz besser ausgelastet wird. Das kommt zugleich dem grünen Wasserstoff zugute. Dafür braucht es vor allem drei Dinge:\r\n1.\r\nDie regulatorische Anerkennung von blauem Wasserstoff als pragmatische Lösung zur kosteneffizienten Dekarbonisierung der Wirtschaft mit einer Einsatzperspektive bis Mitte des Jahrhunderts.\r\n2.\r\nEinen verbesserten, praxisnahen Delegierten Rechtsakt mit klaren und möglichst einfachen Kriterien für die Definition von blauem Wasserstoff, der den Anschluss an den Weltmarkt erleichtert.\r\n3.\r\nStärkere Nachfrageimpulse, entweder durch gezielte und zeitlich begrenzte Förderung oder durch Einsatzverpflichtungen in Sektoren mit geringem Förderbedarf."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022121","regulatoryProjectTitle":"GeoBG: Vermeidung der Verzögerung bei der Genehmigung von Wasserstoff-Speichern.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/90/e7/685481/Stellungnahme-Gutachten-SG2511040019.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Sehr geehrtes Mitglied des Bundestages,\r\n\r\nwährend ihres jüngsten Besuchs auf unserer Speicheranlage im Juli 2025 durften wir Ihnen den Stand des Wasserstoff-Speicherprojekts in Jemgum (JemgumH2) vorstellen. In der Zwischenzeit haben wir Kontakt zu Herrn XXX aufgenommen und befinden uns im Austausch zu möglichen Kooperationsmodellen, wie unter anderem einer Akzeptanzabgabe für Wasserstoffvorhaben.\r\n\r\nZudem begleiten wir aktuell verschiedene Gesetzgebungsverfahren, die mittelbare oder unmittelbare Auswirkungen auf das Wasserstoff-Speicherprojekt haben. Im Rahmen der Verbändeanhörungen haben wir unsere diesbezüglichen Einschätzungen und Anpassungsbedarfe über die Fachverbände (u.a. BVEG) adressiert. \r\n\r\nErlauben Sie uns, auf einen nach wie vor unkorrigierten und gleichzeitig problematischen Aspekt hinzuweisen: Das aktuell im parlamentarischen Verfahren befindliche Geothermie-Beschleunigungsgesetz (GeoBG) sieht in der Kabinettsfassung (gesetzentwurf-ausbau-geothermie-neu.pdf) eine bergrechtliche Verfahrensfrist für Wasserstoffspeicher von zwei Jahren vor – einmalig um sechs Monate verlängerbar. Dies entspricht zwar den Anforderungen von Art. 8 Abs. 5 der Richtlinie (EU) 2024/1788, stellt aber gegenüber dem ursprünglichen Gesetzentwurf (Deutscher Bundestag Drucksache 20/13092), das in der Änderung des betreffenden §57e BBergG eine 1-Jahres-Frist vorsah, eine erhebliche Verzögerung dar. In seiner Stellungnahme hat der Bundesrat (Deutscher Bundestag Drucksache 0379-25) sogar eine Verlängerung um einmalig zwölf Monate angeraten – was insgesamt 36 Monate Verfahrensfrist bedeuten würde. \r\n\r\nWenngleich im Einklang mit dem EU-Recht, so ist dies für Vorhaben wie JemgumH2 nicht hilfreich.\r\nIn der Projektplanung bedeutet dies konkret, dass mit einer deutlich verschobenen Inbetriebnahme gerechnet werden muss (Verzögerung um bis zu 2 Jahre) und damit die Bereitstellung von Wasserstoffspeicherkapazitäten insgesamt verzögert erfolgen würde. \r\n\r\nNach unserem Kenntnisstand befasst sich der Wirtschaftsausschuss des Bundestages in dieser Woche mit dem GeoBG. \r\nEs würde uns sehr freuen, wenn Sie die verzögernde Wirkung der nun verlängerten Verfahrensfristen auf die, unter anderem in Ihrem Wahlkreis Unterems geplante und für die Transformation unseres Energiesystems bedeutsame, Wasserstoff-Speicherprojekte auf die ursprüngliche 1-Jahres-Frist begrenzen könnten.\r\n\r\nBei Rücksprachebedarf stehen wir Ihnen selbstverständlich gerne zur Verfügung und verbleiben\r\nmit freundlichen Grüßen\r\nRobin Feldner\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-11-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022122","regulatoryProjectTitle":"Förderinstrumentarium mit CfD zum Wasserstoff-Hochlauf","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a0/12/685483/Stellungnahme-Gutachten-SG2512300035.pdf","pdfPageCount":39,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Aachen\r\nAlfonsstraße 44  D-52070 Aachen\r\n+49 241 47062-0\r\nBerlin\r\nKrausenstraße 8  D-10117 Berlin\r\n+49 30 2418991-80\r\nLeipzig\r\nFloßplatz 31  D-04107 Leipzig\r\n+49 341 30501-0\r\nB E T Consulting GmbH Alfonsstraße 44  D-52070 Aachen \r\nTelefon: +49 241 47062-0  www.bet-consulting.de  info@bet-consulting.de \r\nGeschäftsführer: Dr. Alexander Kox  Dr. Olaf Unruh | Generalbevollmächtigte: Dr. Michael Ritzau  Dr. Wolfgang Zander \r\nSitz der Gesellschaft: Aachen  Registergericht: Aachen  Handelsregister: HRB 5731  USt-IdNr.: DE161524830\r\nImpulspapier\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente\r\nim Auftrag von SEFE Securing Energy for Europe GmbH (SEFE)\r\nAachen/Berlin/Leipzig, 28.11.2025\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 2\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Einleitung................................................................................................................................... 4\r\n2 Midstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs .................................................................... 6\r\n3 Herausforderungen beim Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft..................................................... 8\r\n3.1 Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage ............................................................................... 8\r\n3.2 Volatile Wasserstoffpreise und kurzfristiges Preisrisiko .....................................................................10\r\n3.3 Counterparty Risk............................................................................................................................10\r\n3.4 Mengenrisiken.................................................................................................................................11\r\n3.4.1 Temporäre Minderabnahme.............................................................................................................11\r\n3.4.2 Langfristiger Wegfall der Nachfrage ..................................................................................................11\r\n3.4.3 Temporäre Minderlieferung ..............................................................................................................11\r\n3.4.4 Strukturierung .................................................................................................................................12\r\n3.5 Infrastrukturrisiken ..........................................................................................................................12\r\n3.5.1 Verfügbarkeit der Pipelineinfrastruktur .............................................................................................12\r\n3.5.2 Verfügbarkeit der Speicherinfrastruktur ............................................................................................13\r\n3.5.3 Verfügbarkeit der Überseeimportinfrastruktur...................................................................................13\r\n3.6 Regulatorische und Standardisierungsrisiken....................................................................................14\r\n3.6.1 Veränderliche Regulierung ...............................................................................................................14\r\n3.6.2 Regulatorische Commodity-Qualität und deren Nachweis.................................................................14\r\n3.6.3 Physikalische Commodity-Qualität ..................................................................................................15\r\n4 Voraussetzungen zur Etablierung von Midstreamern für den Wasserstoffhochlauf...................... 16\r\n4.1 Allgemeine Anforderungen an die Rahmenbedingungen ....................................................................16\r\n4.2 Geeignete Instrumentenarten zur Herausforderungsbewältigung .......................................................16\r\n4.3 Ausgestaltung: Instrumente zur Schließung der Zahlungslücke im Portfolio ........................................18\r\n4.3.1 Variante A: CfD fixe Menge ...............................................................................................................18\r\n4.3.2 Variante B: CfD mit Mengen-Cap & -Floor .........................................................................................20\r\n4.3.3 Variante C: CfD mit Gap Cap und Mengen-Cap & -Floor.....................................................................21\r\n4.3.4 Variante D: Fixe Prämie....................................................................................................................23\r\n4.3.5 Bewertung der Instrumente für den Wasserstoffhochlauf ..................................................................24\r\n4.4 Ausgestaltung: Garantieinstrumente zur Teil-Absicherung nicht beeinflussbarer Risken......................28\r\n4.5 Mögliche Operationalisierung der Instrumente..................................................................................30\r\n4.5.1 Gezielte Förderung von Midstreamer-Rolle durch Teilnahmebedingungen ..........................................30\r\n4.5.2 Mögliche Fördermengen und notwendiger Förderbetrag durch ein Instrument zur \r\nSchließung der Zahlungslücke..........................................................................................................30\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 3\r\n4.5.3 Finanzierungsmöglichkeiten ............................................................................................................31\r\n4.5.4 Genehmigungsfähigkeit und Ausschreibungsumsetzung (Luther).......................................................31\r\n5 Zusammenfassung................................................................................................................... 33\r\n6 Literaturverzeichnis ................................................................................................................. 39\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 4\r\n1 Einleitung\r\nOhne einen Wasserstoff-Markthochlauf und entsprechenden Einsatz von klimafreundlichem Wasserstoff ist das \r\ngesetzlich verankerte Ziel der Klimaneutralität in Deutschland bis 2045 nicht zu erreichen. Insbesondere in Sek\u0002toren mit begrenztem Elektrifizierungspotenzial – wie der (Petro-)Chemie- und Stahlindustrie – ist Wasserstoff ein \r\nzentraler Energieträger und Rohstoff der Zukunft. Der Markthochlauf einer leistungsfähigen Wasserstoffwirtschaft \r\nsetzt dabei weit mehr voraus als technologische Innovationen und Investitionen in Erzeugungsanlagen. Entschei\u0002dend ist der Aufbau stabiler, verlässlicher Marktstrukturen über die gesamte Wertschöpfungskette hinweg.\r\nFür den Wasserstoffhochlauf bedarf es eines kohärenten regulatorischen und finanziellen Rahmens, der Investi\u0002tionen entlang der gesamten Wertschöpfungskette ermöglicht und gleichzeitig Planungssicherheit für Marktak\u0002teure schafft. Der Staat übernimmt dabei eine zentrale Steuerungsfunktion. Er setzt die regulatorischen Leitplan\u0002ken, fördert Infrastrukturinvestitionen und fördert den Markthochlauf durch gezielte Förderinstrumente.\r\nDer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft in Deutschland bleibt jedoch bisher hinter den gesteckten Zielen zurück. \r\nDie bestehenden Förderinstrumente reichen nicht aus, um u. a. das 10 GW installierte Elektrolyseleistung-Ziel bis \r\nzum Jahr 2030 zu erreichen. Absehbar gibt es im Wasserstoffmarkt eine strukturelle Lücke zwischen den Produk\u0002tionskosten und der Zahlungsbereitschaft bzw. Zahlungsfähigkeit auf der Abnehmerseite. Die Produktionskosten \r\nmüssen so stark wie möglich reduziert werden, bspw. durch Vereinfachung der strikten EU-Kriterien an erneuer\u0002baren Wasserstoff (RFNBO) als auch die Erhöhung der Zahlungsfähigkeit auf der Abnehmerseite durch die Etab\u0002lierung von grünen Leitmärkten und/oder verbindlichen Quoten. Der Monitoringbericht [1] fasst es wie folgt zu\u0002sammen: „Aktuell gibt es trotz bestehender Instrumente kaum marktseitige Nachfrage nach Wasserstoff. Die \r\nkurz- bis mittelfristigen Bereitstellungskosten von erneuerbarem Wasserstoff liegen über den indikativen Zah\u0002lungsbereitschaften.“\r\nDie verstärkte Nutzung von kohlenstoffarmem Wasserstoff (Low-Carbon) lässt eine Reduktion der Zahlungslücke \r\nerwarten und ist im Sinne der Bundesregierung, die Bezahlbarkeit stärker in den Fokus der Energiepolitik zu rü\u0002cken. Das BMWE hat diese Absicht u. a. mit der Aussage im 10-Punkte-Papier, dass kohlenstoffarmer Wasserstoff \r\ngleichberechtigt zu behandeln ist, deutlich zum Ausdruck gebracht [2]. Dennoch wird kurz- bis mittelfristig abseh\u0002bar eine Zahlungslücke verbleiben. Diese zentrale Herausforderung der Überbrückung der Zahlungslücke kann \r\nnicht durch die Marktakteure allein gelöst werden, sondern bedarf staatlicher Unterstützung.\r\nDer Midstreamer-Rolle kommt im Markthochlauf eine Schlüsselrolle zu. Sie bilden das Bindeglied zwischen Er\u0002zeugung (Upstream) und Verbrauch (Downstream) und sind damit Voraussetzung für die Bildung eines liquiden\r\nMarktes. Der Aufbau dieser Strukturen ist kapitalintensiv, technisch komplex und mit hohen regulatorischen Un\u0002sicherheiten verbunden. Gleichzeitig sind Midstreamer entscheidend, um Versorgungssicherheit, Netzintegration \r\nund Synergie- sowie Skalierungseffekte im entstehenden Wasserstoffsystem zu gewährleisten. Während die po\u0002litische Aufmerksamkeit bislang stark auf die Erzeugungs- und Anwendungsseite gerichtet war und die fehlende \r\nNachfrage bei den aktuellen Produktionskosten im Mittelpunkt steht, bedarf es einer gezielten Betrachtung der \r\nMidstreamer-Rolle und von Instrumenten, die ihre Etablierung im Markthochlauf ermöglichen. Dafür ist es not\u0002wendig, bestehende Förder- und Regulierungsmechanismen weiterzuentwickeln, ggf. abzulösen und ein ausge\u0002wogenes Verhältnis zwischen staatlicher Steuerung und marktwirtschaftlicher Dynamik zu finden, um die Rolle \r\nder Midstreamer langfristig und perspektivisch in einem liquiden Markt vorzubereiten.\r\nNeben dem bisher dominierenden Top-down-Ansatz – geprägt durch politische Zielvorgaben und Förderpro\u0002gramme – ist ein komplementärer Bottom-up-Ansatz erforderlich, der die tatsächlichen Umsetzungsrisiken und \r\nInvestitionshemmnisse der Marktakteure berücksichtigt. Nur durch das Zusammenspiel beider Perspektiven \r\nkann ein tragfähiger Ordnungsrahmen entstehen, der den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft beschleunigt, die \r\nWettbewerbsfähigkeit sichert und die Klimaneutralität bis 2045 ermöglicht.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 5\r\nAbbildung 1: Instrumentenentwicklung für Wasserstoff-Markthochlauf\r\nDieses Papier untersucht die Herausforderungen der Wasserstoffwirtschaft und der Hemmnisse für Midstreamer \r\nim Speziellen und diskutiert potenzielle Förder- und Absicherungsinstrumente, die die Etablierung der Midstrea\u0002mer-Rolle unterstützen. Der Fokus liegt auf dem Energieträger Wasserstoff. Besonderheiten in Bezug auf Derivate \r\nsind nicht Gegenstand des Papiers, da diese noch einmal eine andere Infrastruktur, zumindest in den Importhä\u0002fen, voraussetzt. Dieses Papier hat nicht den Anspruch, alle existierenden Herausforderungen und Risiken beim \r\nWasserstoff-Markthochlauf zu lösen, sondern entwickelt Lösungsimpulse für die dringlichsten Herausforderun\u0002gen.\r\nDie Ziele des Impulspapiers sind:\r\n• Aufzeigen der Relevanz von Midstreamern für den erfolgreichen Markthochlauf von Wasserstoff (Kapi\u0002tel 2)\r\n• Systematische Bewertung von Herausforderungen und Risiken im Markthochlauf (Kapitel 3)\r\n• Ableitung, Diskussion und vergleichende Bewertung von Instrumenten, die den Wasserstoff-Markthoch\u0002lauf durch eine Etablierung der Rolle der Midstreamer ermöglicht (Kapitel 4)\r\nDas Impulspapier ist auf Basis der Expertise von BET Consulting GmbH („BET“) im Auftrag der SEFE Securing \r\nEnergy for Europe GmbH („SEFE“) entstanden. BET hat Interviews und Workshops mit SEFE durchgeführt, Exper\u0002tise aus der Energiewirtschaft eingeholt und die Einschätzungen zu den Herausforderungen und Risiken sowie \r\nmögliche Lösungsansätze mit SEFE diskutiert. Zweck des Impulspapieres ist es, strukturiert Defizite in der aktu\u0002ellen Situation aufzudecken und Lösungsvorschläge einzubringen, die im weiteren Prozess noch weiter zu opera\u0002tionalisieren sind. Zusätzlich hat die u. a. auf Energie-, Beihilfe- und Förderrechtsfragen spezialisierten Rechtsan\u0002waltskanzlei Luther Impulse zu den entwickelten Lösungsoptionen zum Thema Beihilferecht und Kompatibilität \r\nzu anderen Förderinstrumenten eingebracht, welche BET bei der Weiterentwicklung der potenziellen Instrumente \r\nberücksichtigt hat. Für beide Themen konnte jedoch keine vollständige rechtliche Analyse erfolgen. \r\nTop-down Bottom-up\r\nWeiter\u0002entwicklung\r\nbestehender\r\nInstrumente zum\r\nH2\r\n-\r\nMarkthochlauf\r\nBefähigung zum Markthochlauf über die Zeit\r\nUmsetzung\r\nUmsetzungshürden und -\r\nherausforderungen \r\nmüssen heute bei der \r\nInstrumentenwahl \r\nmitgedacht werden\r\nBestehende \r\nInstrumente\r\nBestehende Instrumente \r\nsind nicht ausreichend, \r\num die H2-Ziele zu \r\nerreichen und den \r\nMarkthochlauf zu \r\nforcieren.\r\nH2\r\n-Strategie\r\nOffene politische Frage: Wieviel Steuerung möchte \r\nder Staat übernehmen \r\nund wieviel Geld kann er \r\nfür den Markthochlauf \r\ninvestieren? →Anteil von Low-Carbon \r\nund RFNBO-H2\r\nH2\r\n-Ziele\r\nZahlreiche politische Ziele \r\nu. a. bis 2030: Bedarf an \r\nH2 und Derivate 95-130 \r\nTWh, 10 GW\r\nElektrolyseure (nicht \r\nerreichbar)\r\nH2\r\n-Mission\r\nLiquider H2\r\n-Markt zur \r\nErreichung der \r\nKlimaneutralität 2045\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 6\r\n2 Midstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs \r\nDer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft hängt entscheidend von politischen Weichenstellungen, geeigneten För\u0002derinstrumenten und einem verlässlichen regulatorischen Rahmen ab. Gleichzeitig kann der Markthochlauf nur \r\ngelingen, wenn entlang der gesamten Wertschöpfungskette geeignete Marktakteure die entstehenden Strukturen \r\naktiv mitgestalten und auch nach einer Zeit der staatlichen Anschubförderung den Markt nachhaltig nach markt\u0002wirtschaftlichen Kriterien bewirtschaften. Entlang dieser Wertschöpfungskette stehen alle Akteursgruppen, Up\u0002streamer, Midstreamer und Downstreamer, vor spezifischen Herausforderungen. Upstream sehen sich die Erzeu\u0002ger hohen Investitionskosten gegenüber, während Abnahmepfade, Zertifizierungsstandards und regulatorische \r\nAnforderungen noch nicht vollständig etabliert sind, was das Projektentwicklungsrisiko erhöht. Auch auf der \r\nNachfrageseite bestehen Hürden, da neben den hohen Kosten volatile politische Vorgaben, technologische Un\u0002sicherheiten und mangelnde Planungssicherheit, z. B. hinsichtlich grüner Leitmärkte, den frühzeitigen Umstieg \r\nauf Wasserstoff erschweren und die Entwicklung der gesamtwirtschaftlichen Nachfrage verzögern.\r\nAbbildung 2: Wertschöpfungskette der Wasserstoffwirtschaft\r\nRolle des Midstreamers\r\nMidstreamern kommt eine zentrale Rolle beim Hochlauf zu: Sie fungieren als Bindeglied zwischen Erzeugung und \r\nVerbrauch von Wasserstoff und übernehmen die Koordination von Transport, Handel und Speicherung. Auf diese \r\nWeise tragen sie wesentlich zu effizienten Marktprozessen bei und verbinden staatlich gesetzte Rahmenbedin\u0002gungen mit marktwirtschaftlicher Umsetzung, wodurch sie zu einem entscheidenden Enabler des Wasserstoff\u0002hochlaufs werden.\r\nMidstreamer übernehmen dabei eine zentrale Markt- und Koordinationsfunktion. Auf der Angebotsseite sichern \r\nsie die Versorgung durch eine diversifizierte Beschaffung und den Abschluss von Verträgen mit unterschiedlichen \r\nLaufzeiten. Dadurch entsteht ein stabiles und resilient strukturiertes Portfolio, das Investitionssicherheit für Er\u0002zeuger schafft und langfristige Absatzperspektiven eröffnet. Auf der Nachfrageseite fungieren sie als Aggregato\u0002ren: Sie bündeln fragmentierte Nachfrage, schaffen Marktzugang für kleinere Abnehmer und ermöglichen eine \r\neffiziente Beschaffung. Damit tragen sie entscheidend dazu bei, den Markt zu strukturieren und eine breite Markt\u0002beteiligung zu fördern. Schließen Upstreamer und Downstreamer direkt Verträge entstehen lediglich Einzelpro\u0002jekte, jedoch keine Portfolioeffekte und kein Markt.\r\nOperativ sieht die Midstreamer-Rolle vor, die Abwicklung von Beschaffung und Übernahme des Wasserstoffs am \r\nErzeugungsort über den Import, Transport und Speicherung bis zur Lieferung an den Endkunden oder Weiterver\u0002teiler zu übernehmen. Dabei können sie auch die Verantwortung für die regulatorische Qualität und Zertifizierung \r\nübernehmen und gleichen kurzfristige Schwankungen zwischen Angebot und Nachfrage aus. Auf diese Weise leis\u0002ten sie einen wichtigen Beitrag zur Stabilität des entstehenden Wasserstoffmarktes.\r\nDurch ihre Schnittstellenfunktion zwischen Produktion und Verbrauch, ihre Rolle als Risikoausgleichs- und Koor\u0002dinationsakteur sowie ihre Fähigkeit, Marktstandards zu etablieren, kommt Midstreamern eine Schlüsselfunktion \r\nfür den erfolgreichen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zu. Sie sichern Investitionen, professionalisieren Markt\u0002prozesse und gewährleisten Versorgungssicherheit in einer dynamisch wachsenden Wasserstoffökonomie.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 7\r\nZusatznutzen eines Midstreamer Förderinstruments\r\nDie bestehenden Förderinstrumente reichen nicht aus, um die strukturellen Herausforderungen des Wasserstoff\u0002markthochlaufs umfassend zu adressieren. Insbesondere fehlt es an Mechanismen, die eine koordinierte Ent\u0002wicklung entlang der gesamten Wertschöpfungskette ermöglichen und die zentrale Rolle der Midstreamer be\u0002rücksichtigen. Ein Förderinstrument, das die Funktion von Midstreamern unterstützt, könnte bestehende Lücken \r\nder bisherigen Förderlandschaft schließen und den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft effizienter und nachhal\u0002tiger gestalten.\r\nEin solcher Ansatz würde es ermöglichen, Verpflichtungen und Investitionsentscheidungen über mehrere Stufen \r\nder Wertschöpfungskette hinweg zu bündeln. Midstreamer könnten Risiken über längere Zeiträume und über ver\u0002schiedene Schnittstellen, von der Produktion über Import und Transport bis hin zur Abnahme, innerhalb eines \r\nPortfolios tragen. Dadurch entstünde eine höhere Flexibilität, um Angebot und Nachfrage besser aufeinander ab\u0002zustimmen und Investitionsentscheidungen zu stabilisieren.\r\nZudem würde ein wettbewerblich ausgestaltetes Midstreamer-Instrument die Marktdynamik fördern. Während \r\nheutige staatliche Fördermechanismen meist auf statischen Preisfestlegungen beruhen, erlaubt der Wettbewerb \r\nzwischen Midstreamern eine marktgerechtere Preisbildung und begünstigt Innovationen in Vertragsmodellen und \r\nProduktangeboten. So könnten sich langfristig wettbewerbliche Strukturen herausbilden, die den Übergang von \r\neiner förderbasierten Anlaufphase zu einem selbsttragenden Markt erleichtern.\r\nAuch in operativer Hinsicht bieten Midstreamer erhebliche Effizienzvorteile. Sie verfügen über das notwendige \r\nKnow-how zur Strukturierung physischer Lieferketten, zur Buchung von Transportkapazitäten sowie zur Einhal\u0002tung und Überprüfung regulatorischer Anforderungen etwa im Bereich der Zertifizierung und Sicherung der regu\u0002latorischen Wasserstoffqualität. Im Rahmen eines Portfolios lassen sich diese Aufgaben effizienter und kosten\u0002günstiger als auf isolierter Projektebene umsetzen.\r\nSchließlich leisten Midstreamer einen Beitrag zur langfristigen Verstetigung der Marktstrukturen. Während staat\u0002liche Förderinstrumente wie H2Global typischerweise befristet sind und vor allem der Anschubfinanzierung die\u0002nen, bilden Midstreamer dauerhafte Marktakteure, die mit der Branche wachsen, Infrastruktur nutzen, Produkte \r\nweiterentwickeln und langfristige Kundenbeziehungen aufbauen können. Ihre Funktionen gehen damit weit über \r\ndie reine Subventionierung oder Risikominderung einzelner Projekte hinaus. Sie schaffen die Grundlage für einen \r\nselbsttragenden, wettbewerbsfähigen Markt für erneuerbare und kohlenstoffarme Gase und sind somit ein we\u0002sentlicher Bestandteil einer nachhaltigen Wasserstoffökonomie.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 8\r\n3 Herausforderungen beim Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft \r\nDie in Abbildung 3 dargestellten frühen Phasen des Wasserstoffmarkthochlaufs1\r\n, Initialphase, illiquide bezie\u0002hungsweise semi-liquide Aufbauphase sowie Ausprägungsphase, sind von zentraler Bedeutung, da in diesen Stu\u0002fen die infrastrukturellen, regulatorischen und marktlichen Grundlagen für einen funktionierenden Wasserstoff\u0002markt gelegt werden. Die Grundvoraussetzungen für den Hochlauf bestehen insbesondere darin, die Diskrepanz \r\nzwischen den hohen Produktionskosten des Wasserstoffs und der derzeit begrenzten Zahlungsbereitschaft der \r\nAbnehmer zu überbrücken sowie Risiken entlang der Wertschöpfungskette zu reduzieren. \r\nAbbildung 3: Marktliquidität Wasserstoff im Zeitverlauf (Anlehnung an das BDEW-Modell [3])\r\nFür Midstreamer ergeben sich im Kontext der Wasserstoffwertschöpfungskette spezifische Herausforderungen, \r\ndie aus ihrer Rolle als Bindeglied zwischen Erzeugung und Absatz resultieren. Die folgenden Unterkapitel folgen \r\nder Einteilung der identifizierten Herausforderungen anhand von sechs Kategorien:\r\n• Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage (Kapitel 3.1)\r\n• Volatile und veränderliche Preise (kurzfristiges Preisrisiko) (Kapitel 3.2)\r\n• Counterparty Risk (Kapitel 3.3)\r\n• Mengenrisiken (Kapitel 3.4)\r\n• Infrastrukturrisiken (Kapitel 3.5)\r\n• Regulatorische und Standardisierungs-Risiken (Kapitel 3.6)\r\nIn den jeweiligen Unterkapiteln werden diese Herausforderungen für erneuerbaren Wasserstoff (grün) und koh\u0002lenstoffarmen Wasserstoff (blau) für die verschiedenen Marktphasen visualisiert. Zur Einordnung erfolgt eine Ein\u0002schätzung nach dem Grad der Beherrschbarkeit durch den Midstreamer im Ampelsystem:\r\n• Rot: Große Herausforderung, nicht allein durch den Midstreamer beherrschbar\r\n• Gelb: Große Herausforderung, jedoch allein durch den Midstreamer beherrschbar\r\n• Grün: Moderate Herausforderung, allein durch den Midstreamer beherrschbar\r\nErgänzend werden mögliche Ansätze von Mitigationsstrategien aus Midstreamer-Sicht aufgezeigt, mit denen Risi\u0002ken reduziert und Handlungsspielräume des Midstreamers gestärkt werden können.\r\n3.1 Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage\r\nBeschreibung: Zwischen den aktuellen Bereitstellungskosten von Wasserstoff und der Zahlungsbereitschaft auf \r\nder Nachfrageseite besteht eine erhebliche Lücke, die den wirtschaftlichen Markthochlauf derzeit hemmt. Diese \r\nZahlungslücke resultiert aus den hohen Produktionskosten, der Unsicherheit über zukünftige Preisentwicklungen \r\n1\r\nIn Anlehnung an das BDEW-Phasenmodell\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 9\r\nund der bislang geringen Bereitschaft, langfristige Abnahmeverträge zu fixen Preisen abzuschließen. Für erneuer\u0002baren Wasserstoff liegen die Bereitstellungskosten bis 2030 meist über 200 €/MWh, oberhalb der aktuellen Zah\u0002lungsbereitschaft von 50 bis 100 €/MWh. Erst in den 2040er Jahren könnten Importe aus besonders kostengüns\u0002tigen Regionen diese Grenze unterschreiten. Ohne gezielte Ausgleichsmechanismen bleibt die Finanzierungslü\u0002cke hoch und verzögert den Markteintritt. Blauer Wasserstoff ist hingegen deutlich kostengünstiger (70 bis \r\n180 €/MWh), liegt aber ebenfalls über der durchschnittlichen Zahlungsbereitschaft. Seine Marktchancen hängen \r\nstark von CO₂-Preisen, dem Erdgaspreis, Herkunftsnachweisen und Akzeptanz ab. [1] Prognosen der Zahlungslü\u0002cke sind aufgrund der Vielzahl an Einflussfaktoren mit Unsicherheiten behaftet. Wichtiger als die genaue Zahl ist \r\njedoch die Erkenntnis, dass ohne Skaleneffekte bei den Produktionsanlagen sowie Umsetzung und Ausnutzung \r\nder Wasserstoffinfrastruktur keine Kostendegressionen zu erwarten sind. Entsprechend wird sich die Zahlungs\u0002lücke im Zeitverlauf auch nicht schließen, wenn keine Anschubförderung diese Effekte im Markthochlauf stimu\u0002lieren.\r\nAbbildung 4: Schließung des Gaps Zahlungsbereitschaft vs. Produktionskosten im Zeitverlauf\r\nDie zeitliche Abstimmung von Final Investment Decisions (FIDs) auf Upstream- und Downstreamseite ist eben\u0002falls eine große Herausforderung, die sich durch die bestehende Zahlungslücke begründet. Oft ist die Einigung auf \r\neinen langfristigen Liefervertrag zwischen beiden Parteien zu einem für beide Seiten passenden Zeitpunkt nicht \r\nmöglich. Während Erzeuger (Upstream) ihre Investitionen in Erzeugungsanlagen häufig frühzeitig tätigen müssen, \r\nerfolgt die entsprechende Abnahmeentscheidung auf der Verbrauchsseite (Downstream) zeitlich verzögert. \r\nGleichzeitig ist die Bereitschaft, langfristige Abnahmeverträge mit fixen Preisen abzuschließen, auf Downstream\u0002seite bislang gering. Entsprechend muss für einen erfolgreichen Markthochlauf die Möglichkeit bestehen, die FIDs \r\nUp- und Downstream zeitlich versetzt zu treffen. Für Midstreamer führt diese Asymmetrie zu temporär offenen \r\nPositionen mit Herausforderungen bei Preis und Menge; gleichermaßen sind sie die einzigen Player, die Erfahrung \r\nund Bereitschaft für solches Handeln besitzen.\r\nMitigationsstrategien: Eine mögliche Risikominderung besteht im Aufbau regionaler Clusterstrukturen, in denen \r\nErzeugung, Transportinfrastruktur und Abnahme räumlich eng miteinander verzahnt werden. Zudem können Mid\u0002streamer durch ein breiter aufgestelltes Portfolio das Risiko einzelner Ausfälle oder Verzögerungen reduzieren.\r\nHerausforderung je Marktphase: In den frühen Phasen des Markthoch\u0002laufs besteht voraussichtlich eine deutliche Lücke zwischen den Bereit\u0002stellungskosten von Wasserstoff und der Zahlungsbereitschaft. Diese Dif\u0002ferenz wird sich erst mit zunehmender Marktliquidität und Standardisie\u0002rung der Produkte sowie Skaleneffekte bei den Produktionseinheiten und \r\nEtablierung von Leitmärkten und Quotenregelungen verringern. Es ist je\u0002doch zu erwarten, dass die Lücke für kohlenstoffarmen Wasserstoff gerin\u0002ger ausfallen wird, da hier die Produktionskosten voraussichtlich niedriger \r\nsein werden.\r\nZahlungs\u0002bereitschaft\r\nGap Produktions\u0002kosten\r\nZahlungs\u0002bereitschaft\r\nGap Produktions\u0002kosten\r\nZahlungs\u0002bereitschaft\r\nGap Produktions\u0002kosten\r\nRFNBO\r\nLow-Carbon\r\nAufbauphase 203x Ausprägungsphase 204x Liquider Markt\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 10\r\n3.2 Volatile Wasserstoffpreise und kurzfristiges Preisrisiko\r\nBeschreibung: Die potenziell hohe Volatilität kurzfristiger Wasserstoffpreise, insbesondere von erneuerbarem\r\nWasserstoff, stellt eine zentrale Herausforderung dar. Sie kann sowohl durch marktinterne Faktoren als auch \r\ndurch externe Einflüsse, insbesondere die Korrelation zum Strommarkt und dem Dargebot von Erneuerbaren \r\nEnergien, verursacht werden. Herausfordernd ist bspw. der Umgang mit den Stromüberschussmengen aus Fix\u0002preis-PPAs bei geforderter stündlicher Korrelation von Strom- und Wasserstofferzeugung sowie die Möglichkeiten \r\nkurzfristig „einfachen Netzstrom“ für die Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff zu nutzen z.B. bei Preisen un\u0002ter 20 €/MWh oder im Rahmen von EnWG § 13k (Nutzen statt Abregeln). Zudem können bereits geringe Verände\u0002rungen im Verhältnis von Angebot und Nachfrage in einem noch wenig liquiden Wasserstoffmarkt erhebliche \r\nPreisausschläge auslösen mit entsprechenden Rückwirkungen auf mögliche Wasserstoffmarktindizes. Für Mi\u0002dstreamer erschwert diese Preisvolatilität die Kalkulation und Ausgestaltung wettbewerbsfähiger Preismodelle. \r\nMitigationsstrategien: Zur Reduzierung der Preisrisiken ist die sorgfältige Ausgestaltung von Hydrogen Purchase \r\nAgreements (HPA) und Hydrogen Supply Agreements (HSA) von zentraler Bedeutung. Flexible Preisgleitklauseln \r\noder indexbasierte Preisbildungsmechanismen können helfen, extreme Preisschwankungen abzufedern. Dar\u0002über hinaus kann eine ausgewogene Preisgestaltung, die sowohl kurzfristige Marktbewegungen berücksichtigt als \r\nauch langfristige Planungssicherheit bietet, die Stabilität der Geschäftsmodelle erhöhen.\r\nHerausforderung je Marktphase: Zu Beginn des Markthochlaufs mit nur \r\nwenigen Anbietern wirken Erzeugungspreisschwankungen stärker auf das \r\nPortfolio. Mit größerem Portfolio nimmt der Einfluss davon ab. Für kohlen\u0002stoffarmen Wasserstoff ist zudem von einem gut prognostizierbaren Preis\u0002niveau auszugehen, da die Erzeugungskosten stabiler und weniger von \r\nvolatilen Strompreisen abhängig sind. \r\n3.3 Counterparty Risk\r\nBeschreibung: Im frühen Stadium des Wasserstoffhochlaufs besteht für Midstreamer eine hohe Abhängigkeit \r\nvon wenigen Marktakteuren. Da die Zahl der Erzeuger und Abnehmer zunächst begrenzt ist, können Zahlungsaus\u0002fälle, Lieferverzögerungen oder Insolvenzen einzelner Partner, insbesondere während des Hochlaufs, er wirt\u0002schaftliche Folgen haben. Für Midstreamer bedeutet das große, möglicherweis gar existenzielle Risiken beim Aus\u0002fall einzelner Vertragspartner.\r\nMitigationsstrategien: Die Aufteilung von Vertragsvolumina auf mehrere Partner kann die Abhängigkeit reduzie\u0002ren und das Risiko einzelner Ausfälle abfedern. Ergänzend können vertragliche Sicherheiten, Bürgschaften oder \r\nBonitätsnachweise eingesetzt werden. Ein konsequentes „Know Your Customer“-Verfahren (KYC) unterstützt zu\u0002dem die frühzeitige Bewertung der Bonität und Zuverlässigkeit potenzieller Gegenparteien und ermöglicht ein pro\u0002aktives Risikomanagement. \r\nHerausforderung je Marktphase: Durch eine mögliche Konzentration zu \r\nBeginn des Markthochlaufs auf eine geringe Anzahl an Verträgen auf Pro\u0002duktions- und Abnehmerseite sind Klumpenrisiken unausweichlich. Mit \r\nzunehmender Marktliquidität und einer breiteren Akteursbasis nimmt die\u0002ses Risiko schrittweise ab. Erst in den späteren Phasen können Midstrea\u0002mer durch eine stärkere Diversifizierung ihres Portfolios und standardi\u0002sierte Vertragsmechanismen eine wirksame Risikostreuung erreichen.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 11\r\n3.4 Mengenrisiken\r\n3.4.1 Temporäre Minderabnahme\r\nBeschreibung: Kurzfristige Abnehmerausfälle oder Mengenrisiken können im Wasserstoffhochlauf durch techni\u0002sche Störungen, regulatorische Verzögerungen oder Zahlungsprobleme entstehen. Für Midstreamer führt dies zu \r\ntemporären offenen Positionen, da zugesagte Liefermengen kurzfristig nicht abgenommen werden.\r\nMitigationsstrategien: Zur Begrenzung des Risikos kann ein diversifiziertes Portfolio, bestehend aus mehreren \r\nAbnehmern, flexiblen Speicherlösungen und Mengenflexibilitäten, eingesetzt werden. Vertragliche Sicherheiten \r\nsowie Pönalen oder Vertragsstrafen erhöhen die Absicherung gegenüber kurzfristigen Ausfällen und tragen dazu \r\nbei, die wirtschaftlichen Auswirkungen zu begrenzen.\r\nHerausforderung je Marktphase: In der Anfangsphase des Markthoch\u0002laufs fehlen kurzfristige Marktmechanismen, um Überschüsse auszuglei\u0002chen. Mit zunehmender Marktliquidität und der Etablierung von Handels\u0002plattformen wird es Midstreamern jedoch möglich sein, temporäre Min\u0002derabnahmen besser zu kompensieren und offene Positionen zu reduzie\u0002ren. \r\n3.4.2 Langfristiger Wegfall der Nachfrage\r\nBeschreibung: Ein Ausfall der Nachfrage kann eintreten, wenn Abnehmer auf günstigere Alternativen ausweichen \r\noder sich regulatorische Vorgaben ändern, beispielsweise durch Anpassungen der RED II/III-Anforderungen bzw. \r\nQuotenzielen. Für Midstreamer führt dies zu einem langfristigen Ausfall von Abnahmevolumina und damit zu of\u0002fenen Positionen, die nicht kurzfristig kompensiert werden können.\r\nMitigationsstrategien: Zur Risikominderung empfiehlt sich eine Begrenzung der Vertragsvolumina pro Abnehmer \r\nsowie der Abschluss langfristiger Verträge, um die Abhängigkeit einzelner Partner zu reduzieren.\r\nHerausforderung je Marktphase: Dieses Risiko bleibt über die ersten \r\nPhasen des Markthochlaufs signifikant hoch. Erst wenn durch die geschaf\u0002fenen Rahmenbedingungen Wasserstoff auch ohne staatliche Förderung \r\nwettbewerbsfähig gegenüber (heute ggf. noch unbekannten) Alternativen \r\nist, reduziert sich das Risiko des langfristigen Wegfalls der Nachfrage. Auf\u0002grund der höheren erwarteten Produktionskosten bei erneuerbarem Was\u0002serstoff ist die potenzielle Belastung für Midstreamer hier größer als bei \r\nkohlenstoffarmem Wasserstoff. Selbst eine zunehmende Diversifizierung \r\nder Abnehmerstruktur könnte bei günstigeren Alternativen das Risiko nur \r\nbegrenzt minimieren. \r\n3.4.3 Temporäre Minderlieferung\r\nBeschreibung: Kurzfristige Erzeugerausfälle oder Mengenrisiken können auftreten, wenn Produktionsanlagen \r\nwie Elektrolyseure oder CCS-Anlagen Verzögerungen bei der Inbetriebnahme erfahren oder ausfallen. Für Mi\u0002dstreamer entstehen dadurch temporäre offene Lieferpositionen, die kurzfristig ausgeglichen werden müssen.\r\nMitigationsstrategien: Zur Begrenzung der Risiken können ein diversifiziertes Portfolio, flexible Speicherlösun\u0002gen, Mengenflexibilitäten sowie vertragliche Sicherheiten eingesetzt werden. Pönalen oder Vertragsstrafen in den \r\nLieferverträgen tragen zusätzlich dazu bei, die wirtschaftlichen Auswirkungen von kurzfristigen Ausfällen zu be\u0002grenzen.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 12\r\nHerausforderung je Marktphase: Zu Beginn des Markthochlaufs fehlen \r\nkurzfristige Marktmechanismen, um Defizite effizient auszugleichen. Mit \r\nzunehmender Marktliquidität, Portfolio-Diversifizierung und Ausbau von \r\nSpeicher- und Flexibilitätsoptionen nimmt das Risiko temporärer Minder\u0002lieferungen ab. Das Risiko ist bei kohlenstoffarmem etwas geringer als bei \r\nerneuerbarem Wasserstoff bewertet, da hier keine Dargebotsabhängigkeit \r\nzu Erneuerbaren Energien besteht und mehr Flexibilität möglich ist, die \r\nProduktion hochzufahren bzw. vor- oder nachzuholen. \r\n3.4.4 Strukturierung\r\nBeschreibung: Unterschiede in Produktion und Belieferung der Verbraucher-Downstream führen zu Ungleichge\u0002wichten im Portfolio, insbesondere solange kein liquider Markt zur kurzfristigen Kompensation verfügbar ist. Für \r\nMidstreamer erfordert dies eine aktive Strukturierung des gesamten Portfolios, um Lieferverpflichtungen zuver\u0002lässig erfüllen und Mengen- sowie Preisrisiken steuern zu können.\r\nMitigationsstrategien: Eine Diversifizierung der Erzeuger- und Abnehmerstruktur bildet die Grundlage für eine \r\nrobuste Portfoliostrategie. Flexible Vertragsgestaltung im Rahmen von HSA sowie der Einsatz von Speicherlösun\u0002gen ermöglichen es, Schwankungen in Angebot und Nachfrage auszugleichen. Durch aktive Portfolio-Bewirt\u0002schaftung können Midstreamer die Belieferung effizient strukturieren und Risiken minimieren.\r\nHerausforderung je Marktphase: Mit steigenden Vertragsvolumina und \r\nsteigenden Anteilen des klimaneutralen Wasserstoffanteils in den End\u0002kundenprozessen nimmt die Anforderung an die Strukturierung der Belie\u0002ferung zunächst zu. Sofern ausreichend Speicher oder andere Flexibilitä\u0002ten verfügbar sind, können Midstreamer diese Anforderungen erfüllen. Bei \r\nkohlenstoffarmem Wasserstoff ist der Strukturierungsaufwand aufgrund \r\nkontinuierlicherer Erzeugung vergleichsweise geringer zu erwarten.\r\n3.5 Infrastrukturrisiken\r\n3.5.1 Verfügbarkeit der Pipelineinfrastruktur\r\nBeschreibung: Verzögerungen beim Ausbau von Pipelines, Kernnetzen, CO₂-Netzen oder den letzten Meilen zu \r\nindustriellen Abnehmern können die physische Bereitstellung von Wasserstoff erheblich beeinträchtigen. Für \r\nMidstreamer führt eine verzögerte Inbetriebnahme der Infrastruktur zu erheblichen Herausforderungen bei der \r\nErfüllung vertraglicher Lieferverpflichtungen. Ohne verfügbare Leitungsinfrastruktur ist eine physische Lieferung \r\ndes Wasserstoffs nicht möglich, wodurch vertragliche Zusagen gegenüber Abnehmern gefährdet werden.\r\nMitigationsstrategien: Zur Reduzierung dieses Risikos kann ein zeitlicher Puffer zwischen der Errichtung bezie\u0002hungsweise Inbetriebnahme der Transportinfrastruktur und dem Abschluss von HPA oder HSA eingeplant wer\u0002den. Sofern möglich – und gerade in regionalen Clustern – kann eine vorausschauende Abstimmung der Projekt\u0002zeitschienen entlang der Wertschöpfungskette zu einer besseren Synchronisierung zwischen Netzverfügbarkeit \r\nund Vertragsbeginn führen.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 13\r\nHerausforderung je Marktphase: In den frühen Phasen des Markthoch\u0002laufs stellt die begrenzte Verfügbarkeit von Wasserstoff-Pipelineinfra\u0002struktur einen Engpass dar. Mit der Umsetzung des geplanten Kernnetzes \r\nwird ein überregionales Transportnetz geschaffen. Wie bei allen Infra\u0002strukturmaßnahmen besteht die Gefahr der verzögerten Umsetzung. Mit \r\nfortschreitender Marktentwicklung und der Realisierung der Kernnetzes \r\nsowie dem Ausbau ergänzender Netze wird die Verfügbarkeit der Infra\u0002struktur zunehmen und das Risiko der Nichterfüllung von Lieferverpflich\u0002tungen aufgrund fehlender Pipelines sukzessive abnehmen. \r\n3.5.2 Verfügbarkeit der Speicherinfrastruktur\r\nBeschreibung: Verzögerungen beim Ausbau der erforderlichen Speicherinfrastruktur können die Flexibilität und \r\nStrukturierungsmöglichkeiten der Midstreamer erheblich einschränken. Eine unzureichende Speicherinfrastruk\u0002tur begrenzt die Fähigkeit der Midstreamer, Erzeugungs- und Nachfragespitzen auszugleichen und langfristige Lie\u0002ferverpflichtungen, insbesondere Bandlastlieferung an die Industrie, zuverlässig zu erfüllen.\r\nMitigationsstrategien: Zur Verringerung dieser Risiken können Anforderungen an die Erzeugungsstruktur, insbe\u0002sondere für kohlenstoffarmen Wasserstoff, angepasst werden. Eine kontinuierlichere Erzeugung reduziert den \r\nBedarf an großen Speicherkapazitäten. Darüber hinaus ist auch die Flexibilität auf der Abnahmeseite zu prüfen\r\nund möglichst in den Abnahmeverträgen zu nutzen.\r\nHerausforderung je Marktphase: Der prognostizierte Speicherbedarf \r\nübersteigt in den ersten Phasen des Hochlaufs die bisher getroffenen FIDs \r\nfür Speicherprojekte. Mit zunehmendem Ausbau der Infrastruktur steigt \r\njedoch sukzessive die Verfügbarkeit der Speicherkapazitäten, wodurch \r\ndie Flexibilität der Midstreamer verbessert wird. Bei kohlenstoffarmem \r\nWasserstoff ist aufgrund einer kontinuierlicheren und weniger dargebots\u0002abhängigen Erzeugung der Speicherbedarf zudem vergleichsweise gerin\u0002ger. \r\n3.5.3 Verfügbarkeit der Überseeimportinfrastruktur\r\nBeschreibung: Die Verfügbarkeit der erforderlichen Importinfrastruktur, wie Wasserstoff-Terminals oder Ammo\u0002niak-Cracker, ist für die sichere Versorgung mit Wasserstoff aus Übersee von zentraler Bedeutung. Verzögerungen \r\nbeim Ausbau oder Umbau dieser Infrastruktur können die Fähigkeit der Midstreamer erheblich einschränken, ver\u0002tragliche Lieferverpflichtungen zuverlässig zu erfüllen.\r\nMitigationsstrategien: Zur Reduzierung dieses Risikos empfiehlt sich die Einplanung eines zeitlichen Puffers zwi\u0002schen der Fertigstellung der Infrastruktur und dem Abschluss von HPA und HSA. Eine frühzeitige Abstimmung mit \r\nden Betreibern der Importanlagen sowie eine flexible Vertragsgestaltung tragen zusätzlich zur Minimierung von \r\nLieferrisiken bei.\r\nHerausforderung je Marktphase: In der kurzen und mittleren Frist wer\u0002den die Kapazitäten für Überseeimporte in Deutschland voraussichtlich \r\naufgrund bereits gebuchter LNG-Kapazitäten begrenzt sein, sodass Mid\u0002streamer vorerst auf Pipeline-Erzeugung und Lagerung angewiesen blei\u0002ben. Ammoniak-Cracker sind noch nicht im großen Maßstab realisiert, so\u0002dass auch hier im weiteren Markthochlauf Unsicherheiten und Risiken be\u0002stehen bleiben, diese aber mit dem fortschreitenden Markthochlauf durch\r\nden Ausbau der Importinfrastruktur aus Übersee in Europa für Wasserstoff \r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 14\r\nund Derivate sinken. Für kohlenstoffarmen Wasserstoff ist eine überwie\u0002gend europäische, Pipeline-gebundene Versorgung zu erwarten.\r\n3.6 Regulatorische und Standardisierungsrisiken\r\n3.6.1 Veränderliche Regulierung\r\nBeschreibung: Änderungen regulatorischer Qualitätskriterien, wie etwa Anpassungen der RED II/III-Anforderun\u0002gen, Zertifizierungen oder regulatorische Vorgaben aus WASABI2 und WaKANDA3 nach FID, können die Wirtschaft\u0002lichkeit, Abnahme und Refinanzierung von Wasserstoffprojekten erheblich beeinflussen. Für Midstreamer bedeu\u0002tet eine sich verändernde Regulierung, dass sie sich kontinuierlich an neue Anforderungen anpassen und diese in \r\nihren Lieferketten umsetzen müssen.\r\nMitigationsstrategien: Zur Reduzierung regulatorischer Risiken empfiehlt sich die Gestaltung von HPA- und HSA\u0002Verträgen mit dynamischen Verweisen auf den aktuellen Regulierungsrahmen. Ergänzend können flexible Preis\u0002gestaltung und Anpassungsklauseln implementiert werden, um wirtschaftliche Auswirkungen bei Änderungen \r\nder regulatorischen Anforderungen abzufedern.\r\nHerausforderung je Marktphase: Zu Beginn des Markthochlaufs wird der \r\nregulatorische Rahmen etabliert und gegebenenfalls weiter angepasst. \r\nMit fortschreitender Marktentwicklung etabliert sich ein klarer, verlässli\u0002cher Rahmen, der Planungssicherheit schafft. Dennoch könnten sich im \r\nZuge der Erreichung der Klimaneutralität Anforderungen an kohlenstoffar\u0002men Wasserstoff oder dessen Akzeptanz (wieder) ändern.\r\n3.6.2 Regulatorische Commodity-Qualität und deren Nachweis\r\nBeschreibung: Unklare Normqualitäten oder die Nicht-Erfüllung von Anforderungen durch den Erzeuger können \r\ndazu führen, dass eine Zertifizierung nicht erteilt wird und somit die rechtliche Wasserstoffqualität fehlt. Für Mid\u0002streamer entstehen dadurch Herausforderungen bei der zuverlässigen Erfüllung von Lieferverpflichtungen.\r\nMitigationsstrategien: Risiken können durch eine sorgfältige Ausgestaltung der Bezugsverträge sowie durch ver\u0002tragliche Pönale oder Vertragsstrafen reduziert werden. Dies stellt sicher, dass die Zertifizierungsanforderungen \r\neingehalten werden und die Lieferverpflichtungen rechtlich abgesichert sind.\r\nHerausforderung je Marktphase: Zu Beginn des Markthochlaufs werden \r\ndie Anforderungen an die rechtliche Wasserstoffqualität definiert und bei \r\nBedarf angepasst. Mit der Etablierung von Zertifizierungsstellen und kor\u0002respondierenden Prozessen entstehen bereits in der frühen Phase des \r\nMarkthochlaufs Transparenz und Sicherheit über die zu erfüllenden Anfor\u0002derungen, sodass Midstreamer frühzeitig planen und Lieferverpflichtun\u0002gen zuverlässig erfüllen können.\r\n2 Festlegungsverfahren der BnetzA zum Wasserstoff Ausgleichs- und Bilanzierungsgrundmodell\r\n3 Festlegungsverfahren der BnetzA zum Wasserstoff Kapazitäten Grundmodell und Abwicklung des Netzzugangs\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 15\r\n3.6.3 Physikalische Commodity-Qualität\r\nBeschreibung: Unklare Normqualitäten oder die Nicht-Erfüllung von Anforderungen durch den Erzeuger können \r\ndazu führen, dass Wasserstoff nicht in das Transportnetz eingespeist werden kann. Für Midstreamer entstehen \r\ndadurch Herausforderungen bei der Erfüllung von Lieferverpflichtungen.\r\nMitigationsstrategien: Die Risiken können durch eine sorgfältige Ausgestaltung der Lieferverträge sowie durch \r\nvertragliche Pönale oder Vertragsstrafen gemindert werden. Dadurch wird sichergestellt, dass Qualitätsanforde\u0002rungen eingehalten und Lieferverpflichtungen zuverlässig erfüllt werden können.\r\nHerausforderung je Marktphase: Zu Beginn des Markthochlaufs werden \r\ndie Anforderungen an die physikalische Wasserstoffqualität definiert und \r\nbei Bedarf angepasst, um eine zuverlässige Einspeisung in das Transport\u0002netz zu gewährleisten. Bereits in dieser frühen Phase ist ein klarer Markt\u0002standard erforderlich, der von allen Akteuren eingehalten werden muss \r\nund damit eine Grundlage für einheitliche Qualitätsanforderungen und si\u0002chere, planbare Lieferprozesse schafft.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 16\r\n4 Voraussetzungen zur Etablierung von Midstreamern für den Wasserstoffhoch\u0002lauf\r\n4.1 Allgemeine Anforderungen an die Rahmenbedingungen\r\nDie im vorherigen Kapitel 3 skizzierten Herausforderungen gilt es für einen erfolgreichen Markthochlauf aufzulö\u0002sen. Übergeordnet sind jegliche politische Maßnahmen für einen Wasserstoff -Markthochlauf anzustreben, um \r\n• die Wasserstoff -Infrastruktur zu schaffen, \r\n• die Produktionskosten zu senken, bspw. durch praktikablere EU-Kriterien für erneuerbaren oder kohlen\u0002stoffarmen Wasserstoff, \r\n• für die Nachfrageseite die Technologieoffenheit und damit die politisch angestrebte Menge von kohlen\u0002stoffarmem Wasserstoff im Verhältnis zu erneuerbarem Wasserstoff festzulegen und\r\n• Planungssicherheit herzustellen.\r\nWichtig ist somit die klare Definition politischer Ziele hinsichtlich Menge und regulatorischer Qualität, welche \r\ndurch die Ausgestaltung von Quotenregelungen, Förderbedingungen und Leitmärkten durch den Staat gesteuert \r\nwerden können. \r\nEs ist Aufgabe des Staates bzw. der Europäischen Union, einen verlässlichen und langfristig konsistenten Rahmen \r\nfür den Markthochlauf zu setzen und dessen Einhaltung sicherzustellen. Ein zentraler Bestandteil ist dabei die \r\nSchaffung eines effizienten und stabilen Regulierungsrahmens, der den Marktakteuren Planungssicherheit bietet. \r\nVertrauen in diesen Regulierungsrahmen ist entscheidend, damit Investitionen getätigt und Projekte umgesetzt \r\nwerden. \r\nInsbesondere für First Mover müssen geeignete Sicherheiten bestehen, damit sie durch nachträgliche Anpassun\u0002gen der regulatorischen Anforderungen nicht schlechter gestellt werden als vor der Anpassung der Regulatorik. \r\nEntsprechend sind Grandfathering-Regelungen bei zukünftigen Änderungen vorzusehen.\r\nDarüber hinaus spielt der Aufbau einer leistungsfähigen Infrastruktur eine tragende Rolle. Sie bildet die physische \r\nGrundlage für eine Versorgung mit Wasserstoff und ist damit eine wesentliche Voraussetzung für den Markthoch\u0002lauf. Verlassen sich Marktakteure auf den rechtzeitigen Ausbau der Infrastruktur, dieser jedoch nicht im notwen\u0002digen Umfang erfolgt, können sie die daraus entstehenden Konsequenzen weder beeinflussen noch tragen. Daher \r\nist es Aufgabe des Staates, verlässliche Rahmenbedingungen zu schaffen, die allen Marktakteuren Planungssi\u0002cherheit geben und sie vor untragbaren Risiken schützen. Ohne ein solches Maß an Verlässlichkeit wird der er\u0002folgreiche Markthochlauf der Wasserstoffwirtschaft erheblich gefährdet.\r\n4.2 Geeignete Instrumentenarten zur Herausforderungsbewältigung\r\nDoch selbst bei Umsetzung dieser allgemeinen Anforderungen bleiben Teile der Risiken und Herausforderungen, \r\ndie im Markthochlauf nicht von Markakteuren getragen werden können bzw. den Hochlauf bremsen. Es ist jedoch \r\nauch festzuhalten, dass Marktakteure, wie in anderen Commodity-Märkten auch, einen Teil dieser Herausforde\u0002rungen und Risiken im Hochlauf des Marktes für Wasserstoff verteilt tragen können und hierzu auch bereit sind.\r\nVon den in Kapitel 4 identifizierten Herausforderungen können einige während des Markthochlaufs der Wasser\u0002stoffwirtschaft nicht ausschließlich durch Marktakteure gelöst werden. Dabei unterscheiden sich die einzelnen \r\nHerausforderungen nicht nur in Art, sondern auch in ihrer Dringlichkeit und den erforderlichen Maßnahmen. Ei\u0002nige Herausforderungen bedürfen spezieller Instrumente, um wirksam adressiert zu werden, andere betreffen \r\nausschließlich erneuerbaren Wasserstoff. Wieder andere Risiken können auch ohne zusätzliche Instrumente von \r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 17\r\nMidstreamern selbst getragen und gesteuert werden. Welche Art von Instrument zur Bewältigung einer bestimm\u0002ten Herausforderung geeignet ist, lässt sich der entsprechenden Übersichtstabelle entnehmen, in der zudem die \r\nDringlichkeit der jeweiligen Maßnahme bewertet wird. In einem liquiden Markt hingegen können viele dieser Her\u0002ausforderungen weitgehend vom Midstreamer selbst bzw. im Verhältnis mit den Vertragspartnern beherrscht\r\nwerden, sodass die unterstützenden Instrumente in diesem Stadium nur noch eine untergeordnete Rolle spielen.\r\nHerausforderung Instrumentenbedarf Dringlichkeit\r\n⬤ akuter Handlungsbedarf\r\n◑ Handlungsbedarf\r\n〇 kein Handlungsbedarf\r\nGeeignete Instrumentenart\r\nZahlungslücke 🗸 ⬤\r\nFinanzierungsinstrument der Zah\u0002lungslücke\r\nVolatile Preise x 〇\r\nRisiko wird vollständig von einem \r\nMidstreamer getragen\r\nCounterparty Risk 🗸 ⬤\r\nGarantieinstrument zur Sicherung \r\ndes Portfolios\r\nVerfügbarkeit \r\nPipelineinfrastruktur\r\n🗸 ⬤\r\nGarantieinstrument zur Sicherung \r\ndes Portfolios\r\nVerfügbarkeit \r\nSpeicherinfrastruktur\r\n🗸\r\n(tendenziell eher für \r\nRFNBO)\r\n⬤\r\nGarantieinstrument zur Sicherung \r\ndes Portfolios\r\nVerfügbarkeit Übersee\u0002importinfrastruktur\r\n🗸\r\n(vorwiegend für \r\nRFNBO)\r\n◑\r\nGeringerer Handlungsdruck, des\u0002wegen nicht im Fokus\r\nTemporäre \r\nMinderabnahme\r\nx 〇\r\nRisiko wird vollständig von einem \r\nMidstreamer getragen\r\nAusfall der Nachfrage 🗸 ⬤\r\nFinanzierungsinstrument der Zah\u0002lungslücke\r\nTemporäre \r\nMinderlieferung\r\nx 〇\r\nRisiko wird vollständig von einem \r\nMidstreamer getragen\r\nStrukturierung x 〇\r\nRisiko wird vollständig von einem \r\nMidstreamer getragen\r\nVeränderliche \r\nRegulierung\r\nx 〇\r\nKein Instrument notwendig, politi\u0002sche Entscheidung mit Grandfat\u0002hering notwendig\r\nPhysikalische \r\nCommodity-Qualität\r\nx 〇\r\nRisiko wird vollständig von einem \r\nMidstreamer getragen, Entschei\u0002dung über Qualität notwendig\r\nRegulatorische\r\nCommodity-Qualität\r\nx 〇\r\nKein Instrument notwendig, politi\u0002sche Entscheidung mit Grandfat\u0002hering notwendig\r\nTabelle 1: Übersicht Herausforderungen inkl. geeignete Instrumentenart\r\nNeben den Herausforderungen, die durch spezifische Instrumente adressiert werden können, bestehen weitere \r\nHerausforderungen, die kein zusätzliches Instrument benötigen, da die zugrunde liegenden Risiken, wie bereits \r\nin Kapitel 3 erläutert, durch vertragliche Ausgestaltung und geeignete Vereinbarungen wirksam mitigiert werden \r\nkönnen.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 18\r\nDer Fokus liegt im Folgenden auf zwei zentralen Instrumenten, die einen beschleunigten Hochlauf der Wasser\u0002stoff-Wirtschaft ermöglichen können und, wie oben in Tabelle 1 dargestellt, auf mehrere zentrale Herausforde\u0002rungen einzahlen.\r\nDabei geht es zum einen in Kapitel 4.3 um Möglichkeiten, die Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage \r\nmöglichst effizient zu schließen, und zum anderen in Kapitel 4.4 um die Übernahme von staatlichen Garantien, \r\num unvorhergesehene Situationen sei es auf Seiten der Produktion, Abnehmer oder Transportmöglichkeiten ab\u0002zufedern, solange die Diversifikation der Wasserstoffportfolien im Markthochlauf noch begrenzt ist und sich die \r\nInfrastruktur noch im Aufbaustadium befindet.\r\n4.3 Ausgestaltung: Instrumente zur Schließung der Zahlungslücke im Portfolio\r\nIn den folgenden Unterkapiteln werden unterschiedliche Varianten zur Schließung der Zahlungslücke auf Portfo\u0002lio-Ebene der Midstreamer diskutiert. Dabei werden zunächst drei verschiedene Contract-for-Differences (CfD)-\r\nInstrumente diskutiert, die sich hinsichtlich der Mengenflexibilität, den zu bietenden Preisen (Einkauf- oder Ver\u0002kaufspreisen) und Referenzpreisen unterscheiden sowie Instrumente für fixe Prämien.\r\n4.3.1 Variante A: CfD fixe Menge \r\n4.3.1.1 Variante A1: CfD fixe Menge mit Gebotspreis auf Upstreamseite\r\nEin CfD auf fixe Mengen kann als Instrument zur gezielten Schließung von Zahlungslücken im Wasserstoffmarkt \r\neingesetzt werden. \r\nAbbildung 5: CfD fixe Menge Upstream-Ausgestaltung Abbildung 6: CfD fixe Menge Upstream-Fördervolumen\r\nGebot-Preis: Der Bieter gibt ein Gebot für den Strike-Preis ex ante ab, der sich aus den geplanten Beschaffungs\u0002kosten und seinem Aufwand ableitet. Der Staat kann einen maximalen Gebotspreis je Jahr als Gebotshöchst\u0002grenze definieren.\r\nGebot-Menge: Der Bieter gibt im Rahmen einer Auktion ein Gebot für eine (Plan-)Menge pro Jahr ab, die per CfD\r\nabgerechnet wird.\r\nReferenzpreis: Als Referenzpreis dient ein staatlich definierter Index, zum Beispiel Erdgas plus CO₂-Kosten oder \r\ngrauer Wasserstoff, der möglichst gut das Niveau der Zahlungsbereitschaft widerspiegelt. Der für die Aus- und \r\nRückzahlungen maßgebliche Preis wird als Maximum von tatsächlichem Verkaufspreis und Referenzpreis festge\u0002legt.\r\nFördervolumen: Die staatliche Unterstützung erfolgt mengenabhängig, wobei die Förderung für jede tatsächlich \r\ngelieferte Menge bis zur gebotenen Menge gewährt wird. Das Fördervolumen ergibt sich aus der Differenz zwi\u0002schen Strike-Preis und Referenzpreis multipliziert mit der Menge, wobei sowohl Referenzpreis als auch damit das \r\nexakte Fördervolumen ex ante unbekannt sind.\r\nZuschlag: Die Vergabe erfolgt nach dem Prinzip der wirtschaftlichsten Angebote, beginnend mit dem minimalen \r\nStrike-Preis, aufsteigend geordnet, und innerhalb einer konservativen Gesamtvolumengrenze, berechnet als \r\nStrike-Preis multipliziert mit der gebotenen Menge. \r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 19\r\nClawback und Pönale: Für den Fall, dass der Referenzpreis den Strike-Preis übersteigt, ist ein Clawback an den \r\nStaat vorgesehen. Die erzielten Verkaufserlöse sind regelmäßig, etwa einmal im Quartal, gegenüber dem Förder\u0002mittelgeber offenzulegen. Zusätzlich sollten Pönalen bei Mengenunterschreitung vorgesehen werden.\r\nAnreizmechanismus: Um die Interessen von Staat (möglichst wenig Förderung) und Marktakteur (Gewinnerzie\u0002lung) auch nach Zuschlag bei der Auktion gleichzurichten, erhält der erfolgreiche Bieter einen Anreiz, seinen tat\u0002sächlichen Verkaufspreis möglichst hoch und oberhalb des Referenzpreises zu erzielen. Damit erhält er einen \r\nAnreiz für harte Verhandlungen auf der Verkaufsseite über den gesamten Vertragszeitraum. Dies ermöglicht auch \r\nerst später, sich ausprägende „Green Premiums“ von Endprodukten und eine damit verbundene erhöhte Zah\u0002lungsbereitschaft fördermittelreduzierend zu nutzen. Der Anreiz erfolgt über die Differenz zwischen dem tatsäch\u0002lich erzielten Verkaufspreis und dem Referenzpreis, wobei der Marktakteur von einer hohen positiven Differenz \r\nzwischen diesen beiden Werten profitiert. Damit kombiniert das Instrument sowohl Anreize für eine möglichst \r\ngeringe anfängliche Förderlücke im Rahmen des Gebotsverfahrens als auch für die Optimierung der späteren re\u0002alen Differenz. Dabei können die drei in Abbildung 7 skizzierten Fälle auftreten.\r\nAbbildung 7: Abbildung des Anreizmechanismus für einen hohen Verkaufspreis\r\nEin CfD dieser Art ermöglicht dem Marktakteur, das Mengenrisiko zu tragen, reduziert aber gleichzeitig Unsicher\u0002heiten bei der Preisgestaltung. Die Gesamtförderkosten bleiben trotz der variablen Auszahlungen begrenzt, \r\nwodurch das Instrument eine gezielte Lücke im Portfolio schließen kann, ohne dass der Staat ein unbegrenztes \r\nRisiko übernimmt.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 20\r\n4.3.1.2 Variante A2: CfD fixe Menge mit Gebotspreis auf Downstreamseite\r\nAlternativ ließe sich der Mechanismus auch spiegelbildlich auf der Downstream-Seite anwenden. Dabei bliebe \r\ndie grundlegende Funktionsweise des CfD unverändert, jedoch würde die Förderung an die Abnahmeseite ge\u0002knüpft. \r\nAbbildung 8: CfD fixe Menge Downstream- Ausgestaltung Abbildung 9: CfD fixe Menge Downstream- Fördervolumen\r\nGebot-Preis: Der Strike-Preis setzt sich in diesem Fall aus dem erwarteten Vertriebspreis abzüglich des erwarte\u0002ten Midstream-Aufwands zusammen, sodass bei der Downstream-Variante umgekehrt der maximale Strike-Preis \r\nden Zuschlag erhalten würde.\r\nReferenzpreis: Im Unterschied zur Upstreamvariante wird hierbei der Referenzpreis staatlich festgelegt, bei\u0002spielsweise anhand eines Wasserstoffpreisindex (z. B. EEX Hydrix), idealerweise auf dem Niveau der Wasserstoff\u0002Beschaffungskosten. Der für die Aus- und Rückzahlungen maßgebliche Preis wird als Minimum von tatsächli\u0002chem Einkaufspreis und Referenzpreis festgelegt.\r\n4.3.2 Variante B: CfD mit Mengen-Cap & -Floor\r\n4.3.2.1 Variante B1: CfD mit Mengen-Cap & -Floor auf Upstreamseite\r\nEine Erweiterung des zuvor in Kapitel 4.3.1 skizzierten CfD kann durch die Auflösung der starren Mengenbedin\u0002gung erfolgen. \r\nGebot-Menge: Anstatt beispielsweise eine zuvor festgelegte fixe Menge, die jedes Jahr in den Markt gebracht wer\u0002den muss, festzulegen, kann auch ein Korridor um die zu bietende Planmenge erstellt werden. Dieser kann auf\u0002grund der höheren Unsicherheit zu Beginn auch deutlich größer sein als zum Ende des Förderzeitraums. Ein fle\u0002xibler Mengenabweichungskorridor berücksichtigt anfängliche Unsicherheiten, z. B. ±40 % zu Beginn, der schritt\u0002weise, um 2 %-Punkte pro Jahr, auf ±10 % im Jahr 2045 reduziert wird. Dabei kann auch alternativ über einen Stu\u0002fenverlauf des Mengenkorridors nachgedacht werden. Die Förderung erfolgt nur bis zur jährlichen maximalen \r\nMenge. Innerhalb des Mengenkorridors greift der CfD und der erfolgreiche Bieter erhält einen Ausgleich für die \r\nDifferenz bzw. zahlt mittels Clawback-Mechanismus an den Staat. Eine Unterschreitung des Mengenkorridors \r\nmuss mit einer Pönale belegt werden.\r\nAbbildung 10: Verlauf der Menge inkl. Cap & Floor\r\n2030 2035 2040 2045 Menge [t/a]\r\nmin. Menge Planmenge max. Menge\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 21\r\nDie Einführung eines Mengen-Cap & -Floor-Mechanismus bringt mehr Flexibilität für den Bieter indem ein Hoch\u0002lauf im Portfolio abgebildet wird und den hohen Unsicherheiten, wieviel Menge in den Markt gebracht werden \r\nkann, in den ersten Jahren besser Rechnung getragen wird. Auch hier würde das Fördervolumen mengenabhängig \r\nberechnet, das Mengenrisiko verbleibt beim Marktakteur und die Gesamtförderkosten bleiben begrenzt, jedoch \r\nsind diese mit größeren Unsicherheiten behaftet als in einer Variante mit fixer Menge.\r\n4.3.2.2 Variante B2: CfD mit Mengen-Cap & -Floor auf Downstreamseite\r\nAuch diese Erweiterung des CfD ließe sich spiegelbildlich auf die Downstream-Seite wie in Kapitel 4.3.1 darge\u0002stellt anwenden und mit der Mengenflexibilität erweitern. \r\n4.3.3 Variante C: CfD mit Gap Cap und Mengen-Cap & -Floor\r\nEin CfD mit Gap Cap stellt ein Förderinstrument dar, das speziell darauf zugeschnitten ist, die Wasserstofferzeu\u0002gung sowie -abnahme zusammenbringen. Die zentrale Idee dabei ist, die Marktakteure direkt auf die erwartete \r\nZahlungslücke zwischen der Upstreamseite und der Downstreamseite bieten zu lassen – anstelle wie bei Variante \r\nA und B auf eine vereinfachende Annäherung der Zahlungslücke durch eine einseitige erzeuger- oder abnehmer\u0002seitige Indizierung. \r\nAbbildung 11: CfD mit Gap Cap-Ausgestaltung Abbildung 12: CfD mit Gap Cap-Fördervolumen\r\nGebot-Preis: Dafür bildet sich der Bieter zum einen eine Erwartung im Zeitverlauf von seinem durchschnittlichen \r\nEinkaufspreis des Portfolios zuzüglich der Aufwendungen für Strukturierung und Transportkosten. Zum anderen \r\nbildet er sich eine Erwartung an die erzielbaren Verkaufspreise. Entscheidend ist die Differenz zwischen beiden \r\nPositionen, woraus sich die erwartete Zahlungslücke („Gap“) ergibt. Im Wettbewerb wird im Rahmen einer Auk\u0002tion ein jahresspezifisches maximales Gap für eine Planmenge mit Abweichungstoleranz (Jahresmindestmenge \r\nund Jahreshöchstmenge), die er jährlich in den Markt bringt, geboten. Dieses Gap Cap wird jahresspezifisch über \r\nden Förderzeitraum angegeben, wobei der Staat optional ein maximales Gap Cap je Jahr als Gebotshöchstgrenze \r\ndefinieren kann. Der Bieter verspricht mit dem Gebot eines Gap Cap, dass er eine größere Differenz – über das \r\nCap hinaus – selbst tragen würde.\r\nReferenzpreis: Wird nicht benötigt.\r\nGebot-Menge: Die Logik des Mengengebots folgt dem in Kapitel 4.3.2 beschriebenen Mengen-Cap- & -Floor-An\u0002satz. Um größeren Unsicherheiten zu Beginn des Markthochlaufs zu begegnen und einen Portfolioaufbau zu er\u0002möglichen wird ein flexibler Mengenabweichungskorridor vorgeschlagen, mit z. B. ±40 % zu Beginn, der schritt\u0002weise, um 2 %-Punkte pro Jahr, auf ±10 % im Jahr 2045 reduziert wird. Dabei kann auch alternativ über einen Stu\u0002fenverlauf des Mengenkorridors nachgedacht werden. Die Förderung erfolgt nur bis zur jährlichen maximalen \r\nMenge. Innerhalb des Mengenkorridors greift der CfD und der erfolgreiche Bieter erhält einen Ausgleich für die \r\nDifferenz bzw. zahlt mittels Clawback-Mechanismus an den Staat. \r\nZuschlag: Für die Gebotsermittlung wird das arithmetische Mittel von Gap-Preis Cap und Planmenge über den \r\nFörderzeitraum herangezogen. Die Vergabe der Förderung erfolgt mengenabhängig auf Basis des minimalen Gap-\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 22\r\nCaps, aufsteigend geordnet, innerhalb einer konservativen Gesamtvolumengrenze, berechnet als Gap Cap mul\u0002tipliziert mit der maximalen Menge. \r\nFördervolumen: Der Staat erstattet innerhalb des Förderzeitraums das Minimum von gebotenem Gap Cap und \r\ntatsächlich eingetretenem und nachgewiesenem Gap multipliziert mit der tatsächlich gelieferten Menge. Da die\r\ntatsächliche Zahlungslücke bei Förderbeginn unbekannt ist, ist auch das tatsächliche Fördervolumen unbekannt. \r\nAllerdings kann das maximal erforderliche Fördergeld durch die Multiplikation von Höchstmenge und Gap Cap \r\nberechnet werden. \r\nClawback und Pönale: Unterschreitet der Midstreamer seine jährliche Mindestmenge, wird eine Pönale fällig. \r\nDreht sich das Vorzeichen des Gaps innerhalb des Förderzeitraums um, zahlen die Gewinner der Auktion den \r\ngrößten Teil an den Staat zurück. Die erzielten durchschnittlichen Einkaufs- und Verkaufspreise sowie die korres\u0002pondierenden Mengen sind regelmäßig, etwa einmal im Quartal, gegenüber dem Fördermittelgeber offenzulegen.\r\nAnreizmechanismus: Um die Interessen von Staat (möglichst wenig Förderung) und Marktakteur (Gewinnerzie\u0002lung) auch nach Zuschlag bei der Auktion gleichzurichten, erhält der Marktakteur einen Anreiz, die tatsächliche \r\nZahlungslücke möglichst klein zu halten und damit einen Anreiz für harte Verhandlungen sowohl auf der Einkaufs\u0002als auch auf der Verkaufsseite über den gesamten Förderzeitraum zu haben. Die Gewinner der Auktion werden\r\nmotiviert, ein möglichst kleines Gap-Cap-Gebot abzugeben, da die Zuteilung nach minimalem Gap Cap erfolgt. \r\nDarüber hinaus wird später, nach Zuschlagserteilung, die tatsächliche Zahlungslücke jährlich berechnet (Be\u0002schaffungskosten + Midstream Aufwand − Vertriebspreis). Dabei ist der Midstream Aufwand als fixer Betrag bei\r\nder Gebotsabgabe anzugeben, sodass später die Nachweispflicht auf den durchschnittlichen Einkaufs- und Ver\u0002kaufspreis des Portfolios beschränkt ist. Aus der Differenz zwischen dem ex ante gebotenen Gap Cap und der \r\ntatsächlichen Förderlücke erhält der Marktakteur einen Anteil, wodurch ein Optimierungsanreiz geschaffen wird. \r\nDieses Vorgehen fördert den Anreiz einer Reduktion der realen Zahlungslücke durch aus Marktakteur-Sicht mög\u0002lichst niedrige Einkaufspreise sowie möglichst hohe Verkaufspreise. Es ermöglicht dem Marktakteur also zusätz\u0002liche Gewinne, sofern es ihm gelingt, die Zahlungslücke möglichst klein zu halten. Somit kombiniert das Instru\u0002ment sowohl Anreize für eine möglichst geringe anfängliche Förderlücke im Rahmen des Gebotsverfahrens als \r\nauch für die Optimierung der späteren realen Differenz. Dabei können die folgenden drei skizzierten Fälle auftre\u0002ten.\r\nAbbildung 13: Anreizregelung Fall 1 Abbildung 14: Anreizregelung Fall 2\r\nAbbildung 15: Anreizregelung Fall 3\r\nDas Instrument ist so konzipiert, dass es einerseits eine belastbare Erwartung an die Zahlungslücke zwischen \r\nBeschaffung und Verkauf berücksichtigt und damit die finanziellen Unsicherheiten für den Midstreamer reduziert. \r\nAndererseits verbleibt das Mengenrisiko anteilig beim Midstreamer und die Gesamtförderkosten bleiben \r\nFall 1: Lücke = gebotenes Gap Cap\r\nEinkaufspreis Midstream \r\nAufwand\r\nVerkaufspreis Tatsächliches \r\nGap\r\nDifferenz \r\ntatsächliches \r\nGap zu Gap \r\nCap\r\nGap Cap\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 23\r\nbegrenzt. Über den Förderzeitraum adressiert der Gap-Cap-Mechanismus zudem die abnehmenden Risiken im \r\nMarkthochlauf, indem die Förderanreize flexibel an die Marktentwicklung angepasst werden.\r\n4.3.4 Variante D: Fixe Prämie\r\n4.3.4.1 Variante D1: Fixes Budget\r\nAbbildung 16: Vergütung der fixen Prämie Abbildung 17: Fördervolumen der fixen Prämie\r\nGebot-Preis: Bei dem Instrument der fixen Prämie gibt der Auktionsteilnehmer ein Gebot für eine feste Prämie in \r\n€/kg pro Jahr ab. \r\nMengen-Gebot: Parallel bietet der Marktakteur eine (Plan-)Menge pro Jahr. \r\nZuschlag: Die Vergabe erfolgt nach dem Prinzip der wirtschaftlichsten Angebote, beginnend mit der niedrigsten \r\nfixen Prämie.\r\nFördervolumen: Das Fördervolumen ergibt sich aus der Multiplikation von Prämie und Menge, wobei beide Grö\u0002ßen zu Beginn der Förderung bekannt sind. \r\nClawback und Pönale: Für den Fall, dass die gebotene Menge unterschritten wird, werden Pönalen fällig. \r\nDiese Form der Förderung stellt eine mengenabhängige, pauschale Förderung dar, die pro tatsächlich in Verkehr \r\ngebrachten Kilogramm Wasserstoff ausgezahlt wird.\r\n4.3.4.2 Variante D2: Einspeisevergütung\r\nAlternativ kann die fixe Prämie in Form einer Einspeisevergütung ausgestaltet werden. \r\nAbbildung 18: Einspeisevergütung\r\nPreis-Gebot: Der Staat legt die Prämie in €/kg für jede eingespeiste Menge Wasserstoff fest. \r\nMengen-Gebot: Eine Mengenbegrenzung existiert nicht.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 24\r\nFördervolumen: Das Fördervolumen ergibt sich ebenfalls aus der Multiplikation von Prämie und Menge, wobei \r\ndie tatsächlich eingespeiste Menge zu Beginn unbekannt ist. \r\nClawback und Pönale: Eine Rückzahlung oder Pönale bei Mengenunterschreitung ist in dieser Variante nicht vor\u0002gesehen. Die Förderung erfolgt somit ebenfalls mengenabhängig, pro tatsächlich in Verkehr gebrachtem Wasser\u0002stoff, jedoch völlig ohne vorherige Begrenzung des maximalen Fördervolumens.\r\n4.3.5 Bewertung der Instrumente für den Wasserstoffhochlauf\r\n4.3.5.1 Risiko- & Aufgabenverteilung zwischen Staat und Midstreamer \r\nFür die Bewertung der Förderinstrumente ist entscheidend, wie Risiken zwischen Staat und den Akteuren, wie \r\nz. B. dem Midstreamer, verteilt sind. Wesentliche Risikodimensionen betreffen dabei das Preisrisiko in der Be\u0002schaffung, das Preisrisiko im Vertrieb, das Mengenrisiko sowie die Strukturierungs- und Transportaufgabe. Wäh\u0002rend sich das Preisrisiko auf Veränderungen der Beschaffungs- bzw. Absatzpreise nach Zuschlag des Instruments \r\nbezieht, umfasst das Mengenrisiko die Verantwortung für Abweichungen von der geplanten Fördermenge. Struk\u0002tur- und Transportaufgaben beziehen sich auf die operative Sicherstellung der Belieferung und der physischen \r\nLogistik entlang der Wertschöpfungskette.\r\nBei einem CfD mit fixer Menge verbleiben das Mengenrisiko sowie die Strukturierungs- und Transportaufgabe \r\ngrundsätzlich bei einem Marktakteur (üblicherweise dem Midstreamer). Dieser ist verantwortlich für die verläss\u0002liche Bereitstellung und Lieferung der im Rahmen des CfD geförderten Portfoliomenge sowie für die Abwicklung \r\nzwischen Erzeuger- und Abnehmerseite. Die Verteilung der Preisrisiken hängt hingegen von der Ausrichtung des \r\nInstruments ab. Bei einer upstreamseitigen Ausgestaltung (Variante A1) trägt der Akteur zusätzlich das Preisrisiko \r\nauf der Beschaffungsseite, da der Strike-Preis auf den erwarteten Beschaffungskosten basiert. Das Preisrisiko im \r\nVertrieb liegt in diesem Fall beim Staat, der durch die Festlegung des Referenzpreises das Absatzrisiko absichert. \r\nIn der spiegelbildlichen, downstreamseitigen Variante verschiebt sich die Verantwortung: Hier trägt der Akteur\r\ndas Preisrisiko im Vertrieb, da der Strike-Preis auf den geplanten Absatzpreis bezogen ist, während das Preisrisiko \r\nder Beschaffung vom Staat übernommen wird.\r\nBeim CfD mit Mengen-Cap & -Floor entspricht die grundsätzliche Risikoallokation weitgehend derjenigen des \r\nCfD mit fixer Menge. Der Akteur ist weiterhin für die operative Umsetzung verantwortlich, also für Strukturierung \r\nund Transport der Wasserstoffmengen entlang der Wertschöpfungskette. Ebenso verbleiben die Preisrisiken je \r\nnach Ausgestaltung des Instruments (upstream- oder downstreamseitig) in gleicher Weise verteilt. Der wesentli\u0002che Unterschied liegt in der Behandlung des Mengenrisikos. Während beim CfD mit fixer Menge das Mengenrisiko \r\nvollständig beim Akteur liegt, wird es im Fall des Mengen-Cap-Mechanismus zwischen Staat und Akteur geteilt. \r\nDurch die Einführung eines flexiblen Mengenkorridors kann der Akteur innerhalb definierter Grenzen von der ge\u0002planten Fördermenge abweichen, ohne dass die Förderung vollständig entfällt. Dadurch wird das Risiko von Men\u0002genabweichungen, insbesondere in frühen Marktphasen mit hoher Unsicherheit, abgefedert und gleichmäßiger \r\nzwischen beiden Parteien verteilt.\r\nBeim CfD mit Gap Cap und Mengen-Cap & -Floor liegt die Risikoverteilung differenziert zwischen Staat und Ak\u0002teur. Die Strukturierungs- und Transportaufgaben verbleiben vollständig beim Akteur. Im Gegensatz zu den CfD\u0002Varianten mit fixer Menge oder Mengen-Cap wird das Preisrisiko sowohl auf der Beschaffungs- als auch auf der \r\nVertriebsseite zwischen Staat und Akteur geteilt, wobei der größere Anteil der Verantwortung beim Akteur liegt. \r\nDer Staat trägt nur einen begrenzten Teil des Preisrisikos über das vereinbarte Gap Cap, das die maximale Diffe\u0002renz zwischen Beschaffungs- und Vertriebspreisen definiert. Damit werden staatliche Fördermittel gezielt einge\u0002setzt, während der Akteur permanent einen erheblichen Eigenanreiz zur effizienten Preisgestaltung behält. Das \r\nMengenrisiko ist – analog zum CfD mit Mengen-Cap – zwischen Staat und Akteur geteilt. Der Mengenkorridor er\u0002möglicht Abweichungen von der geplanten Portfoliogröße.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 25\r\nBei der Fixen Prämie liegen nahezu alle Risiken beim Akteur. Dieser trägt die volle Verantwortung für die Beschaf\u0002fungs- und Vertriebspreise, das Mengenrisiko (sofern eine fixe Menge vereinbart ist) sowie die Strukturierungs\u0002und Transportaufgaben. Der Staat gewährt lediglich eine pauschale Förderung pro in Verkehr gebrachter Einheit \r\nWasserstoff. Eine Ausnahme stellt die Variante der Fixen Prämie mit Einspeisevergütung dar. Hier liegt das Men\u0002genrisiko beim Staat, da keine feste Planmenge vereinbart wird und die Förderung mengenabhängig ohne obere \r\nBegrenzung erfolgt. Der Staat trägt somit das Risiko, dass bei stark wachsender Einspeisung höhere Förderkosten \r\nentstehen. Die übrigen Aufgaben verbleiben jedoch weiterhin vollständig beim Akteur.\r\nAbbildung 19: Risiko- & Aufgabenverteilung zwischen Marktakteur und Staat\r\n4.3.5.2 Anwendung der Bewertungskriterien auf Förderinstrumente \r\nDie Bewertung der vorgeschlagenen Förderinstrumente erfolgt anhand definierter Kriterien, um deren Wirksam\u0002keit und Effizienz für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zu prüfen und miteinander zu vergleichen. Dabei \r\nwerden sechs zentrale Dimensionen herangezogen.\r\nDie Effektivität für erneuerbaren Wasserstoff (RFNBO) bewertet, inwiefern das jeweilige Instrument Akteure in \r\ndie Lage versetzt, erneuerbaren Wasserstoff unter tragbaren Risiken in den Markt zu bringen. Dabei fließt insbe\u0002sondere die Frage ein, ob Mengenrestriktionen der Förderung oder Pönalen bei Nichterfüllung eine potenziell ab\u0002schreckende Wirkung entfalten. \r\nAnalog wird die Effektivität für kohlenstoffarmen Wasserstoff (Low Carbon) bewertet. Hier steht im Vorder\u0002grund, ob die Akteure kohlenstoffarmen Wasserstoff mit vertretbaren Risiken in den Markt einbringen können und \r\nob restriktive Förderbedingungen oder Vertragsstrafen Hemmnisse erzeugen.\r\nDie Fördereffizienz bewertet das Verhältnis von erwarteter Menge an gefördertem Wasserstoff (in Kilogramm) zu \r\nden eingesetzten Fördermitteln (in Euro). Damit kann abgeschätzt werden, wie ressourceneffizient ein Instrument \r\nzur Erreichung der Marktziele beiträgt.\r\nDie Planungssicherheit für den Staatshaushalt bewertet die Vorhersagbarkeit des maximalen Finanzbedarfs \r\naus Sicht des Staates, was für die Haushaltsplanung und Risikominimierung relevant ist.\r\nDie Kompatibilität mit bestehenden Förderinstrumenten prüft, ob die vorgeschlagenen Mechanismen grund\u0002sätzlich mit bestehenden OPEX- oder CAPEX-Förderungen kombinierbar sind. Hierbei wurden relevante Förder\u0002instrumente wie die Klimaschutzverträge (KSV), die Bundesförderung Industrie und Klimaschutz (BIK), H2Global, \r\nIPCEI-Projekte sowie die European Hydrogen Bank berücksichtigt.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 26\r\nDie vorgestellten Instrumente wurden in diesem Kontext auf Basis der genannten Kriterien gleichgewichtet be\u0002wertet. Dabei erfolgte die Prüfung der Kompatibilität mit bestehenden Fördermechanismen in Kooperation mit \r\nder auf Energie-, Beihilfe- und Förderrechtsfragen spezialisierten Rechtsanwaltskanzlei Luther.\r\nAbbildung 20: Bewertung der Instrumente zur Schließung der Zahlungslücke\r\nIn der Folge wird insbesondere die Bewertung der Instrumente B1 und C erläutert, da diese als die am besten \r\ngeeigneten Instrumente für erneuerbaren Wasserstoff beziehungsweise kohlenstoffarmen Wasserstoff eingestuft \r\nwurden. Ebenso wird auf Instrumente eingegangen, die innerhalb eines Kriteriums besonders gut abschneiden.\r\nBei der Bewertung der Effektivität für den erneuerbaren Wasserstoff schneidet Instrument B1 am besten ab. \r\nGrund dafür ist, dass ein Strike-Preis auf der Produktionsseite geboten wird, der auf Basis der Langfristigkeit der \r\nBezugsverträge auf der Upstreamseite gut abgeschätzt werden kann. Durch den Referenzpreis auf der \r\nDownstream-Seite werden Marktpreisveränderungen durch den Mechanismus abgedeckt und müssen nicht be\u0002reits beim Gebot durch den Bieter abgeschätzt werden. Das Instrument hilft damit den Akteuren, effektiv Unsi\u0002cherheiten zu begegnen. Die Flexibilität der Menge ermöglicht eine bessere Integration kurzfristiger Schwankun\u0002gen als in Instrument A1, die durch die volatile Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff auf Basis erneuerbarer \r\nEnergien entstehen. Auch Instrument D2 ist mit einer festen Einspeisevergütung für den Akteur sehr effektiv und \r\nplanbar, sofern die Vergütung ausreichend hoch ist. Instrument C schneidet in der Bewertung schlechter ab. Dies \r\nist damit begründet, dass es für den Bieter schwer ist, eine Zahlungslücke über mehr als eine Dekade zwischen \r\nErzeugungskosten und Absatzpreisen vorherzusehen, da sich diese bei erneuerbarem Wasserstoff nicht gleich\u0002förmig oder an einen gemeinsamen Index orientierend in die Zukunft bewegen.\r\nInstrument C weist für kohlenstoffarmen Wasserstoff demgegenüber eine sehr hohe Effektivität auf. Die Pro\u0002duktionskosten werden, zumindest bei der Route über blauen Wasserstoff, maßgeblich durch die Erdgaskosten \r\nbestimmt und auch bei den Absatzpreisen ist von einer Korrelation mit den Erdgaspreisen als Alternative in vielen \r\nIndustrien auszugehen. Die resultierende Zahlungslücke ergibt sich im Wesentlichen aus den Kosten für die Ka\u0002pazitäten zur Erzeugung von kohlenstoffarmem Wasserstoff. Damit kann das Instrument den Unsicherheiten zwi\u0002schen Bezugs- und Absatzpreisen effektiv begegnen. Ebenso ist das Instrument D2 als sehr effektiv in Bezug auf \r\nkohlenstoffarmen Wasserstoff einzuschätzen. Auch Instrument B1 scheint ein effektives Instrument für kohlen\u0002stoffarmen Wasserstoff zu sein, allerdings weniger effektiv als Instrument C, da die Bezugspreise für kohlenstoff\u0002armen Wasserstoff von den Kosten für Erdgas abhängen und ein Strike-Preis eine Erwartung über die (unsicheren) \r\nKosten von Erdgas beinhalten müsste, was zu weiteren Risikoaufschlägen führt. Die Flexibilität der Menge ist für \r\nbeide Instrumente als praktikabel zu bewerten, auch wenn sie für kohlenstoffarmen Wasserstoff weniger ent\u0002scheidend ist als für erneuerbaren Wasserstoff.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 27\r\nIn Bezug auf die Fördereffizienz sind die Instrumente B1 und C gleichermaßen gut bzw. am besten einzuschätzen. \r\nBeide Instrumente ermöglichen es, die zur Verfügung gestellten Mittel vollständig für die Überbrückung der Zah\u0002lungslücke zu nutzen, da der CfD in beiden Fällen so ausgestaltet ist, dass die Differenz zwischen Ein- und Ver\u0002kaufspreis vergütet wird. Zudem ist der Midstreamer in beiden Fällen incentiviert, die Kosten für den CfD zu mini\u0002mieren und somit das benötigte Kapital für die geförderte Menge an Wasserstoff zu senken. Instrumentenunab\u0002hängig ist ergänzend festzuhalten, dass aufgrund der erwarteten geringeren Produktionskosten von kohlenstoff\u0002armem Wasserstoff im Vergleich zu erneuerbarem Wasserstoff die in den Markt gebrachte Menge Wasserstoff \r\npro eingesetztem Fördergeld bei kohlenstoffarmem Wasserstoff höher sein dürfte.\r\nBei der Planungssicherheit der Förderkosten schneidet Instrument D1 am besten ab, da ein vorher definiertes \r\nBudget abgerufen wird, dessen Höhe vollständig bekannt ist, mit dem verbundenen Nachteil, dass die geförderte \r\nMenge dafür unbekannt ist. Bei Instrument B1 ist die Höhe zwar begrenzt, allerdings ist die genaue Höhe unsicher, \r\nwas die Planung erschwert. Es ist absehbar, dass nicht jedes Jahr das vollständig vom Haushalt zur Verfügung \r\ngestellte Budget genutzt wird. Gleiches gilt auch für Instrument C.\r\nDie Frage der Kompatibilität der Instrumente mit anderen, bereits bestehenden Förderungen ist differenziert zu \r\nbetrachten. Es ist festzustellen, dass keine „klassischen“ Kumulierungen vorliegen, denn die anderen bestehen\u0002den Förderungen sind nicht an Midstreamer adressiert und stellen damit einen eigenen Empfängerkreis dar. För\u0002derprogramme enthalten in der Regel nur Vorgaben zur „klassischen Kumulierung“ (Kumulierung verschiedener \r\nFörderungen bei derselben Partei) und es fehlen klare Regelungen zur Kompatibilität der vorgelagerten/nachgela\u0002gerten Förderungen im Vertragsumfeld (z. B. Förderungen von Vertragspartnern/Lieferanten) mit der eigenen För\u0002derung. Eine Kompatibilität mit anderen Förderungen scheint daher auf der Konzeptebene nicht ausgeschlossen.\r\nDie Prüfung der Kanzlei Luther hat ergeben, dass es auf der Konzeptebene keine Differenzierung zwischen den im \r\nRahmen dieses Impulspapiers vorgeschlagenen Instrumenten hinsichtlich der Kompatibilität mit den Förderin\u0002strumenten KSV, BIK, H2Global, IPCEI, EHB und THG-Quote gibt. Denn gegenwärtig schließt keines der genannten \r\nbestehenden Förderinstrumente (KSV, BIK, H2Global, IPCEI, EHB und THG-Quote) auf der Downstream-Ebene \r\ndie Inanspruchnahme der vorgeschlagenen Instrumente(A1, A2, B1, B2, C, D1 oder D2) auf der Midstream-Ebene \r\njuristisch direkt aus. Jedoch ist zu berücksichtigen, dass jeweilige Vorteile auf der Midstream-Ebene aus den vor\u0002geschlagenen Instrumenten auf die Vorteile aus der Inanspruchnahme der bestehenden Förderinstrumente auf \r\nder Downstream-Ebene indirekt – zumindest faktisch beziehungsweise ökonomisch – „durchschlagen“. Dabei ist \r\nseitens Luther keine Differenzierung hinsichtlich der einzelnen Ausgestaltung der CfD-Instrumente (A1, A2, B1, \r\nB2 oder C) erfolgt, da insofern die konkreten Zuwendungsvoraussetzungen und spiegelbildlich die „(Abwehr-)Re\u0002aktion“ der Förderinstrumente KSV, BIK, H2Global, IPCEI, EHB und THG-Quote noch unbekannt sind. Entspre\u0002chend ist dieses Bewertungskriterium beim Vergleich der Instrumente nicht ausschlaggebend. Jedoch bestehen \r\nin der Einschätzung von Luther Unterschiede in der zu erwartenden Kompatibilität der Instrumente mit den jewei\u0002ligen bereits bestehenden Förderinstrumenten KSV, BIK, H2Global, IPCEI und EHB. \r\nDabei ist nach Einschätzung von Luther eine sehr gute Kompatibilität zur BIK-Förderung zu erwarten, weil es sich \r\nbei dieser um eine reine CAPEX-Förderung handelt und bei den in diesem Papier vorgeschlagenen Instrumenten \r\num eine OPEX-Förderung. Entsprechend existiert keine Überschneidung der Förderung der OPEX-Kosten, was \r\neine Kumulierung und Kompatibilität der beiden Programme ermöglicht. Diese Interpretation wird auch explizit in \r\nden FAQ der BIK-Förderung bestätigt. Dahingegen würde die mögliche Kompatibilität mit H2Global als deutlich \r\nschwieriger eingeschätzt. Hintergrund ist, dass im Rahmen des H2Global-Systems erhaltene Förderungen nicht \r\nmit anderen öffentlichen Fördermitteln für dieselbe Anlage, Infrastruktur oder Projektphase kumuliert werden \r\ndürfen. Dieses Förderinstrument verpflichtet den Zuwendungsempfänger zur Offenlegung sämtlicher direkter und \r\nindirekter Subventionen – unabhängig vom Empfänger der Förderung. Da prinzipiell aber mit den in diesem Papier \r\nvorgeschlagenen Instrumenten genauso wie dem H2-Global Mechanismus die Zahlungslücke geschlossen wer\u0002den soll, könnte dies dem entgegenstehen. Die Förderinstrumente Klimaschutzvertrag, IPCEI, EHB und THG\u0002Quote enthalten keine klare Regelung für den Umgang mit der „Kompatibilität“ anderer Förderungen, sodass dies \r\nim Rahmen der Kurzprüfung weder als gesichert noch ausgeschlossen eingewertet werden kann. Bezogen auf die \r\nTHG-Quote ist zu berücksichtigen, dass Quotenhandelsberechtigter der – etwa von einem Midstreamer belieferte \r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 28\r\n– Tankstellenbetreiber ist. Insofern bestünde ein sehr mittelbarer (Zuwendungs-)Vorteil zugunsten des Midstrea\u0002mers. Angesichts der Unbestimmtheit (Förderinstrumente KSV, BIK, IPCEI, EHB) beziehungsweise der Offenheit \r\n(Förderinstrument H2Global) der Kompatibilitätsanforderungen kommt Luther insofern jeweils hinsichtlich der \r\nTHG-Quote unter konservativen Aspekten zu derselben Bewertung. Als zentraler Befund ist somit festzuhalten, \r\ndass sich die förderrechtliche Bewertung schwerpunktmäßig nicht in der Logik der „klassischen Kumulierung“ \r\nvon Förderungen bewegt, sondern in einer bislang ungeklärten „Kompatibilitätslücke“ zwischen Industrie-, Was\u0002serstoff- und Infrastrukturförderprogrammen. Es bedarf somit der Abstimmung und Rücksprache mit den jewei\u0002ligen Fördermittelgebern und rechtlicher Einzelfallprüfung.\r\nAbbildung 21: Kompatibilität der diskutierten Instrumente mit bestehenden Förderinstrumenten\r\nWenn die Bundesregierung ihren Ausführungen einer Stärkung des Wasserstoffhochlaufs mit kohlenstoffarmem \r\nWasserstoff folgt, so gibt es dafür bislang noch kein etabliertes Förderinstrument. Mit Instrument C „CfD mit Gap \r\nCap und Mengen-Cap & -Floor“ könnte hier ein effektives und effizientes Instrument zur Schließung der Deckungs\u0002lücke eingeführt werden, welches gleichzeitig die Entwicklung der Midstreamer-Rolle im Hochlauf der Wasser\u0002stoffwirtschaft unterstützt. \r\n4.4 Ausgestaltung: Garantieinstrumente zur Teil-Absicherung nicht beeinflussbarer Risken\r\nWährend der Staat den übergeordneten Rahmen für den erfolgreichen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft \r\nschafft, insbesondere durch verlässliche Regulierung und den rechtzeitigen Ausbau der Infrastruktur, bedarf es \r\nzusätzlich gezielter Instrumente, um die wirtschaftlichen Risiken einzelner Marktakteure abzufedern. Speziell \r\nMidstreamer stehen in frühen Marktphasen vor erheblichen Unsicherheiten, da sie zwischen Erzeugern und Ab\u0002nehmern vermitteln. Diese Unsicherheiten erschweren oder verhindern gar Vertragsabschlüsse und treiben die \r\nPreise durch Risikoaufschläge aus volkswirtschaftlicher Sicht unnötig nach oben. Auch können diese Risiken \r\nnicht effektiv und durch bestehende Marktinstrumente zu wirtschaftlich vertretbaren Konditionen abgesichert \r\nwerden. Daher bietet sich ein Garantieinstrument als ergänzendes Instrument zu einem CfD an, das ein Risikore\u0002duzierung der Geschäfte gestattet, Vertragsabschlüsse ermöglicht sowie Kosten und damit auch die Zahlungslü\u0002cke reduziert. Damit könnten insgesamt die Kosten des CfDs für den Staat gesenkt werden.\r\nDamit eine Garantie möglichst effizient genutzt werden kann, sollte diese nicht die Summe aller Einzelrisiken ab\u0002sichern, sondern Multiplikator für eine möglichst große Vertragsmenge eingesetzt werden. Auch sollte die Garan\u0002tie auf die wesentlichen Risiken beschränkt werden, die anders nicht durch die Marktakteure beherrschbar sind.\r\nDabei kann man sich den Portfolioeffekt zu Nutze machen, der wesentlicher Wertschöpfungshebel der Midstrea\u0002mer ist und der bereits eine natürliche Risikostreuung ermöglicht. Die Absicherung müsste daher nicht auf ein\u0002zelne Verträge oder Projekte beschränkt werden, sondern könnte das gesamte Portfolio (bestehend aus Bezugs-, \r\nAbsatz-, Ausgleichs- und Transportverträgen) umfassen. So reicht es, nur einen kleinen Teil des Portfolios abzu\u0002sichern, während die Garantie als Hebel für ein deutlich größeres Volumen wirkt. Das verbleibende Risiko für den \r\nallergrößten Teil des Portfolios trägt der Midstreamer selbst. Ein Portfolio-Garantieinstrument kann damit Risiken\r\nTHG\u0002Quote CfD-Instrument bewertet von 1 (schlecht) bis 5 (gut) KSV BIK H2Global IPCEI EHB\r\nCfD fixe Menge – Beschaffung (A1) 3 5 2 3 3 3\r\nCfD fixe Menge – Abnehmer (A2) 3 5 2 3 3 3\r\nCfD mit Mengencap & -floor – Beschaffung (B1) 3 5 2 3 3 3\r\nCfD mit Mengencap & -floor – Abnehmer (B2) 3 5 2 3 3 3\r\nCfD mit Gap-CAP & Mengencap & -floor (C) 3 5 2 3 3 3\r\nFixes Budget (D1) 3 5 3 3 3 3\r\nEinspeisevergütung (D2) 3 5 2 3 3 3\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 29\r\nhöchst effizient reduzieren und die zentrale Rolle der Midstreamer für einen effizienten und funktionsfähigen Was\u0002serstoffmarkt gezielt stärken.\r\nDie Garantie würde Risiken aus Vertragsverletzungen (vornehmlich finanzielle Schäden oder Schadensersatzan\u0002sprüche) absichern, die darin begründet sind, dass ein Vertragspartner des Midstreamers seine Verpflichtungen \r\nnicht eingehalten hat. Im konkreten Fall sollen damit Ereignisse wie der Ausfall von Vertragspartnern durch Insol\u0002venz oder Zahlungsverzug (Counterparty Risiken) sowie die Nichterfüllung wesentlicher Vertrags-, Liefer- und Ab\u0002nahmeverpflichtungen abgesichert werden. Zusätzlich sollen Risiken aus der verzögerten Inbetriebnahme von \r\nInfrastrukturen unter den Garantieschirm fallen. Die Garantie umfasst also die Verträge auf Upstream- und Dow\u0002mstreamseite sowie für Transport und Strukturierung. Die Garantie soll allerdings keine uneingeschränkte Risiko\u0002übernahme darstellen. Risiken wie eigene Pflichtverletzungen der Midstreamer, Marktpreisänderungen, höhere \r\nGewalt oder regulatorische Anpassungen verbleiben im Verantwortungsbereich des Unternehmens und wären \r\nnicht von der Garantie abgedeckt. \r\nEine Ausgestaltung könnte sich an der „First Loss Portfolio Guarantee“ des European Investment Fund orientieren \r\n[4]. Auch wenn der Anwendungsfall abweicht, würde das Instrument ähnlich genutzt, um ein großes Portfolio auf\u0002zubauen und eine Hebelwirkung zu erzielen. Die KfW könnte dabei einen geeigneten Sicherheitengeber für ein \r\nsolches Instrument darstellen. Die zu stellende Sicherheit würde auf einen Teil des abzusichernden Portfolios \r\nbegrenzt, beispielsweise einen festgelegten Prozentsatz (z. B. 10 – 20 %) oder alternativ auf einen absoluten Be\u0002trag (in Millionen Euro). Insgesamt wäre die Höhe der Sicherheit so zu wählen, dass nur ein kleinst notwendiger\r\nAnteil des gesamten Portfolios davon abgedeckt ist. Diese wäre im Falle der Inanspruchnahme nicht wieder auf\u0002zufüllen.\r\nSollte ein Garantiefall eintreten, greift zunächst die Garantie der KfW (First Loss) und deckt den Verlust ab (z.B.\r\n100 % Abdeckung). Übersteigt der Garantiefall das Volumen der Garantie, ist der Midstreamer für den restlichen \r\nSchaden vollständig verantwortlich. Die Garantie wäre insgesamt in der Höhe begrenzt und zeitlich befristet. So\u0002mit kann Planbarkeit für die KfW gewährleistet werden.\r\nAbbildung 22: Garantieinstrument zur Teil-Absicherung des Portfolios\r\nVoraussetzung für die Inanspruchnahme der Garantie ist der Nachweis, dass der Midstreamer zuvor alle ihn zu\u0002mutbaren und verfügbaren Maßnahmen zur Risiko- und Schadensminimierung ausgeschöpft hat. So sollten z.B. \r\nAnforderungen an die Vertragspartner und die Vertragsgestaltung, etwa hinsichtlich Bonität oder Credit-Rating\r\nund zu stellenden Sicherheiten der Vertragspartner, Flexibilitäten der Lieferung und Abnahme sowie strikte Re\u0002portingpflichten zur Portfolioentwicklung und zum Risk-Assessment (Vorschlag: quartärlich) definiert werden. Er\u0002gänzend ist der Midstreamer durch die Ausgestaltung als nicht wieder aufzufüllende Sicherheit ohnehin interes\u0002siert, einen etwaigen Schaden zu minimieren. Damit sind die Interessen von KfW und Midstreamer bereits gleich\u0002gerichtet.\r\nFür die KfW wäre das Instrument als Eventualverbindlichkeit zu verstehen, die nicht in voller Höhe haushaltswirk\u0002sam wird. Eine Risikoanalyse zur Ermittlung der Eintrittswahrscheinlichkeit von Garantiefällen würde die \r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 30\r\nerforderliche Rückstellung bestimmen. Für die Bereitstellung der Sicherheit ist es zu erwägen, ob und in welcher \r\nHöhe der Midstreamer eine Risikoprämie zu entrichten hätten.\r\nEs erscheint sinnvoll, das Garantieinstrument an alle Akteure auszustellen, die in der Ausschreibung des CfDs \r\nerfolgreich sind. Die Kombination der Instrumente kann die Differenzen in der Zahlungslücke überbrücken, die \r\nVertragsschließung ermöglichen und die Kosten der CfDs senken. Zusätzlich könnte sich die Höhe der Garantie \r\nauch relativ an der Höhe des Ausschreibungsergebnisses bemessen.\r\n4.5 Mögliche Operationalisierung der Instrumente\r\n4.5.1 Gezielte Förderung von Midstreamer-Rolle durch Teilnahmebedingungen \r\nMidstreamer spielen eine zentrale Rolle im Gasmarkt und werden voraussichtlich auch in einem liquiden Wasser\u0002stoffmarkt als Bindeglied zwischen Erzeugung und Abnahme unverzichtbar sein. Dabei übernehmen sie Risiken, \r\ndie sonst kein anderer Marktakteur tragen kann. Um die Etablierung der Rolle der Midstreamer zu ermöglichen\r\nund den Hochlauf des Wasserstoffmarktes effizient zu gestalten, sollte die Teilnahme an der Förderung an klar \r\ndefinierte Kriterien gebunden sein.\r\nMögliche Teilnahmekriterien könnten folgende Anforderungen umfassen:\r\n• Förderung ausschließlich an Gesellschaften, die als Bindeglied zwischen Erzeuger und Verbraucher\r\nnachweislich klassische Aufgaben von Midstreamer übernehmen können bzw. bereits übernommen ha\u0002ben (Portfoliorisiken, Strukturierung, Transport u. a.)\r\n• Hauptsitz der Gesellschaft im europäischen Wirtschaftsraum (EWR)\r\n• Point of Delivery für den Abnehmer auch innerhalb Deutschlands\r\n• Ausreichendes Credit Rating zur Sicherstellung der Finanzkraft\r\nDie Festlegung klarer Rahmenbedingungen für die Förderung ist entscheidend, um eine effiziente Allokation der \r\nMittel zu gewährleisten. Ziel ist es, die Midstreamer-Rolle zu stärken, den deutschen Wasserstoffmarkt zu stützen \r\nund gleichzeitig ein funktionierendes, marktorientiertes Förderumfeld zu schaffen.\r\n4.5.2 Mögliche Fördermengen und notwendiger Förderbetrag durch ein Instrument zur Schließung der \r\nZahlungslücke\r\nUm dem Gedanken des Portfolioaufbaus durch Midstreamer sowohl Upstream als auch Downstream Rechnung \r\nzu tragen, bedarf es ausreichend großer Losmengen. Gleichzeitig sollte Ziel sein, möglichst mehrere Midstreamer\r\nzu fördern, um auf Dauer auch einen Wettbewerb zwischen verschiedenen Midstreamern zu etablieren. \r\nEs besteht Unsicherheit darüber, wie sich die Kosten und Absatzpreise und demnach die Zahlungslücke für er\u0002neuerbaren und kohlenstoffarmen Wasserstoff entwickeln. Daher wird in der Folge auf Basis von einfachen \r\nexemplarischen Annahmen die mögliche jährliche Fördermenge an Wasserstoff in Abhängigkeit der eingesetzten \r\nfinanziellen Mittel beleuchtet.\r\nBei einem jährlichen Förderbetrag von 1 Mrd. € und unter Annahme einer über den Zeitraum durchschnittlichen\r\nZahlungslücke von 3 €/kg wäre eine jährliche Fördermenge von erneuerbarem Wasserstoff von 11 TWh (~ 333 kt) \r\nmöglich. Dies entspricht in etwa der Wasserstoffmenge, die eine vollständige Dekarbonisierung von zwei bis drei \r\nDRI-Stahlrouten ermöglicht. Für kohlenstoffarmen Wasserstoff ist eine geringere Zahlungslücke von 1,5 €/kg \r\ndenkbar. Daraus ergibt sich in etwa die doppelte jährliche Fördermenge mit 22 TWh (~ 667 kt). Bei einer sich an\u0002ders darstellenden Zahlungslücke, z. B. durch erhöhte Zahlungsbereitschaft, etwa durch Einführung von Quoten \r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 31\r\noder Leitmärkten und sinkende Produktionskosten im Zeitverlauf, verändern sich sowohl die Fördermengen als \r\nauch die notwendigen Förderbeträge. Genau dieser Unsicherheit tragen die CfD-Instrumente Rechnung, um eine \r\nÜber- oder Unterförderung zu vermeiden.\r\n4.5.3 Finanzierungsmöglichkeiten\r\nDie Bewertung und Ausgestaltung der Finanzierung der vorgeschlagenen Instrumente war nicht im Fokus dieses \r\nImpulspapiers. Letztlich erfordert dies eine politische Abwägung und kann je nach politisch gewünschter Kosten\u0002verteilung unterschiedlich erfolgen. Grundsätzlich könnten bspw. eine direkte Finanzierung aus dem Staatshaus\u0002halt, eine Umlagenfinanzierung (mit zeitlichem Armortisationskonto) oder als ergänzende Option steuerliche Ent\u0002lastungen als Finanzierungsmechanismen in Erwägung gezogen werden. Sollte sich das Instrument erfolgreich \r\netablieren und ein Markthochlauf erfolgen, kann perspektivisch auf weitere Förderinstrumente verzichtet werden.\r\n4.5.4 Genehmigungsfähigkeit und Ausschreibungsumsetzung (Luther)\r\nDie Förderinstrumente tragen zu energie- und industriepolitischen Zielen der EU bei. Beihilfen im Energiesektor \r\nmit Ziel der Dekarbonisierung industrieller Produktionsprozesse prüft die EU-Kommission grundsätzlich auf \r\nGrundlage ihrer Leitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz und Energiebeihilfen 2022 (2022/C 80/01, Leitli\u0002nien) oder dem Beihilferahmen für den Deal für eine saubere Industrie (C/2025/3602, Beihilferahmen). Dabei be\u0002steht Unsicherheit, ob die Förderinstrumente unter Leitlinien oder Beihilferahmen subsumiert werden können, da \r\nLeitlinien und Beihilferahmen auf die Förderung von Investitionen in umweltfreundliche Technologie und Produk\u0002tion Upstream und Downstream zielen, wobei Betriebskosten in diesem Zusammenhang mitgefördert werden\r\nkönnen. Die Midstreamer investieren mit den vorgeschlagenen Instrumenten jedoch nicht direkt in eine Techno\u0002logie oder umweltfreundliche Produktion, die CO2 einspart, sondern bezahlen die Investitionen der Produzenten \r\nbspw. in Elektrolysekapazitäten über Leistungspreise. Dies kann ggf. dazu führen, dass die EU-Kommission För\u0002derinstrumente speziell für Midstreamer am Maßstab des EU-Primärrechts, Art.107 Abs. 3 c) AEUV, prüfen würde, \r\nwas größere Hürden zur Folge haben könnte.\r\nFür eine erfolgreiche Genehmigung ist u. a. sicherzustellen, dass \r\n− die Förderinstrumente der Entwicklung eines Wirtschaftszweigs dienen und den Beihilfeempfängern An\u0002reiz bieten, eine Tätigkeit auszuüben, die sie ohne Beihilfe nicht ausüben würden\r\n− Förderinstrumente nicht gegen EU-Recht verstoßen, insbesondere diskriminierungsfrei ausgestaltet \r\nsind,\r\n− Förderinstrumente erforderlich und geeignet sind, das Förderziel zu erreichen (und zwar besser als an\u0002dere oder alternative Instrumente)\r\n− Förderung angemessen ist und nicht zu einer Überförderung führen\r\n− Förderinstrument einem „Balancing-Test“ standhalten muss, d.h. positive Auswirkungen der Beihilfe \r\nmüssen den negativen Auswirkungen überwiegen\r\nIm Weiteren ist politisch abzuwägen, auf welche regulatorische Qualität von Wasserstoff der Fokus gelegt wird \r\nund ein Förderinstrument auch entsprechend darauf vorzugsweise ausgelegt wird und welche Voraussetzungen \r\nes ggf. aus der Genehmigungsfähigkeit gibt. Im Anwendungsbereich des Clean Industrial Deal State Aid Frame\u0002work der EU immer eine mindestens 30%ige Förderung von erneuerbaren Wasserstoff erforderlich.4\r\nIm Rahmen \r\nvon Gesprächen zur Genehmigung durch die EU-Kommission ist zu eruieren, inwiefern separate Ausschreibungen \r\n4 siehe Clean Industrial Deal State Aid Framework, 4.2. (74)\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 32\r\nfür erneuerbaren und kohlenstoffarmen Wasserstoff erfolgen können oder eine Gesamtausschreibung mit einem\r\nMindestanteil von 30% erneuerbarem Wasserstoff anzustreben ist.\r\nEine effiziente Umsetzung der Förderung erfordert die Organisation zielgenauer Ausschreibungen. Eine staatliche \r\nInstanz bzw. ein damit beauftragter Projektträger ist für die sachgerechte Abwicklung und Monitoring über den \r\nVertragszeitraum zwingend erforderlich.\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 33\r\n5 Zusammenfassung\r\nFür den erfolgreichen Wasserstoffmarkthochlauf braucht es verlässliche infrastrukturelle und möglichst pragma\u0002tische regulatorische Rahmenbedingungen. Darüber hinaus bedarf es vor allem einer Überbrückung der Zah\u0002lungslücke zwischen Produktionskosten und Zahlungsfähigkeit der Endverbraucher, sowie einer staatlichen \r\nÜbernahme von Risiken, die für Marktakteure in den ersten Markthochlaufphasen nicht tragbar sind.\r\nMidstreamer können einen wesentlichen Beitrag zur langfristigen Etablierung und Verstetigung von Marktstruktu\u0002ren als Bindeglied zwischen Produktion und Abnahme leisten. Sie werden Infrastrukturen buchen und nutzen, \r\nStandardprodukte (weiter)entwickeln und langfristige Kundenbeziehungen aufbauen. Doch auch wenn Midstrea\u0002mer im Portfolio Risiken besser als auf Einzelprojektebene managen können, sind die zentralen Herausforderun\u0002gen auch für Midstreamer nicht ohne Anschubunterstützung möglich.\r\nEntsprechend wurden in diesem Impulspapier verschiedene Instrumente für die Schließung der Zahlungslücke\r\nund eine First Loss Guarantee auf Portfolioebene diskutiert. \r\nInstrument 1: Überwindung der Zahlungslücke \r\nEs wurden verschiedene Instrumente, die eine Überwindung der Zahlungslücke ermöglichen, miteinander vergli\u0002chen. Die Instrumente reichen von fixen Prämien bzw. fixen Budgets bis zu unterschiedlichen Ausgestaltungen \r\nvon Contracts for Difference (CfD). Dabei eröffnen manche Instrumente auch die Nutzung von Synergien, die sich \r\nbei einem Portfolio aus mehreren Verträgen auf der Einkaufs- und Verkaufsseite ergeben, und zielen nicht nur \r\nsingulär auf einzelne bilaterale Liefer-/Abnahmeverträge ab. Die Bewertung und der Vergleich der verschiedenen \r\nInstrumente basiert auf den Kriterien der Effektivität, Fördereffizienz, Budget-Planungssicherheit für den Staat \r\nund Kompatibilität mit bestehenden Förderinstrumenten. Zudem erfolgte eine Differenzierung nach kohlenstoff\u0002armem und erneuerbarem Wasserstoff. Die Teilnehmer an dem Mechanismus müssten stets wettbewerblich \r\nüber eine Ausschreibung ermittelt werden. \r\nFür kohlenstoffarmen Wasserstoff ergibt sich als vorzugswürdiges Instrument ein CfD mit direktem Gebot \r\nauf die maximal vom Staat zu tragende Zahlungslücke (Gap Cap) mit einer Mengenbedingung. Bei diesem \r\nKonzept wird in einer wettbewerblichen Auktion auf eine maximal vom Staat zu finanzierende Zahlungslücke (Gap \r\nCap) zwischen Produktionskosten und Midstream Aufwand (Strukturierung, Transportkosten, etc.) auf der einen \r\nSeite und dem Verkaufserlös auf der anderen Seite geboten. Bei kohlenstoffarmem Wasserstoff ist davon auszu\u0002gehen, dass sowohl in den Beschaffungsverträgen als auch in den Abnahmeverträgen eine Erdgas- und ETS-Inde\u0002xierung des Preises eine Rolle spielen wird, sodass sich die beiden Seiten in gewissem Maße gleichförmig in der \r\nZukunft bewegen dürften. Entscheidend ist die Differenz zwischen beiden Positionen, woraus sich die erwartete \r\nZahlungslücke (Gap) ergibt (s. Abbildung 23). Im Rahmen einer Auktion bieten nun verschiedene Wettbewerber\r\nein maximales Gap (Gap Cap) für eine bestimmte Menge (s. Abbildung 24).\r\nAbbildung 23: CfD mit Gap Cap-Ausgestaltung Abbildung 24: CfD mit Gap Cap-Fördervolumen\r\nDie in den Markt zu bringende Menge liegt in einem definierten relativen Mengenkorridor (Mindest- und Maximal\u0002menge, s. Abbildung 25), der sich über den Vertragszeitraum verengt. So wird hohen Unsicherheiten zu Beginn \r\nhinsichtlich der Menge Rechnung getragen und zugleich ein Hochlauf des Portfolios ermöglicht. Die niedrigsten \r\nGap-Cap-Gebote erhalten den Zuschlag bis zur Ausschöpfung des zur Verfügung gestellten Fördervolumens. Der \r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 34\r\nStaat erstattet innerhalb des Förderzeitraums maximal den tatsächlichen für das Portfolio nachgewiesenen jähr\u0002lich ermittelten Gap bis zur gebotenen Höchstgrenze (Gap Cap). Dreht sich das Vorzeichen des Gaps innerhalb \r\ndes Förderzeitraums um, zahlt der Marktakteur den Überschuss an den Staat zurück. Den Ausgleich der Zahlungs\u0002lücke erhält der erfolgreiche Bieter nur für Mengen bis zur jährlichen Mengenhöchstgrenze. Unterschreitet der \r\nMarktakteur seine jährliche Mindestmenge, wird eine Pönale fällig. \r\nAbbildung 25: Verlauf der Menge Abbildung 26: Anreizmechanismus \r\nUm die Interessen von Staat (möglichst wenig Förderung) und Marktakteur (Gewinnerzielung) auch nach Zuschlag \r\nbei der Auktion gleichzurichten, erhält der Marktakteur einen Anreiz, das tatsächliche Gap möglichst klein zu hal\u0002ten bzw. das Vorzeichen umzukehren (s. Abbildung 26). Dies sichert einen Anreiz für harte Verhandlungen sowohl \r\nauf der Einkaufs- als auch auf der Verkaufsseite.\r\nFür erneuerbaren Wasserstoff hat sich ein CfD auf Basis eines fixen Gebots für die Beschaffungsseite und \r\nindexierten Referenzpreises auf der Absatzseite mit einer Mengenbedingung als vorzugswürdiges Instru\u0002ment gegenüber anderen Alternativen bei der Bewertung herauskristallisiert. Der Vorteil dieses Instruments für \r\nerneuerbaren Wasserstoff im Vergleich zum zuvor für kohlenstoffarmen Wasserstoff vorgestellten Instrument \r\nergibt sich im Wesentlichen dadurch, dass bei der Erzeugung von erneuerbaren Wasserstoff auf der Abnehmer\u0002seite Erdgas inkl. ETS-Kosten auch eine Referenz im Sinne von Opportunitätskosten für den Abnehmer darstellen.\r\nJedoch stehen diese auf der Produktionsseite nicht im Einklang mit den Herstellungskosten, die durch Strom\u0002preise bzw. oft fixe PPA-Preise bestimmt werden. Dementsprechend kann ein CfD sinnvoller sein, der den erwar\u0002teten Einkaufspreis sowie Aufwendungen für Strukturierung und Transportkosten auf der einen Seite abdeckt, auf \r\nder anderen Seite aber ein vorgegebener Referenzpreis steht, der sich aus Erdgaspreis- und ETS-Indexierung \r\nergibt. Die vom Staat zu erstattende Differenz ergibt sich aus dem gebotenen Strike-Preis und dem Maximum von \r\ntatsächlich erlöstem Verkaufspreis und Referenzpreis (s. Abbildung 27). Zuschlagskriterium im Rahmen der Auk\u0002tion ist der niedrigste gebotene Strike-Preis (s. Abbildung 28). \r\nAbbildung 27: CfD Upstream-Ausgestaltung Abbildung 28: CfD Upstream-Fördervolumen\r\nFür die gebotenen Mengen schlagen wir ebenfalls eine zulässige Abweichung vor, die im Zeitverlauf geringer wird, \r\num sinkenden Risiken in späteren Marktphasen Rechnung zu tragen. Den Ausgleich der Zahlungslücke erhält der \r\nerfolgreiche Bieter nur für Mengen bis zur jährlichen Mengenhöchstgrenze. Unterschreitet der Marktakteur seine \r\njährliche Mindestmenge, wird ebenfalls eine Pönale fällig. Dreht sich das Vorzeichen der Zahlungslücke innerhalb \r\ndes Förderzeitraums, zahlt der Marktakteur den Überschuss an den Staat zurück. Um die Interessen von Staat \r\n(möglichst wenig Förderung) und Marktakteur (Gewinnerzielung) auch nach Zuschlag bei der Auktion gleichzu\u0002richten, erhält der Marktakteur einen Anreiz, die tatsächliche Zahlungslücke möglichst klein zu halten bzw. das \r\nVorzeichen umzukehren. Dies sichert einen Anreiz für harte Verhandlungen auf der Verkaufsseite.\r\n2030 2035 2040 2045 Menge [t/a]\r\nmin. Menge Planmenge max. Menge\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 35\r\nInstrument 2: Garantieinstrumente zur Teil-Absicherung des Midstreamer-Portfolios\r\nAufgrund des aktuellen Stands des Hochlaufs des Wasserstoffmarktes und der -infrastruktur bestehen weiterhin \r\nstrukturelle Herausforderungen, die Vertragsschlüsse verhindern oder erschweren und die Preise erhöhen. Ein \r\nGarantieinstrument kann dabei helfen, Risiken zu reduzieren und Vertragsschlüsse zu ermöglichen. \r\nEin effektives Mittel ist ein Portfolio-Garantieinstrument, das nicht einzelne Projekte oder bilaterale Verträge, son\u0002dern einen kleineren Teil eines größeren Portfolios besichert. Das Garantieinstrument wird dabei als Hebel ge\u0002nutzt, der erst das größere Portfolio ermöglicht (s. Abbildung 29). Akteure wie Midstreamer bieten den Vorteil, \r\ndass sie ein solches Portfolio bereitstellen und durch dieses bereits viele Risiken selbst beherrschen können. So\u0002mit kann das Garantieinstrument auf die wesentlichen Herausforderungen, wie Insolvenzen oder Zahlungsaus\u0002fälle der Vertragspartner und unplanmäßige Verzögerungen bei der Bereitstellung von Infrastruktur (z. B. Trans\u0002portnetz), beschränkt werden und stellt keine uneingeschränkte Risikoübernahme dar. Eigene Pflichtverletzun\u0002gen oder Preisänderungen (sowie weitere Ereignisse) sind nicht durch die Garantie abgedeckt und durch den Mi\u0002dstreamer selbst zu tragen.\r\nAbbildung 29: Garantieinstrument zur Teil-Absicherung des Portfolios\r\nDer Midstreamer erhält strenge Auflagen und Anforderungen an die Vertragspartner und die Vertragsgestaltung, \r\num die Risiken zu minimieren, Schäden vorzubeugen und potenziell bestmöglich selbst zu lösen/minimieren (z. B. \r\nwenn möglich durch Ersatzbeschaffung).\r\nDie Ausgestaltung könnte sich an der „First Loss Portfolio Guarantee“ des European Investment Fund orientieren \r\n[4]. Die KfW könnte dabei einen geeigneten Sicherheitengeber für ein solches Instrument darstellen. Die zu stel\u0002lende Sicherheit würde auf einen Teil des abzusichernden Portfolios begrenzt, beispielsweise einen festgelegten \r\nProzentsatz (z. B. 10 – 20 %) oder alternativ auf einen absoluten Betrag. Sollte ein Garantiefall eintreten, greift \r\nzunächst die Garantie der KfW (First Loss) und deckt den Verlust ab (z.B. 100 % Abdeckung). Übersteigt der Ga\u0002rantiefall das Volumen der Garantie, ist der Midstreamer für den restlichen Schaden verantwortlich. Die Garantie \r\nwäre insgesamt in der Höhe begrenzt, zeitlich befristet und als Eventualverbindlichkeit nur bedingt haushaltswirk\u0002sam.\r\nUm Vertragsschlüsse zu ermöglichen und die Kosten des CfDs zu senken, sollte das Garantieinstrument in Kom\u0002bination mit dem CfD vergeben werden. Dabei wäre es sinnvoll, die Höhe der Garantiesumme an das Ausschrei\u0002bungsergebnis und die Höhe des CfDs zu koppeln und einen relativen Anteil davon absichern. \r\nOperationalisierung\r\nUm die Etablierung der Rolle der Midstreamer zu ermöglichen und den Hochlauf des Wasserstoffmarktes effizient \r\nzu gestalten, sollte die Teilnahme an der Förderung an klar definierte Kriterien gebunden sein. Mögliche Teilnah\u0002mekriterien könnte die Übernahme von Dienstleistungen, zwischen Erzeuger und Verbraucher, also nachweislich \r\ndie Übernahme von klassischen Midstream-Aufgaben (Portfoliorisiken, Strukturierung, Transport u. a.) sein. Um \r\ndie Nutzung der Förderung für den Hochlauf der deutschen Wasserstoffwirtschaft sicherzustellen, sind weitere \r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 36\r\nKriterien wie der Point of Delivery für die Abnehmer des geförderten Portfolios innerhalb Deutschlands sowie ein \r\nausreichendes Credit Rating zur Sicherstellung der Finanzkraft sinnvoll.\r\nBei einem jährlichen Förderbetrag von 1 Mrd. € und unter Annahme einer über den Zeitraum durchschnittlichen\r\nZahlungslücke von 3 €/kg wäre eine jährliche Fördermenge von erneuerbarem Wasserstoff von 11 TWh (~ 333 kt) \r\nmöglich. Dies entspricht in etwa der Wasserstoffmenge, die eine vollständige Dekarbonisierung von zwei bis drei \r\nDRI-Stahlrouten ermöglicht. Für kohlenstoffarmen Wasserstoff ist eine geringere Zahlungslücke von 1,5 €/kg \r\ndenkbar. Daraus ergibt sich in etwa die doppelte jährliche Fördermenge mit 22 TWh (~ 667 kt). Bei einer sich an\u0002ders darstellenden Zahlungslücke, z. B. durch erhöhte Zahlungsbereitschaft und sinkende Produktionskosten im \r\nZeitverlauf, verändern sich sowohl die Fördermengen als auch die notwendigen Förderbeträge. In Kombination \r\nz.B. mit einer Quotenreglung bzw. einem Leitmarkt würden sich die Förderkosten tendenziell verringern. Genau \r\ndieser Unsicherheit tragen die CfD-Instrumente Rechnung, um eine Über- oder Unterförderung zu vermeiden. \r\nDie Finanzierung von CfDs im Wasserstoffmarkt kann je nach politisch gewünschter Kostenverteilung unter\u0002schiedlich erfolgen. Es können eine direkte Finanzierung aus dem Staatshaushalt, eine Umlagenfinanzierung (mit \r\nzeitlichem Armotisationskonto) oder als ergänzende Option steuerliche Entlastungen als zusätzliche Finanzie\u0002rungsmechanismen in Erwägung gezogen werden. Sollte sich das Instrument erfolgreich etablieren, kann per\u0002spektivisch auf weitere Förderinstrumente verzichtet werden.\r\nDie vorgeschlagenen Instrumente tragen zu energie- und industriepolitischen Zielen der EU bei. Dennoch sind auf \r\nEU-Ebene genehmigungsrechtliche Hürden zu nehmen. Dabei ist politisch abzuwägen auf welche regulatorische \r\nQualität von Wasserstoff der Fokus gelegt wird (erneuerbarer oder kohlenstoffarmer). Diese Entscheidung beein\u0002flusst, auf welche regulatorische Qualität ein Förderinstrument vorzugsweise ausgelegt wird. Dabei sind Voraus\u0002setzungen der Genehmigungsfähigkeit zu berücksichtigen. Im Rahmen der Genehmigung durch die EU-Kommis\u0002sion ist entsprechend zu eruieren, inwiefern separate Ausschreibungen für erneuerbaren und kohlenstoffarmen\r\nWasserstoff erfolgen können oder eine Gesamtausschreibung mit einem Mindestanteil von erneuerbarem Was\u0002serstoff anzustreben ist.\r\nEine effiziente Umsetzung der Förderung erfordert neben den finanziellen Mitteln auch die Organisation umfang\u0002reicher Ausschreibungen. Eine staatliche Instanz bzw. ein damit beauftragter Projektträger ist für die sachge\u0002rechte Abwicklung und das Monitoring über den Vertragszeitraum erforderlich.\r\nFazit\r\nDie erarbeiteten Ideen und Vorschläge zur Überwindung zweier zentraler Hemmnisse beim Wasserstoffhochlauf \r\nbieten die Chance den Markthochlauf staatlich effizient zu unterstützen. Durch staatliche Unterstützung in frühen \r\nMarktphasen und Etablierung aller Marktrollen kann langfristig ein liquider Markt entstehen. \r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 37\r\nAbbildungsverzeichnis\r\nAbbildung 1: Instrumentenentwicklung für Wasserstoff-Markthochlauf ........................................................... 5\r\nAbbildung 2: Wertschöpfungskette der Wasserstoffwirtschaft......................................................................... 6\r\nAbbildung 3: Marktliquidität Wasserstoff im Zeitverlauf (Anlehnung an das BDEW-Modell [3]) ........................... 8\r\nAbbildung 4: Schließung des Gaps Zahlungsbereitschaft vs. Produktionskosten im Zeitverlauf ......................... 9\r\nAbbildung 5: CfD fixe Menge Upstream-Ausgestaltung...................................................................................18\r\nAbbildung 6: CfD fixe Menge Upstream-Fördervolumen .................................................................................18\r\nAbbildung 7: Abbildung des Anreizmechanismus für einen hohen Verkaufspreis .............................................19\r\nAbbildung 8: CfD fixe Menge Downstream- Ausgestaltung..............................................................................20\r\nAbbildung 9: CfD fixe Menge Downstream- Fördervolumen ............................................................................20\r\nAbbildung 10: Verlauf der Menge inkl. Cap & Floor .........................................................................................20\r\nAbbildung 11: CfD mit Gap Cap-Ausgestaltung..............................................................................................21\r\nAbbildung 12: CfD mit Gap Cap-Fördervolumen ............................................................................................21\r\nAbbildung 13: Anreizregelung Fall 1...............................................................................................................22\r\nAbbildung 14: Anreizregelung Fall 2...............................................................................................................22\r\nAbbildung 15: Anreizregelung Fall 3...............................................................................................................22\r\nAbbildung 16: Vergütung der fixen Prämie .....................................................................................................23\r\nAbbildung 17: Fördervolumen der fixen Prämie..............................................................................................23\r\nAbbildung 18: Einspeisevergütung ................................................................................................................23\r\nAbbildung 19: Risiko- & Aufgabenverteilung zwischen Marktakteur und Staat ..................................................25\r\nAbbildung 20: Bewertung der Instrumente zur Schließung der Zahlungslücke ..................................................26\r\nAbbildung 21: Kompatibilität der diskutierten Instrumente mit bestehenden Förderinstrumenten ....................28\r\nAbbildung 22: Garantieinstrument zur Teil-Absicherung des Portfolios............................................................29\r\nAbbildung 23: CfD mit Gap Cap-Ausgestaltung..............................................................................................33\r\nAbbildung 24: CfD mit Gap Cap-Fördervolumen ............................................................................................33\r\nAbbildung 25: Verlauf der Menge ..................................................................................................................34\r\nAbbildung 26: Anreizmechanismus ...............................................................................................................34\r\nAbbildung 27: CfD Upstream-Ausgestaltung..................................................................................................34\r\nAbbildung 28: CfD Upstream-Fördervolumen ................................................................................................34\r\nAbbildung 29: Garantieinstrument zur Teil-Absicherung des Portfolios............................................................35\r\nTabellenverzeichnis\r\nTabelle 1: Übersicht Herausforderungen inkl. geeignete Instrumentenart........................................................17\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 38\r\nAbkürzungsverzeichnis\r\nBET BET Consulting GmbH\r\nBMWE Bundesministerium für Wirtschaft und Energie\r\nBNetzA Bundesnetzagentur\r\nCfD Contracts for Difference\r\nEE Erneuerbare Energien \r\nEU-ETS EU-Emissionshandel \r\nEWR europäischer Wirtschaftsraum\r\nFID Final Investment Decision\r\nHPA Hydrogen Purchase Agreement\r\nHSA Hydrogen Supply Agreement\r\nIPCEI Important Projects of Common European Interest \r\nKfW Kreditanstalt für Wiederaufbau\r\nKSV Klimaschutzverträge\r\nKYC Know Your Customer\r\nLNG Liquefied Natural Gas\r\nRED Renewable Energy Directive\r\nRFNBO Renewable Fuels of Non-Biological Origin\r\nWaKANDA Wasserstoff Kapazitäten Grundmodell und Abwicklung des Netzzugangs\r\nWASABI Wasserstoff Ausgleichs- und Bilanzierungsgrundmodell\r\nMidstreamer als Enabler des Wasserstoffhochlaufs: Herausforderungen, Möglichkeiten und Instrumente 39\r\n6 Literaturverzeichnis\r\n[1] EWI & BET. (09 2025). Energiewende. Effizient. Machen. – Monitoringbericht zum Start der 21. Legislaturperi\u0002ode, im Auftrag des Bundesministerium für Wirtschaft und Energie\r\n[2] Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (09 2025) Klimaneutral werden – wettbewerbsfähig bleiben. Von\r\nhttps://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/J-L/klimaneutral-werden-wettbe\u0002werbsfaehig-bleiben.pdf?__blob=publicationFile&v=24\r\n[3] BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserstoffwirtschaft e.V. (07 2023). Diskussionspapier für ein Markt\u0002design Wasserstoff \r\n[4] EIF. (11 2024). InvestEU Guarantee Products. Von https://engage.eif.org/investeu/guarantees"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023018","regulatoryProjectTitle":"Anwendung hochwertiger, internationaler CO2-Zertifikate im europäischen Emissionshandelssystem","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1c/4f/706417/Stellungnahme-Gutachten-SG2603130020.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Anwendung hochwertiger, internationaler CO2-Zertifikate im europäischen Emissionshandelssystem\r\n\r\nFlexibilität schaffen: Internationale CO2-Zertifikate als Hebel für die EU-Klimaziele\r\n\r\nDie EU hat sich verpflichtet, ihre Treibhausgasemissionen bis 2040 um 90 % gegenüber 1990 zu reduzieren. Um die wirtschaftliche Tragfähigkeit dieser ambitionierten Ziele zu sichern, sieht die EU-Kommission eine Flexibilität von bis zu 5 % vor, die durch die Nutzung internationaler, hochwertiger CO2-Zertifikate nach Art. 6.4 des Pariser Abkommens ab 2036 ermöglicht werden soll. Zudem ist eine europäische Pilotphase für den Zeitraum 2031 bis 2035 angekündigt. Auch der Koalitionsvertrag der Bundesregierung sieht vor, das nationale 2040-Ziel durch begrenzt anrechenbare internationale CO₂-Minderungen zu ergänzen. Entscheidend wird sein, dass diese Flexibilitätsoption wirtschaftliche Entlastung dort schafft, wo Unternehmen heute besonders stark durch die komplexe europäische Klima- und Nachhaltigkeitsregulierung belastet sind.\r\n\r\nCOP29 und COP30 haben die Operationalisierung des Art. 6.4 Mechanismus (Paris Agreement Crediting Mechanism, PACM) beschlossen. Dieser wird von der UN Supervisory Body verwaltet und soll als „Qualitätsboden“ für internationale und freiwillige Märkte dienen. Standards der freiwilligen Kohlenstoffmärkte (VCM – Voluntary Carbon Markets) wie Gold Standard und Verra sind grundsätzlich kompatibel, aber eine formale Anerkennung als Art. 6.4-konform erfordert zusätzliche Prüfungen und Host-Country-Zustimmung (Korrespondenzanpassung). Dabei ist ein klarer globaler Trend zu erkennen: das Vertrauen in die etablierten Märkte steigt wieder, da Art. 6.4 Governance Transparenz und Integrität bringt. Die Stabilisierung erfolgt zudem mit der diesjährigen Einführung von Core Carbon Principles durch den Integrity Council for Voluntary Carbon Markets (ICVCM), der Tokenisierung und durch digitale Plattformen.\r\n\r\nMomentan ist die Nutzung von hochwertigen CO2-Zertifikaten im EU ETS ausgeschlossen, obwohl die Brücke zwischen VCM und EU ETS politisch gewollt ist, Art. 6.4 könnte mittelfristig, d.h. in der angedachten Pilotphase 2031 bis 2035, als „Qualitätsfilter“ dienen, bevor ab 2036 eine Öffnung des ETS für hochwertigen CO2-Zertifikaten kommt.\r\n\r\nKosten senken, Wettbewerbsfähigkeit sichern: Integration in den EU ETS jetzt vorbereiten\r\n\r\nDie Integration internationaler, hochwertiger CO2-Zertifikate in den EU-Emissionshandel (ETS I und II) ist der effizienteste, ökologisch integre und sozial ausgewogene Ansatz. Sie ermöglicht es, die EU-Klimaziele kostengünstiger zu erreichen und stärkt gleichzeitig Wettbewerbsfähigkeit und Bezahlbarkeit. Da der Grenznutzen jedes eingesetzten Euros zur Emissionsminderung in vielen Partnerländern deutlich höher ist als innerhalb der EU, erzielen internationale Projekte größere Klimawirkung bei geringeren Kosten.\r\n\r\nDie Nutzung internationaler Zertifikate senkt insbesondere die Kosten für die letzten, teuersten Dekarbonisierungsschritte, vermeidet Carbon Leakage und stärkt die globale Klimafinanzierung. Sie schafft Transparenz, Marktliquidität und verlässlich Governance-Strukturen für hochwertige Zertifikate. So verhindert sie auch Fragmentierung, die durch Schaffung paralleler Systeme entstehen würde. Auch das Tony Blair Institute for Global Change empfiehlt daher, die [5-%-Flexibilität] direkt in den EU ETS zu integrieren.\r\n\r\nInternationale Zertifikate im ETS schützt Arbeitsplätze in energieintensiven Branchen, ermöglichen Investitionen in neue Technologien – in Europa und weltweit – und fördern globale Klima- und Entwicklungsgerechtigkeit durch die Finanzierung von Projekten im Globalen Süden. Sie schaffen damit eine klare Triple-Win-Situation:\r\n\r\n1) Klimanutzen: Projekte erzielen reale und messbare Emissionsminderung.\r\n2) Entwicklung: Kapital fließt in Länder, die zusätzlich Investitionen benötigen.\r\n3) Wirtschaft: Unternehmen erhalten kosteneffiziente und flexible Dekarbonisierungsoptionen.\r\n\r\nStudien schätzen, dass der Markt für hochwertige internationale Zertifikate bis 2040 ein Volumen von 30–50 Milliarden Euro erreichen könnte, bei einer jährlichen Nachfrage von 200–300 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalent. Das zeigt das wirtschaftliche Potenzial eines klar regulierten und integrierten Marktmechanismus. Besonders wichtig ist die direkte Einbindung der Unternehmen und der Privatwirtschaft: Sie erfüllen ihre Compliance-Pflichten und finanzieren gleichzeitig reale Emissionsreduktionen.\r\n\r\nPilotphase nutzen: Technische CDR-Zertifikate als Startpunkt für eine skalierbare Lösung\r\n\r\nDie angekündigte Pilotphase sollte genutzt werden, um erste internationale Zertifikate für die am stärksten von der komplexen europäischen Klima- und Nachhaltigkeitsregulierung betroffenen Unternehmen bei deren Compliance-Erfüllung im ETS anwendbar zu machen. Dabei sollten Zertifikate für technische Kohlenstoffentnahmen (technical CDR – Carbon Dioxide Removal) den Start bilden, da diese am leichtesten mess-, bericht- und verifizierbar sind. Im Anschluss können mit fortlaufender Pilotphase weiter Zertifikate in die Anwendung gebracht werden, u.a. aus biogenen CDR-Projekten und aus integren naturbasierten Projekten. Bereits jetzt sollten Unternehmen und Regierungen strategische Kooperationen mit Partnerländern aufbauen, sowohl auf kommerzieller Ebene als auch im Rahmen von Government-to-Government-Abkommen. So können frühzeitig Projekte nach Art. 6.4 initiiert werden. Länder wie die Schweiz und Japan gehen bereits erfolgreich voran.\r\n\r\nSEFE ist ein langfristig ausgerichtetes Plattform-Unternehmen, das Angebot und Nachfrage in Bereichen wie Energie, Versorgungssicherheit, Infrastruktur, Nachhaltigkeits- und Transformationslösungen verbindet. Wir sind davon überzeugt, dass die Integration hochwertiger, internationaler CO2-Zertifikate in das europäische Emissionshandelssystem die wirtschaftliche Stabilität stärkt und gleichzeitig hilft, die ambitionierten Klimaziele zu erreichen. Mit unserer langjährigen Erfahrung auf den freiwilligen Kohlenstoffmärkten und unserem Engagement für die Dekarbonisierung unterstützen wir die Bundesregierung bei der Umsetzung der fünfprozentigen Flexibilität."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-12-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023018","regulatoryProjectTitle":"Anwendung hochwertiger, internationaler CO2-Zertifikate im europäischen Emissionshandelssystem","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1d/9e/706436/Stellungnahme-Gutachten-SG2603160020.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"March 2026\r\n\r\nJoint Statement\r\n\r\nEurope’s competitiveness and energy security hinge upon a strong and stable EU ETS\r\nAt the European Leaders Summit in Alden Biesen, the EU-27 Heads of State and Government reaffirmed that Europe’s energy transition remains the best strategy to achieve long-term strategic autonomy and low energy prices. Yet, some leaders suggested Europe must intervene now and backtrack on its flagship climate change instrument – the EU Emission Trading System.\r\n\r\nEurope’s competitiveness and energy security require the fast deployment of more clean energy and industrial decarbonisation solutions. Stable and credible policy instruments like the EU ETS are the bedrock for such investments. The EU ETS provides an efficient, market-based, and technology-neutral signal guiding industry’s capital allocation, risk management and industrial transformation.\r\n\r\nIt is important to recall a simple fact, however: the EU ETS works. Combined with marginal pricing in electricity markets, it provides a clear signal that prioritises the dispatch of clean energy in real time and incentivises investment in low-carbon technologies. Since 2005, emissions in ETS-covered sectors have fallen by 50% while economic output has grown by 71%, proving that decarbonisation and competitiveness go hand-in-hand. The EU ETS has been instrumental in driving Europe’s push for clean energy, while reducing dependency on fossil fuel imports.\r\n\r\nEurope should not repeat the mistakes from the energy crisis when ad hoc interventions in core market fundamentals undermined investments in competitive electricity assets and industrial decarbonisation projects. Undermining the EU ETS or introducing short-term corrective interventions will raise the cost of capital and delay Final Investment Decisions for clean energy projects. Such instability would undermine the bankability of clean energy and industrial decarbonisation projects — investments needed to lower European energy system costs, strengthen energy security, and enhance Europe’s competitiveness.\r\n\r\nAt a time of geopolitical instability and industrial transformation, concerns about energy prices and competitiveness are legitimate and must be addressed. This is where the upcoming EU ETS review can provide a way forward: a targeted update of selected ETS parameters can enhance predictability and address emerging competitiveness concerns, while preserving the system’s integrity and long-term investment signal. With approximately €43 billion generated in 2025 alone, the ETS also offers a powerful opportunity to further reinforce competitiveness through strategic revenue recycling into industrial decarbonisation. Strengthened by the Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), the EU ETS is a powerful tool for Member States to strategically invest in Europe’s long-term competitiveness, as highlighted by Mario Draghi in his European Competitiveness Report.\r\n\r\nRegulatory stability remains fundamental to drive investments and financing across Europe’s electricity sector and industrial value chains. We call on European Leaders to stay the course on the EU ETS for Europe’s energy security and industrial competitiveness amidst this dynamic geopolitical context."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-03-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024300","regulatoryProjectTitle":"Winter Hedging Service - Positionspapier zur kosteneffizienten Implementierung der Strategischen Erdgasreserve in Deutschland","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0a/12/734709/Stellungnahme-Gutachten-SG2605060016.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":"Positionspapier\r\nWINTER HEDGING SERVICE:\r\nDIE KOSTENEFFIZIENTE IMPLEMENTIERUNG DER STRATEGISCHEN ERDGASRESERVE IN DEUTSCHLAND\r\n \r\nINHALTSVERZEICHNIS\r\n1\tExecutive Summary\t3\r\n2\tDeutscher Erdgasmarkt: Ökonomische und strukturelle Rahmenbedingungen\t4\r\n2.1\tGeopolitische Einflüsse\t4\r\n2.2\tPhysische Erdgasversorgung in Deutschland\t4\r\n2.3\tVoraussetzungen im Zusammenhang mit der Erdgas‑Pipelineinfrastruktur\t4\r\n2.4\tGasspeicher: Zukünftige Rolle bei der Sicherstellung der Versorgung\t4\r\n2.5\tErdgas‑Preisentwicklung und regulatorische Einflüsse\t5\r\n3\tEnergiepolitik: Marktrahmen für die Versorgungssicherheit und Instrumente\t5\r\n3.1\tRegelungen auf europäischer Ebene\t5\r\n3.2\tRegelungen auf deutscher Ebene\t6\r\n3.3\tFavorisierte Instrumente zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit\t6\r\n4\tKernelemente der Strategischen Erdgasreserve\t7\r\n4.1\tEinsatzzweck\t7\r\n4.2\tDimensionierung\t7\r\n4.3\tBefüllungsmodalitäten\t8\r\n4.4\tFinanzierung\t8\r\n4.5\tFreigabevoraussetzungen und Nutzung der Reserve\t9\r\n5\tDer Winter Hedging Service: Kostenkontrolle für die Implementierung der Strategischen Erdgasreserve\t9\r\n5.1\tAusgangslage\t9\r\n5.2\tWirkweise des Winter Hedging Service\t10\r\n5.3\tErforderliche Anpassungen der Gasbilanzierungsregelungen\t10\r\n5.4\tAbschließende Bewertung des Vorschlags\t11\r\n \r\n1\tExecutive Summary\r\nMit dem Auslaufen der europäischen und nationalen Regelungen zur Gasspeicherbefüllung ab dem Jahr 2027 steht Deutschland vor einer grundsätzlichen energiepolitischen Weichenstellung. Die seit 2022 eingeführten Füllstandsvorgaben waren eine notwendige Krisenreaktion, sind jedoch aufgrund ihrer marktverzerrenden Effekte und hohen Kosten nicht als dauerhafter Ordnungsrahmen geeignet. Für die Zeit nach 2027 ist daher ein neues, tragfähiges Konzept zur Sicherstellung der Erdgasversorgung erforderlich.\r\nDie Ausgangslage ist durch eine „neue Normalität“ gekennzeichnet: Der deutsche und europäische Erdgasmarkt funktioniert grundsätzlich wettbewerblich und zuverlässig, ist jedoch stärker als früher globalen, geopolitischen und sicherheitspolitischen Risiken ausgesetzt. Unerwartete Ereignisse wie der Ausfall zentraler Importinfrastrukturen, gezielte Sabotageakte oder geopolitisch motivierte Lieferunter-brechungen sind nicht mehr auszuschließen. Solche Low‑Probability/High‑Impact‑Risiken werden vom Markt systemisch nicht vollständig antizipiert und stellen damit ein klassisches öffentliches Gut dar. Die Vorsorge hierfür ist staatliche Aufgabe.\r\nVor diesem Hintergrund wird die Strategische Erdgasreserve als zentrales energiepolitisches Instrument zur Absicherung der Erdgasversorgung ab 2027 gesetzt. Ziel der Reserve ist es, die staatliche Handlungsfähigkeit in akuten Notfallsituationen und bei nicht vorhersehbaren Extremereignissen sicherzustellen. Ihr Einsatz ist strikt auf diese Fälle zu begrenzen; eine Nutzung zur allgemeinen Markt‑ oder Preissteuerung ist ausdrücklich ausgeschlossen. Damit folgt die Strategische Erdgasreserve dem Grundsatz, marktliche Prozesse im Normalbetrieb wirken zu lassen und staatliche Eingriffe klar zu begrenzen.\r\nDie Dimensionierung der Strategischen Erdgasreserve erfordert eine bewusste politische Entscheidung über das gewünschte Absicherungsniveau. Sie ist Ausdruck einer Versicherungslogik: Den Kosten der Vorsorge steht der potenziell erhebliche volkswirtschaftliche Schaden eines Versorgungsausfalls gegenüber. Diese Abwägung kann nicht dem Markt überlassen werden, sondern liegt in der Verantwortung des Staates.\r\nGleichzeitig ist die Erkenntnis zentral, dass die Strategische Erdgasreserve nur dann dauerhaft tragfähig ist, wenn ihre Implementierung kosten- und marktschonend erfolgt. \r\nAus diesem Grund wird der Winter Hedging Service (WHS) als integraler Bestandteil der Strategischen Erdgasreserve eingeführt. Der WHS ist kein eigenständiges Versorgungssicherheitsinstrument, sondern der operative Mechanismus, über den die strategischen Reservemengen marktbasiert, saisonal und speicher-gebunden beschafft und vorgehalten werden. Er nutzt bestehende Regelenergie‑ und Bilanzierungsstrukturen des Gasmarkts und ermöglicht eine wettbewerbliche, transparente und kostenoptimierte Umsetzung der staatlich festgelegten Reserve.\r\nDurch die Verzahnung von Strategischer Erdgasreserve und Winter Hedging Service entsteht ein konsistentes Zielbild für die Erdgasversorgung ab 2027:\r\nDer Staat entscheidet über Ziel, Umfang, Finanzierung und Freigabe der Vorsorge, während der Markt – innerhalb klar definierter Leitplanken – die operative Befüllung und Vorhaltung effizient organisiert. Auf diese Weise werden Versorgungssicherheit, Kosteneffizienz und Marktintegrität miteinander in Einklang gebracht.\r\n \r\n2\tDeutscher Erdgasmarkt: Ökonomische und strukturelle Rahmenbedingungen\r\n2.1\tGeopolitische Einflüsse\r\nDer russische Angriffskrieg gegen die Ukraine im Jahr 2022 markiert einen strukturellen Bruch für die Erdgasversorgung Deutschlands und Europas. Innerhalb kurzer Zeit wurden zuvor etablierte Pipeline‑Lieferbeziehungen vollständig eingestellt, insbesondere die bis dahin signifikanten russischen Erdgasimporte nach Deutschland. Diese Entwicklung hat nicht nur zu einer grundlegenden Neuausrichtung der Importstrukturen geführt, sondern auch die sicherheitspolitische Dimension der Energieversorgung erheblich verschärft. \r\nIn der Folge ist die deutsche Erdgasversorgung heute deutlich stärker von geopolitischen und geoökonomischen Unsicherheiten geprägt. Globale LNG‑Märkte, außen‑ und handelspolitische Entscheidungen einzelner Staaten sowie regionale Konflikte – etwa im Nahen und Mittleren Osten – beeinflussen zunehmend Verfügbarkeit, Preisniveau und Volatilität. Die neue Normalität ist damit durch eine höhere Exposition gegenüber externen Schocks gekennzeichnet, die vom Markt nur eingeschränkt antizipiert werden können.\r\n2.2\tPhysische Erdgasversorgung in Deutschland\r\nTrotz des Wegfalls russischer Pipelineimporte konnte die physische Erdgasversorgung in Deutschland durch eine rasche Diversifizierung der Bezugsquellen stabilisiert werden. Im Jahr 2025 wurden rund 45 % des deutschen Gasverbrauchs aus Norwegen gedeckt, weitere erhebliche Anteile wurden über europäische Nachbarländer importiert, überwiegend als LNG‑Mengen, die in Belgien, den Niederlanden oder Frankreich angelandet und regasifiziert wurden. Der direkte Import über deutsche LNG‑Terminals trägt mittlerweile ebenfalls substantiell zur Versorgung bei und gewinnt weiter an Bedeutung.\r\nGrundsätzlich sind auf dem globalen LNG‑Markt ausreichende Gasmengen verfügbar, und die internationalen Gasmärkte funktionieren zuverlässig und wettbewerblich. Gleichwohl führt die stärkere Abhängigkeit von LNG zu einer engeren Kopplung der europäischen und deutschen Gaspreise an weltweite Angebots‑ und Nachfrageschwankungen, insbesondere an die Nachfrageentwicklung in Asien. Damit steigt die Volatilität, vor allem in angespannten Marktsituationen oder bei geopolitischen Störungen.\r\n2.3\tVoraussetzungen im Zusammenhang mit der Erdgas‑Pipelineinfrastruktur\r\nDeutschland verfügt über eine leistungsfähige, eng vermaschte Erdgas‑Transportinfrastruktur und ist tief in den europäischen Gasbinnenmarkt integriert. Die historische Auslegung des Systems auf Ost‑West‑Flüsse wird seit 2022 zunehmend durch neue Transportanforderungen abgelöst, insbesondere durch West‑Ost‑Flüsse zur Versorgung Mittel‑ und Osteuropas auf Basis von LNG‑Importen aus westeuropäischen Häfen.\r\nDiese strukturelle Veränderung stellt neue Anforderungen an den Netzbetrieb und an die regionale Verfügbarkeit von Gas. Die physische Integrität und Flexibilität des deutschen Fernleitungsnetzes bleibt ein zentraler Baustein der Versorgungssicherheit, insbesondere vor dem Hintergrund möglicher Ausfälle einzelner Importrouten oder technischer Betriebsmittel.\r\n2.4\tGasspeicher: Zukünftige Rolle bei der Sicherstellung der Versorgung\r\nGasspeicher sind ein integraler Bestandteil der deutschen Energieinfrastruktur und übernehmen eine Schlüsselrolle beim Ausgleich saisonaler Nachfrageschwankungen sowie bei der Abdeckung kurzfristiger Leistungsspitzen. An kalten Wintertagen wird ein erheblicher Teil des in Deutschland verbrauchten Erdgases aus Speichern bereitgestellt. Bei niedrigen Füllständen nimmt die Ausspeicherleistung jedoch deutlich ab, was die Bedeutung ausreichender Speicherbevorratung unterstreicht.\r\nDeutschland verfügt über die größten Gasspeicherkapazitäten in der Europäischen Union, verteilt über zahlreiche Standorte. Diese Speicher bieten nicht nur nationale, sondern auch europäische Versorgungsvorteile. Gleichzeitig sind die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für die Speicherbewirtschaftung herausfordernd. Niedrige oder volatile Sommer‑Winter‑Spreads, steigende Neben‑ und Finanzierungskosten sowie regulatorische Eingriffe beeinträchtigen die Rentabilität und gefährden perspektivisch Investitionen sowie den Erhalt der Speicherinfrastruktur.\r\nVor diesem Hintergrund ist klar, dass Gasspeicher auch künftig eine zentrale Rolle für die Versorgungssicherheit spielen müssen, ihr Beitrag jedoch nicht allein über marktliche Anreize abgesichert werden kann, insbesondere nicht im Hinblick auf Extremereignisse und akute Notlagen.\r\n2.5\tErdgas‑Preisentwicklung und regulatorische Einflüsse\r\nDie Preisbildung am deutschen Gasmarkt – insbesondere am Handelsplatz Trading Hub Europe (THE) – reflektiert grundsätzlich Knappheiten und schafft Investitions‑ und Speicheranreize. Seit 2022 wurde diese Marktlogik jedoch durch regulatorische Eingriffe, insbesondere durch verbindliche Speicherfüllstandsvorgaben, teilweise überlagert. Starre gesetzliche Vorgaben zur Speicherbefüllung bergen die Gefahr, Preissignale zu verzerren, zeitliche Opportunitäten zu begrenzen und Marktteilnehmer in Erwartung staatlicher Eingriffe zu zurückhaltendem Verhalten zu bewegen.\r\nDie Erfahrungen der letzten Jahre zeigen, dass solche Eingriffe zwar in akuten Krisensituationen gerechtfertigt sein können, langfristig jedoch zu Effizienzverlusten und erhöhten Kosten führen. Ein dauerhaft tragfähiger Marktrahmen zur Sicherstellung der Erdgasversorgung muss daher die Funktionsfähigkeit der Preisbildung erhalten und staatliche Instrumente klar von marktlichen Prozessen abgrenzen.\r\nZwischenfazit\r\nZusammenfassend ist der deutsche Erdgasmarkt seit 2022 durch eine neue Normalität gekennzeichnet: Die physische Versorgung ist grundsätzlich gesichert, Märkte funktionieren, zugleich haben geopolitische Risiken, strukturelle Unsicherheiten und die Bedeutung kurzfristig verfügbarer Flexibilität deutlich zugenommen. Versorgungssicherheit ist damit weniger eine Frage der durchschnittlichen Jahresverfügbarkeit als vielmehr der Vorsorge für seltene, aber systemisch relevante Extremereignisse. Diese Ausgangslage bildet die Grundlage für die weitere energiepolitische Bewertung der Instrumente zur Sicherstellung der Erdgasversorgung ab 2027.\r\n3\tEnergiepolitik: Marktrahmen für die Versorgungssicherheit und Instrumente\r\n3.1\tRegelungen auf europäischer Ebene\r\nAuf europäischer Ebene befindet sich der Ordnungsrahmen zur Sicherstellung der Gasversorgung seit der Energiekrise 2022 in einem grundlegenden Transformationsprozess. Die im Jahr 2022 eingeführten verpflichtenden Speicherfüllstandsvorgaben waren eine unmittelbare Krisenreaktion und zielten auf eine kurzfristige Stärkung der Resilienz ab. Diese Regelungen laufen jedoch spätestens Ende 2027 aus und sollen nach dem Willen der Europäischen Kommission nicht dauerhaft fortgeführt werden.\r\nIm Zuge der angekündigten Revision der übergeordneten Sicherheitsarchitektur der Gasversorgung verfolgt die Kommission einen stärker integrierten Ansatz, der Versorgungssicherheit künftig nicht ausschließlich über Speicherfüllstände abbildet, sondern im Zusammenspiel von LNG‑Importkapazitäten, Infrastrukturverfügbarkeit, marktbasierten Preissignalen und nachfrageseitiger Flexibilität betrachtet. Gleichzeitig bleibt den Mitgliedstaaten ein Gestaltungsraum für nationale Instrumente, um spezifische strukturelle Gegebenheiten und Risikoprofile zu berücksichtigen.\r\nAus deutscher Perspektive ist dieser nationale Spielraum von zentraler Bedeutung. Deutschland verfügt über eine in Europa einzigartige Speicher‑ und Transportinfrastruktur, die nicht nur für die eigene Versorgung, sondern auch als Rückgrat der europäischen Gasverteilung fungiert. Eine vollständige Harmonisierung ohne Berücksichtigung dieser Rolle würde die Funktionsfähigkeit des europäischen Gasmarkts gefährden. Entsprechend besteht auf europäischer Ebene breiter Konsens, dass Mitgliedstaaten eigenständige, gezielt ausgestaltete Vorsorgeinstrumente implementieren dürfen, sofern diese marktverträglich bleiben und nicht zu systematischen Preisverzerrungen führen.\r\n3.2\tRegelungen auf deutscher Ebene\r\nAuf nationaler Ebene ist der bestehende Rechtsrahmen zur Gasversorgungssicherheit maßgeblich durch das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sowie die im Zuge der Krise 2022 eingeführten Sonderregelungen geprägt. Die §§ 35b bis 35d EnWG verankerten starre Speicherfüllstandsvorgaben und statuierten Eingriffsbefugnisse für den Marktgebietsverantwortlichen Trading Hub Europe (THE). Diese Instrumente erfüllten in der akuten Mangellage ihren Zweck, haben jedoch erhebliche marktverzerrende Effekte entfaltet und eignen sich nicht für einen dauerhaften Ordnungsrahmen.\r\nDie Erfahrungen der vergangenen Jahre zeigen, dass automatische staatliche Eingriffe und speicherscharfe Vorgaben die Funktionsfähigkeit von Preissignalen beeinträchtigen und Marktteilnehmer in ihrer Eigenvorsorge schwächen können. Gleichzeitig bleibt unstrittig, dass Märkte allein keine angemessene Vorsorge für seltene, jedoch potenziell existenzielle Extremereignisse leisten. Die Politik steht somit vor der Aufgabe, Versorgungssicherheit als öffentliches Gut zu definieren und das gewünschte Absicherungsniveau explizit festzulegen.\r\nIn diesem Kontext verfolgt das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) das Leitprinzip, marktliche Mechanismen im Normalfall wirken zu lassen und staatliche Eingriffe strikt auf klar definierte Krisenfälle zu begrenzen. Ziel ist ein dauerhafter Marktrahmen, der Versorgungssicherheit gewährleistet, ohne die Effizienz und Wettbewerbsfähigkeit des Gasmarkts zu untergraben.\r\n3.3\tFavorisierte Instrumente zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit\r\nVor dem Hintergrund der europäischen und nationalen Rahmenbedingungen wurden unterschiedliche Instrumente zur Absicherung der Gasversorgung bewertet, darunter Speicherverpflichtungen für Marktteilnehmer, ein dauerhaft aktiver Eingriffsmechanismus des Marktgebietsverantwortlichen sowie staatlich organisierte Reservemodelle.\r\nDie qualitative Bewertung dieser Instrumente – auch im Rahmen von wissenschaftlichen Studien  – zeigt, dass verpflichtende Speicherauflagen für Marktteilnehmer mit erheblichen operativen, regulatorischen und wettbewerblichen Nachteilen verbunden sind. Sie führen zu dauerhaften Marktverzerrungen, hohen Kontroll‑ und Monitoringkosten und schwächen die marktliche Verantwortung für die Versorgungssicherheit. Auch eine fortgesetzte Rolle des Marktgebietsverantwortlichen als dauerhafter „Befüller of last resort“ birgt das Risiko von Fehlanreizen und kurzfristig ausgelösten Preisspitzen. \r\nSEFE betrachtet eine Strategische Erdgasreserve als das aktuell favorisierte Instrument. Sie erlaubt eine klare Trennung zwischen Marktgeschehen und staatlicher Vorsorge und adressiert gezielt diejenigen Risiken, die vom Markt nicht antizipiert werden können – etwa den ungeplanten Ausfall zentraler Importinfrastrukturen, geopolitisch motivierte Lieferstopps oder böswillige Sabotageakte.\r\nIn der öffentlichen Diskussion werden unterschiedliche Größenordnungen einer Strategischen Reserve genannt. SEFE bewertet ein darin häufiger genanntes Reservevolumen von rund 24 TWh – welches etwa zehn Prozent der deutschen Erdgasspeicherkapazität entspricht –  als grundsätzlich angemessen, um im Extremfall die Versorgung von Haushalten und kritischer Infrastruktur für einen begrenzten Zeitraum sicherzustellen. Wobei dieses Volumen aus Sicht von SEFE klar am unteren Ende möglicher Sicherheitsniveaus liegt.\r\nDie Reserve soll strikt vom Markt getrennt als reine Krisenvorsorge vorgehalten werden und ausdrücklich nicht der Preisdämpfung dienen.\r\nPrinzipiell wichtig wäre, die Finanzierung der strategischen Reserve aus Haushaltsmitteln vorzunehmen, um eine Wiedereinführung von Umlagen zu vermeiden und marktliche Verzerrungen zu minimieren. Zugleich wird betont, dass Dimensionierung, Einsatzregeln und Finanzierung einer solchen Reserve transparent festgelegt werden müssen, da es sich um eine politisch zu treffende Versicherungsentscheidung handelt.\r\nZwischenfazit\r\nIn der Gesamtschau ist sowohl auf europäischer als auch auf nationaler Ebene ein Paradigmenwechsel angemessen: Weg von pauschalen, marktüberlagernden Verpflichtungen, hin zu klar abgegrenzten, staatlich verantworteten Vorsorgeinstrumenten. Die Strategische Erdgasreserve hat sich dabei als bevorzugtes Instrument herauskristallisiert, um Versorgungssicherheit ab 2027 wirksam, marktverträglich und rechtssicher zu gewährleisten. Ihre konkrete Ausgestaltung – insbesondere hinsichtlich Dimensionierung, Befüllung und Kostenkontrolle – ist Gegenstand der folgenden Abschnitte dieses Regelungsvorschlags.\r\n4\tKernelemente der Strategischen Erdgasreserve\r\nDie Strategische Erdgasreserve ist als zentraler Baustein eines neuen Marktrahmens zur Sicherstellung der Gasversorgung ab 2027 konzipiert. Sie adressiert gezielt jene Risiken, die vom Markt nicht oder nur unzureichend antizipiert werden können, und schafft staatliche Handlungsfähigkeit für akute Notfallsituationen und nicht vorhersehbare Extremereignisse. Ihre Ausgestaltung folgt dabei dem Grundsatz, marktliche Prozesse im Normalbetrieb nicht zu überlagern und staatliche Eingriffe klar zu begrenzen.\r\n4.1\tEinsatzzweck\r\nDer Einsatzzweck der Strategischen Erdgasreserve ist strikt und eindeutig definiert. Sie dient aus¬schließlich der Absicherung der physischen Erdgasversorgung in Krisen‑ und Notfallsituationen, in denen marktbasierte Beschaffung nicht mehr möglich oder nicht mehr ausreichend ist. Der Einsatz ist insbesondere für Szenarien vorgesehen, in denen es zu ungeplanten oder gezielten Ausfällen wesentlicher Importinfrastrukturen oder Liefermengen kommt, gegebenenfalls in Kombination mit extremen Witterungsbedingungen.\r\nEine Nutzung der Reserve zur gezielten Dämpfung von Preisen oder zur allgemeinen Marktsteuerung ist ausdrücklich ausgeschlossen. Die Strategische Erdgasreserve ist kein Instrument der laufenden Marktoptimierung, sondern eine Versicherungslösung des Staates für seltene, aber potenziell sehr schadensintensive Ereignisse. Ihr Einsatz darf nur erfolgen, wenn der Markt seine Funktion zur Sicherstellung der Versorgung objektiv nicht mehr erfüllen kann.\r\n4.2\tDimensionierung\r\nDie Dimensionierung der Strategischen Erdgasreserve ist eine hoheitliche Entscheidung des Staates und Ausdruck des politisch gewollten Absicherungsniveaus. Märkte können dieses Niveau nicht festlegen, da sie Risiken mit geringer Eintrittswahrscheinlichkeit systematisch nicht vollständig einpreisen. Der Umfang der Reserve stellt daher eine bewusste Abwägung zwischen Kosten der Vorsorge und dem potenziellen Schaden eines Versorgungsversagens dar.\r\nAls Orientierungsgröße können beispielhafte Szenarien herangezogen werden, etwa der zeitlich begrenzte Ausfall signifikanter Importmengen. Näherungsrechnungen zeigen, dass zur Überbrückung mehrtägiger bis kurzzeitiger Lieferausfälle bei hoher Nachfrage Reservevolumina im zweistelligen Terawattstunden-Bereich erforderlich sein können. Gleichzeitig wird in der fachlichen Diskussion deutlich, dass höhere Reservevolumina mit steigenden direkten Kosten sowie mit indirekten Effekten durch den Entzug von Flexibilität aus dem Markt verbunden sind.\r\nVor diesem Hintergrund muss die Dimensionierung so gewählt werden, dass sie einen wirksamen Beitrag zur Krisenfestigkeit leistet, ohne unnötige und dauerhaft preistreibende Effekte im Markt zu verursachen. Aus Perspektive von SEFE sollte die darüber zu sichernde zusätzlich Versorgungsreichweite mindestens 28 Tage betragen. Dies entspricht 50 TWh in der zu bildenden Strategischen Reserve, um gegen externe Schocks, disruptive Ereignisse und böswillige Sabotagen – auch bei gleichzeitigem Auftreten – abgesichert zu sein.\r\n4.3\tBefüllungsmodalitäten\r\nDie Befüllung der Strategischen Erdgasreserve sollte marktbasiert, wettbewerblich und zeitlich flexibel erfolgen. Da es sich um Gasmengen handelt, über deren Einsatz staatlich entschieden wird, ist es sachgerecht, dass der Staat entweder Eigentümer des Gases ist oder die Vorhaltung der Mengen als Dienstleistung einkauft. Ziel der Befüllungsmodalitäten ist es, eine kosteneffiziente Beschaffung sicherzustellen und Marktverzerrungen weitestgehend zu vermeiden.\r\nEin auktionsbasierter Ansatz erlaubt es, Preissignale zu nutzen und den Marktteilnehmern die Entscheidung über den optimalen Beschaffungszeitpunkt zu überlassen. Um preistreibende Effekte zu minimieren, empfiehlt sich eine zeitliche Streckung der Befüllung über eine Sommer-Saison hinweg. Dadurch wird verhindert, dass große zusätzliche Nachfrage in einzelnen Marktphasen zu Verwerfungen führt, und es entsteht Planungssicherheit sowohl für Marktteilnehmer als auch für den Staat.\r\nDie Bedingungen für Haltefristen und Vertragslaufzeiten sollten mittel‑ bis langfristig angelegt sein, um Transaktionskosten zu reduzieren und den administrativen Aufwand zu begrenzen. Eine regelungsseitig fest verankerte kontinuierliche Anwendung dieses aktionsbasierten Instruments sichert zudem den langfristigen Charakter der Strategischen Reserve im klassischen Sinne.\r\nEine grundsätzliche Anforderung bei der Nutzung/Reservierung von Speicherkapazitäten zur Absicherung der Strategischen Reserve ist die Exklusivität: Eine Vermischung von weiterhin marktlich genutzten Anteilen der Speicherkapazitäten mit jenen, die die Strategische Reserve bilden ist nicht zulässig. Eine klare Abgrenzung über eine separate Kontenführung stellt hierfür einen pragmatischen Lösungsansatz.\r\n4.4\tFinanzierung\r\nDie Finanzierung der Strategischen Erdgasreserve ist konsequent als staatliche Aufgabe auszugestalten. Die Bereitstellung von Versorgungssicherheit in seltenen Extremereignissen stellt ein öffentliches Gut dar, das der gesamten Volkswirtschaft zugutekommt. Eine Finanzierung aus dem Staatshaushalt ist daher grundsätzlich sachgerecht und systemkonform.\r\nEine Umlagefinanzierung über Energiepreise oder spezifische Marktmechanismen ist dagegen problematisch, da sie preisverzerrend wirkt und die Kosten unscharf verteilt. Die haushaltsfinanzierte Lösung ermöglicht eine transparente Darstellung der Vorsorgekosten und erlaubt eine bewusste energiepolitische Prioritätensetzung im Rahmen der Haushaltsplanung. Zudem handelt es sich bei der strategischen Reserve nicht um eine konsumtive Ausgabe, sondern um eine vorsorgende Investition in Resilienz, deren Wert im Krisenfall substantiell sein kann. Im Abschnitt 5 wird aber auch noch eine Finanzierungsalternative „ins Spiel gebracht“, die eine optimale Nutzung verfügbarer Budgets innerhalb des gaswirtschaftlichen Systems mit einer vertretbaren Akzeptanzschwelle bei den Marktteilnehmern kombiniert.\r\n4.5\tFreigabevoraussetzungen und Nutzung der Reserve\r\nFür die Glaubwürdigkeit und Marktverträglichkeit der Strategischen Erdgasreserve ist ein klar definierter Freigabemechanismus mit hoher Aktivierungsschwelle zentral. Es muss ausgeschlossen sein, dass die Reserve aus politischen oder preisstrategischen Motiven heraus eingesetzt wird. Eine Freigabe darf ausschließlich erfolgen, wenn marktbasierte Beschaffungsmöglichkeiten – wie die dem Marktgebiets¬verantwortlichen zur Verfügung stehenden Regelenergieinstrumente – ausgeschöpft sind und dennoch eine Gefährdung der physischen Versorgung droht.\r\nDie Entscheidung über die Aktivierung der Reserve sollte im Rahmen der bestehenden staatlichen Krisenstrukturen erfolgen. Ziel ist es, die Handlungsfähigkeit zu Beginn einer Notfalllage sicherzustellen und Zeit zu gewinnen, bis weitergehende Maßnahmen wirksam werden können. Im Abruffall sind die Mengen so zu behandeln, dass marktübliche Abwicklungsmechanismen gewahrt bleiben und die Anreize zur eigenverantwortlichen Vorsorge der Marktteilnehmer nicht unterminiert werden.\r\nZwischenfazit\r\nDie Strategische Erdgasreserve ist als klar abgegrenztes, staatlich verantwortetes Vorsorgeinstrument auszugestalten. Ihre Wirksamkeit beruht auf einer präzisen Definition von Zweck, Umfang, Finanzierung und Einsatzregeln. Richtig implementiert stärkt sie die Resilienz der deutschen Erdgasversorgung ab 2027, ohne die Funktionsfähigkeit des Marktes im Normalbetrieb zu beeinträchtigen. Die kostenoptimale Ausgestaltung und die operative Einbindung in bestehende Marktprozesse stehen im Mittelpunkt des folgenden Abschnitts.\r\n5\tDer Winter Hedging Service: Kostenkontrolle für die Implementierung der Strategischen Erdgasreserve\r\nDie Einrichtung einer Strategischen Erdgasreserve ist energiepolitisch geboten, bringt jedoch inhärent Kosten mit sich. Diese entstehen nicht nur durch den Erwerb und die Vorhaltung der Gasmengen, sondern auch durch Opportunitätskosten infolge der Bindung von Speicherflexibilität. Um die Strategische Erdgasreserve dauerhaft tragfähig und marktschonend auszugestalten, bedarf es daher eines Mechanismus, der ihre Befüllung und Vorhaltung kostenoptimal organisiert.\r\nVor diesem Hintergrund wird der Winter Hedging Service (WHS) als operativer Implementierungs¬mechanismus der Strategischen Erdgasreserve vorgeschlagen. Der WHS stellt die marktorientierte und systemintegrierte Ausgestaltung der Reserve sicher und begrenzt deren fiskalische und marktliche Kosten. Der Mechanismus konzentriert sich auf die Absicherung des Winters. Diese Absicherung kann dabei effizient und kostengünstig als Dienstleistung beschafft werden, als sogenannter Winter Hedging Service.\r\n5.1\tAusgangslage\r\nDie Strategische Erdgasreserve ist als staatliche Vorsorge für akute Notfallsituationen und nicht antizipierbare Extremereignisse konzipiert. Ihr Einsatz erfolgt ausschließlich als ultima ratio, wenn marktbasierte Beschaffung nicht mehr möglich ist. Gerade weil die Reserve im Regelfall nicht zum Einsatz kommen soll, ist ihre Befüllung und Vorhaltung so auszugestalten, dass unnötige Kosten und Marktverzerrungen vermieden werden.\r\nOhne einen differenzierten Implementierungsmechanismus würde die Reserve entweder:\r\n\tmit hohen Vorhaltekosten verbunden sein oder\r\n\tdurch starre Befüllungsvorgaben Marktverhalten verzerren und private Vorsorge verdrängen.\r\nDie bestehende Regelenergiearchitektur bietet hingegen bewährte Instrumente und Prozesse, um physische Vorsorge marktbasiert und kosteneffizient zu organisieren. Diese Strukturen können genutzt werden, um die Strategische Erdgasreserve operativ umzusetzen, ohne ein separates, paralleles Beschaffungs- und Abwicklungssystem zu etablieren.\r\n5.2\tWirkweise des Winter Hedging Service\r\nDer Winter Hedging Service (WHS) ist als integraler Bestandteil der Strategischen Erdgasreserve konzipiert. Er bildet den Mechanismus, über den die im Rahmen der staatlich festgelegten Reserve benötigten Gasmengen wettbewerblich, saisonal und speichergebunden beschafft und vorgehalten werden.\r\nKonkret fungiert der WHS als strukturierte, marktbasierte Vorhalteverpflichtung, die:\r\n\tim Auftrag des Staates,\r\n\tinnerhalb der definierten Reservegröße,\r\n\tund nach klaren staatlichen Vorgaben\r\ndie operative Befüllung der Strategischen Erdgasreserve organisiert.\r\nDer WHS lehnt sich in seiner Ausgestaltung bewusst an die bestehenden Long‑Term‑Options‑Produkte an und nutzt deren etablierte Ausschreibungs‑, Abruf‑ und Abwicklungslogik. Dadurch wird die Reserve nicht außerhalb des Marktes implementiert, sondern prozessual in bestehende Marktmechanismen eingebettet, ohne deren Preisbildung im Normalfall zu beeinflussen.\r\nDurch diesen Ansatz wird eine marktbasierte Absicherung winterlicher Risiken ermöglicht, ohne dauerhafte staatliche Eingriffe oder Verpflichtungen für alle Marktteilnehmer zu etablieren.\r\n5.3\tErforderliche Anpassungen der Gasbilanzierungsregelungen\r\nDamit der WHS diese Funktion als Implementierungsmechanismus der Strategischen Erdgasreserve erfüllen kann, sind gezielte Anpassungen der bestehenden Gasbilanzierungsregelungen erforderlich.\r\nDer WHS wird als spezifisches, speichergebundenes Regelenergieprodukt definiert, das ausschließlich der Vorhaltung der strategischen Reservemengen dient. Seine Aktivierung ist strikt an die Freigabebedingungen der Strategischen Erdgasreserve gekoppelt. Eine eigenständige Nutzung des WHS außerhalb dieses Kontextes ist nicht vorgesehen.\r\nIn der Merit‑Order‑Logik wird der WHS so eingeordnet, dass er:\r\n\tnicht im regulären Systemausgleich eingesetzt wird,\r\n\tsondern ausschließlich dann greift, wenn die Strategische Reserve aktiviert wird.\r\nDie Finanzierung der WHS‑Kosten erfolgt systemlogisch über bestehende Bilanzierungsumlage-Mechanismen, da die Vorhaltung der Reservemengen unmittelbar die Systemstabilität betrifft. Damit wird vermieden, für die Implementierung der Reserve neue Umlagen oder Sonder¬finanzierungsstrukturen zu schaffen.\r\nDurch diese Integration bleibt der regulatorische Anpassungsbedarf begrenzt, und die Strategische Erdgasreserve kann innerhalb des bestehenden Markt- und Bilanzierungsrahmens umgesetzt werden.\r\n\r\n5.4\tAbschließende Bewertung des Vorschlags\r\nDie Nutzung des Winter Hedging Service als Implementierungsmechanismus der Strategischen Erdgasreserve bietet mehrere wesentliche Vorteile:\r\n\tKostenminimierung:\r\nDie Vorhaltung der Reserve erfolgt wettbewerblich und saisonal optimiert. Marktteilnehmer können Beschaffungs  und Einspeicherzeitpunkte flexibel wählen und Effizienzgewinne in den Ausschreibungspreis einbringen. Der Staat muss somit nicht die vollen Kosten auf Basis der Marktpreise inklusive der Erdgasmengen tragen, sondern lediglich die Option zur Nutzung im Extremfall –  auf Basis der Kosten der Marktteilnehmer für die Vorhaltung – kompensieren.\r\n\tMarktkonformität:\r\nDie Reserve wird nicht durch starre staatliche Vorgaben befüllt, sondern über marktliche Ausschreibungen innerhalb klarer Leitplanken umgesetzt.\r\n\tTrennung von Vorsorge und Einsatzentscheidung:\r\nWährend der Staat Umfang, Finanzierung und Freigabe der Reserve verantwortet, übernimmt der Markt die operative Umsetzung.\r\n\tBegrenzung staatlicher Eingriffstiefe:\r\nDer Staat muss keine eigene Beschaffungseinheit etablieren und tritt nicht als dauerhafter Akteur im Handelsmarkt auf.\r\nIn der Gesamtbewertung ermöglicht der WHS eine effiziente, skalierbare und ordnungspolitisch saubere Implementierung der Strategischen Erdgasreserve. Die Reserve bleibt ein staatliches Versicherungsinstrument, wird jedoch über marktnahe Mechanismen vorgehalten. Damit lassen sich Versorgungssicherheit, Kosteneffizienz und Marktintegrität gleichermaßen gewährleisten.\r\n1 Frontier Economics (2025): https://www.frontier-economics.com/media/btplyrra/rpt-bmwe-fuellstandsvorgaben-abschlussbericht-final-28_11.pdf"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024301","regulatoryProjectTitle":"Grüngasquote im Gebäudemodernisierungsgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/55/2c/734711/Stellungnahme-Gutachten-SG2605080047.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 5. Mai 2026\r\nSEFE Securing Energy for Europe GmbH | Markgrafenstr. 62 | 10969 Berlin | www.sefe.eu \r\n\r\nSeite 1 von 3\r\nPositionspapier\r\nWELCHE ROLLE KANN WASSERSTOFF BEI DER GRÜNGASQUOTE IM GEBÄUDEMODERNISIERUNGSGESETZ (GMG) SPIELEN?\r\n\r\nwww.sefe.eu \r\nSeite 2 von 3\r\n\r\n1 Hintergrund\r\nDas Eckpunktepapier der Koalitionsfraktionen zur Reform des Gebäudeenergiegesetz (GEG) hin zu einem Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG bzw. GModG) stellt u.a. die Einführung einer moderaten Grüngasquote in Aussicht. Diese soll bei den Inverkehrbringern von Erdgas und Heizöl ansetzen und ab 2028 starten. Die Erfüllung der Quotenverpflichtung soll bilanziell möglich sein. Die Ausgestaltung der Quote ist jedoch noch offen, allerdings hat das BMWE angekündigt, bis zum Sommer 2026 weitere Eckpunkte vorzulegen.\r\nVor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, welche Erfüllungsoptionen anwendbar sind und welche Rolle für Wasserstoff dabei sinnvoll und realistisch wäre. Das Eckpunktepapier nennt grünen, blauen, orangenen und türkisen Wasserstoff als Möglichkeiten. Allerdings bleibt völlig offen, ob und welchen Anreiz es geben sollte, diese Optionen tatsächlich zu nutzen.\r\nDabei wären vier Varianten des Wasserstoff-Einsatzes denkbar:\r\n1.\r\ndie Beimischung geringfügiger Mengen im Erdgasnetz,\r\n2.\r\ndie Belieferung über eigene Wasserstoff-Infrastruktur und Befeuerung von Wasserstoff-Heizungen bei den Endabnehmern,\r\n3.\r\nbilanzielle Zertifikate-Entwertung im Wärmesektor bei physischer Belieferung in einen anderen Sektor,\r\n4.\r\ngezielter Einsatz bei KWK-Anlagen zur Transformation von Nah- und Fernwärme.\r\n\r\n\r\n2 Wasserstoff gezielt zur Transformation von KWK-Anlagen anreizen\r\nAus Sicht von SEFE stellt vor allem die vierte Variante eine realistische Option dar. Eine bilanzielle Erfüllung entsprechend Variante 1, die durch Beimischung von Wasserstoff ins Erdgasnetz erreicht wird, hat den Nachteil, dass sie den Anreiz reduziert, das Wasserstoff-Kernnetz zu nutzen. Bevorzugt sollte Wasserstoff den Weg durchs Wasserstoff-Kernnetz nehmen, damit es von allen dort angeschlossenen Abnehmern potenziell genutzt bzw. gehandelt werden kann. Variante 2 ist aufgrund fehlender Wasserstoff-Infrastruktur, insbesondere auf Verteilnetz-Ebene und der erheblichen notwendigen Investitionskosten nicht zeitnah realistisch umsetzbar. Die 3. Variante dürfte durch die Maßgabe aus dem Eckpunktepapier, dass der Industrie- und Gewerbesektor von der Quote gänzlich ausgenommen bleiben soll, nach derzeitigem Stand ausgeschlossen sein.\r\nWenn Wasserstoff im GMG einen relevanten Beitrag leisten soll, spricht viel für einen gezielten Einsatz in KWK- und Fernwärmeanlagen. In vielen Wärmenetzen werden auch langfristig ergänzende Erzeuger für Spitzenlast, Residuallast oder hohe Temperaturniveaus benötigt. Je nach Standort kann ein „Fuel Switch“ auf klimaneutrale Moleküle ein sinnvoller Baustein der Transformation sein. Sinnvoll wäre daher die eine Erfüllungsoption gemäß Variante 4 – sie erscheint derzeit die einzige realistische Option für einen nennenswerten Wasserstoff-Hebel im Rahmen des GMG. Damit eine solche Erfüllungsoption tatsächlich genutzt wird, könnte beispielsweise – ähnlich wie im THG-Quoten-Gesetz1 – ein Multiplikator oder/und eine Wasserstoff-Unterquote den Anreiz für die Betreiber der Anlagen zum Einsatz des Gases bieten.\r\nBereits bei der Auslegung des Wasserstoff-Kernnetzes wurden KWK-Anlagen ≥100 MW berücksichtigt. Für diese Anlagen wird im veröffentlichten FNB-/INES-Kontext eine Größenordnung von 62 GW bei 2.500 Benutzungsstunden genannt. Daraus ergibt sich rechnerisch ein potenzieller Wasserstoffbedarf von rund 1552 TWh pro Jahr. Davon entfallen etwa 85 TWh – rund 55% der Energiemenge3 – auf die Wärmeproduktion dieser KWK-Anlagen. Dies zeigt das\r\n\r\n\r\nPosition zu Wasserstoff im GMG\r\nwww.sefe.eu \r\nSeite 3 von 3\r\n\r\nerhebliche Potenzial in großen KWK-Anlagen auf. Hinzu kämen kleinere KWK‑Einheiten (BHKW), die mit einem Standort im Umkreis von 5 km zum Kernnetz potenziell zusätzlich rund 1,44 TWh nachfragen könnten.\r\nDa Biomethan sehr wahrscheinlich in vielen Wohngebäuden eingesetzt werden wird, die weder Wärmepumpe noch Fernwärmeanschluss haben, könnte ein Anreiz mit Multiplikator/Unterquote zugunsten des Wasserstoff-Hochlaufes im KWK- bzw. Fernwärmesegment einen Teil dieses Potenzials erschließen. Wenn beispielsweise 5% des Energiebedarfes in KWK für die Wärmegewinnung mit dieser Option erfüllt würde, entstünden 4 bis 5 TWh Wasserstoff-Nachfrage in diesem Segment.\r\nSofern Anlagenbetreiber diese Erfüllungsoption zu nutzen, sollte der Einsatz des Wasserstoffs auf eine möglicherweise bestehende eigene Quotenverpflichtung im GMG angerechnet (ggf. mit Multiplikator) oder bilanziell an andere Verpflichtete übertragen werden können. Damit wäre gewährleistet, dass die effizientesten Projekte umgesetzt werden. Eine Kombination der Erfüllungsoption mit einem Contract-for-Difference-Instrument wäre möglich.\r\n\r\n3 Fazit\r\nDas GMG kann einen doppelten Transformationsbeitrag leisten – zur Dekarbonisierung von Fern- und Nahwärme sowie zur Etablierung eines funktionsfähigen Wasserstoffmarktes. Voraussetzung dafür ist ein gezielter Anreiz für den Einsatz von Wasserstoff in KWK-Anlagen, etwa über einen Multiplikator oder eine Unterquote. So lassen sich sowohl systemdienliche Wasserstoff-Nachfrage schaffen als auch das Wasserstoff-Kernnetz wirksam auslasten.\r\n\r\n\r\n\r\nFußnoten:\r\n1 Zweites Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote\r\n2 FNB Gas\r\n3 Wärme-Strom-Ausbeute bei Kraft-Wärme-Kopplung in Deutschland; Statistisches Bundesamt Dezember 20254 Berechnet anhand der DVGW-Analyse – Annahmen: Erdgasbefeuerter Warmwasserbereiter mit einem Wirkungsgrad von 75%"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-06"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":true,"codeOfConductPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/91/29/734707/SEFE_Code-of-Ethics-and-Business-Conduct_GER.pdf"}}