{"$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":"2026-06-05T21:23:41.775+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R006846","registerEntryDetails":{"registerEntryId":71088,"legislation":"GL2024","version":5,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R006846/71088","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/07/fd/724741/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R006846-2026-04-20_16-18-12.pdf","validFromDate":"2026-04-20T16:18:12.000+02:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2025-06-19T13:52:32.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-09-11T12:23:56.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2024-07-11T13:53:16.000+02:00","lastUpdateDate":"2026-04-20T16:18:12.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":71088,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R006846/71088","version":5,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-04-20T16:18:12.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":58258,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R006846/58258","version":4,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-06-19T13:52:32.000+02:00","validUntilDate":"2026-04-20T16:18:12.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":52652,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R006846/52652","version":3,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-03-31T14:20:43.000+02:00","validUntilDate":"2025-06-19T13:52:32.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":43912,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R006846/43912","version":2,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-09-11T12:23:56.000+02:00","validUntilDate":"2025-03-31T14:20:43.000+02:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"inetz GmbH","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_GMBH","de":"Gesellschaft mit beschränkter Haftung (GmbH)","en":"Limited liability company (GmbH)"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+493714892999","emails":[{"email":"info@inetz.de"}],"websites":[{"website":"www.inetz.de"}]},"address":{"type":"POSTBOX","zipCode":"09030","city":"Chemnitz","postBox":"411478","country":{"code":"DE","de":"Deutschland","en":"Germany"}},"capitalCityRepresentationPresent":false,"legalRepresentatives":[{"lastName":"Scheibe","firstName":"Jörg","function":"Geschäftsführer","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}},{"lastName":"Frey","firstName":"Holger","function":"Geschäftsführer","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":true,"contactDetails":{}}],"entrustedPersonsPresent":true,"entrustedPersons":[{"lastName":"Scheibe","firstName":"Jörg","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Frey","firstName":"Holger","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Elbers","firstName":"Matthias","recentGovernmentFunctionPresent":false}],"membersPresent":false,"membershipsPresent":true,"memberships":[{"membership":"AGFW - der Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK e.V. 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KG der zuständige örtliche Netzbetreiber für die Erdgasnetze der ehemaligen Südsachsen Netz GmbH und der ehemaligen Netzgesellschaft mbH Chemnitz für deren Erdgas-, Strom-, Fernwärme- und Trinkwassernetz.\r\ninetz steht für eine sichere und nachhaltige Energieversorgung und setzt sich für das Gelingen der Energiewende ein.\r\nVor diesem Hintergrund werden zum Zwecke der Interessenvertretung auch Gespräche mit Vertreterinnen und Vertretern des Bundeskanzleramtes und der Bundesministerien sowie mit Mitgliedern des Deutschen Bundestages oder auch deren Mitarbeiterinnen bzw. 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Andere Transformationsoptionen – allen voran die Umstellung von Bestandsnetzen auf klimafreundliche Brennstoffe – werden hingegen weitgehend ausgeklammert. Die inetz GmbH plädiert in diesem Zusammenhang dafür, dass der neue Ordnungsrahmen die Vielfalt der vorhandenen Transformationsoptionen, insbesondere den Dreiklang aus Umstellung, Stilllegung und Ergänzungsneubau, unvoreingenommen abbilden sollte.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015498","title":"Tragfähiger rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung für Erdgasverteilernetzbetreiber","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printingNumber":"21/5440","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/054/2105440.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-energierechtlicher-vorschriften-zur/333129","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Mit dem Inkrafttreten des EU-Gasmarktpakets am 4. August 2024 (Richtlinie (EU) 2024/1788 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024 über gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff sowie Verordnung (EU) 2024/1789 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024 über die Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas sowie Wasserstoff) wird eine Anpassung des nationalen Rechtsrahmens notwendig. Bei der  Ausgestaltung dieses Rahmens sollte sichergestellt werden, dass die künftige Transformationsregulierung Sicherheit für Investitionen in Wasserstoffverteilernetze gewährleistet. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze","shortTitle":"ARegV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/aregv"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":3,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0010993","regulatoryProjectTitle":"Green Paper Transformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e2/e4/352075/Stellungnahme-Gutachten-SG2409110009.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":"Stellungnahme der inetz GmbH zum „Green Paper Transformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\"\r\ndes Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK)\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nmit dem „Green Paper Transformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze\" hat das Bundesministerium für\r\nWirtschaft und Klimaschutz (BMWK) verschiedene Vorschläge für einen neuen Ordnungsrahmen zur\r\nTransformation der Gasverteil netze vorgelegt. Wir begrüßen diesen Schritt. Als Betreiber der Gasverteilnetze\r\nin der Region Südwestsachsen teilen wir die im Green Paper zum Ausdruck gebrachte Ansicht, dass\r\nzahlreiche Vorgaben für die Gasverteilnetze im Zuge der Energiewende einer Anpassung bedürfen. Dabei\r\nwissen wir uns im Einklang mit der Thüga AG, an deren umfangreicher Stellungnahme wir mitgewirkt haben\r\nund auf die wir hier auch verweisen wollen.\r\nMit Blick auf die Spezifika unseres Versorgungsgebietes möchten wir darüber hinaus aber auch noch einen\r\ngrundsätzlichen Aspekt ansprechen:\r\nUns irritiert, dass das „Greenpaper\" vorrangig auf Stilllegung abstellt und andere Transformationsoptionen -\r\nallen voran die Umstellung von Bestandsnetzen auf klimafreundliche Energieträger-weitgehend\r\nausgeklammert werden. Die damit einhergehende Überzeugung, dass die Gasverteilnetze im\r\ndekarbonisierten Energiesystem der Zukunft keine oder nur eine marginale Rolle spielen sollen, teilen wir mit\r\nBlick auf unser Versorgungsgebiet ausdrücklich nicht.\r\nFür die Zukunftsfähigkeit von Industrie und Gewerbe in der Region Südwestsachsen ist eine Versorgung mit\r\nklimaneutralen Gasen in der Fläche über die Gasverteilnetze von essentieller Bedeutung. Die\r\nWirtschaftsregion Südwestsachsen weist mit 23 % einen überdurchschnittlichen industriellen\r\nBruttowertschöpfungsanteil auf und ist mit Ihrer Metallerzeugung, der Metallverarbeitung insbesondere im\r\nFahrzeugbau, ihrer Chemie- und Kunststoffindustrie sowie ihrer Halbleiter- und Elektroindustrie von\r\ndeutschlandweiter Bedeutung. Im Kammerbezirk der IHK Chemnitz sind 143.000 Menschen in der Industrie\r\nbeschäftigt. Zugleich ist die Industrie in der Region mittelständisch geprägt und mit ihren Standorten über\r\nganz Südwestsachsen verteilt.\r\nInnerhalb der Region setzen heute allein im Netz der inetz GmbH etwa 11.000 Gewerbe- und\r\nIndustriekunden auf eine sichere Versorgung mit Erdgas. Hinzu kommt noch eine große Anzahl gewerblicher\r\nund industrieller Kunden bei nachgelagerten Netzbetreibern.\r\nEtwa 80 bis 90 Prozent des industriellen Gasverbrauchs sind der Erzeugung von Prozesswärme im Rahmen\r\nder Produktionsprozesse zuzuordnen, von denen nach dem Stand der Technik nur ein Teil elektrifiziert\r\nwerden kann. Zugleich stehen zahlreiche Unternehmen vor der Herausforderung, den CCVFussabdruck ihrer\r\nProdukte schnellstmöglich auf null zurückzufahren, weil ihre Kunden das verlangen. Das Mittel der Wahl\r\ndafür ist grüner Wasserstoff. Steht dieser Anfang der 2030er Jahre nicht zur Verfügung, droht die\r\nAbwanderung von Produktion sowie der Verlust von ganzen Wertschöpfungsketten und der damit\r\nverbundenen Arbeitsplätze. Klar ist außerdem, dass die Versorgung der südwestsächsischen Industrie mit\r\nklimaneutralen Gasen letztlich nur auf Basis des weitverzweigten Gasverteilnetzes gelingen kann, da die\r\nbetroffenen Unternehmen nicht an einigen wenigen Verbrauchsschwerpunkten konzentriert sind, sondern\r\nsich wie erwähnt über die Fläche ganz Südwestsachsens hinweg verteilen.\r\nAber auch im Segment Gebäudewärme unterscheidet sich unsere Sicht von der Grundannahme, der das\r\nGreenpaper zuzuneigen scheint, fundamental. Unseres Erachtens nach muss das Credo, dass\r\nWärmelösungen auf Basis klimaneutraler Gase gegenüber Wärmelösungen auf Basis von Strom teurer sein\r\nwerden, inzwischen kritisch hinterfragt werden. Diverse in jüngster Zeit veröffentlichte Gutachten und\r\nStudien lassen für die 2030er und 2040er Jahre aufgrund sehr hoher Systemkosten des Stromsektors neben\r\nsehr hohen Industrie- und Gewerbekundenstrompreisen auch sehr hohe Haushaltskundenstrompreise von\r\nbis zu 49 Cent/kWh in Deutschland erwarten, bei denen der Einsatz von Wasserstoff in Brennwertkesseln zur\r\nErzeugung von Wärme im Gebäudebereich selbst noch bei einem - gemessen an den gängigen Prognosen -\r\nmittleren bis gehobenen Preisniveau gegenüber der Wärmeerzeugung mit Luftwärmepumpen volks- und\r\nbetriebswirtschaftlich vorteilhaftzu sein verspricht.\r\nVor diesem Hintergrund überrascht es dann auch nicht, dass wir von den Kommunen unseres\r\nVersorgungsgebietes signalisiert bekommen, dass vor Ort die Gasverteilnetze als Versorgungsinfrastruktur\r\nbewahrt werden sollen, schon allein um sich die Versorgungsoption klimaneutrale Gase nicht zu verbauen.\r\nHinzu kommt außerdem noch, dass die Kommunen die Entwertung des kommunalen Assets Gasverteil netze\r\nmit Blick auf ihre finanziellen Handlungsspielräume und damit auch mit Blick auf ihre\r\nGestaltungsmöglichkeiten sehr kritisch sehen.\r\nZusammenfassend möchten wir deshalb an Sie den Appell richten, dass der neue Ordnungsrahmen die Vielfalt\r\nder vorhandenen Transformationsoptionen, insbesondere den Dreiklang aus Umstellung, Stilllegung und\r\nErgänzungsneubau, unvoreingenommen abbilden sollte.\r\nBei Fragen sind wir gern für Sie da.\r\nFreundliche Grüße\r\ninetz"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015498","regulatoryProjectTitle":"Tragfähiger rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung für Erdgasverteilernetzbetreiber","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/94/43/500932/Stellungnahme-Gutachten-SG2503310114.pdf","pdfPageCount":75,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\nfür Erdgasverteilernetzbetreiber\r\nEine Analyse der Bedeutung der Vorgaben des EU-Gaspakets für die Ausgestaltung\r\ndes nationalen Rechtsrahmens für H2-Ready-Investitionen in Erdgasverteilernetze sowie\r\nfür den Umgang mit Investitionen in Wasserstoffnetze\r\nDr. Kristin Spiekermann, Dr. Peter Rosin, Jana Michaelis (LL.M.)\r\n19. Dezember 2024\r\n2\r\nGliederung\r\nA. Sachverhalt und Hintergrund ............................................................................................ 4\r\nB. Prüfungsauftrag ............................................................................................................... 8\r\nC. Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse ............................................................ 9\r\nD. Rechtliche Würdigung .................................................................................................... 16\r\nI. Nationale regulatorische Vorgaben hinsichtlich des Umgangs mit Investitionen in H2-\r\nReady- und Neubaumaßnahmen von H2-Leitungen de lege lata ................................... 17\r\n1. Regulatorischer Rechtsrahmen Erdgas(verteiler)netze .................................................. 17\r\n2. Bedeutung der §§ 28j bis 28p EnWG für Wasserstoffverteilernetzbetreiber ................... 19\r\n3. Gesetzliche Vorgaben für die Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen ............... 21\r\n4. WasserstoffNEV ............................................................................................................. 24\r\n5. Festlegungen der BNetzA .............................................................................................. 27\r\na) Wanda-Festlegung ......................................................................................................... 27\r\nb) WasABi- und WaKandA-Festlegung .............................................................................. 32\r\n6. Zusammenfassende Darstellung der für diese Untersuchung besonders relevanten\r\nregulatorischen Vorgaben de lege lata ........................................................................... 33\r\na) Allgemeine Regelungen im EnWG ................................................................................. 34\r\nb) Regelungen mit Bedeutung nur für H2-Ready-Maßnahmen ........................................... 35\r\nc) Regelungen mit Bedeutung nur für neue H2-Leitungen .................................................. 36\r\nII. Regulatorische Vorgaben des EU-Gaspakets hinsichtlich des Umgangs mit Kosten aus\r\nH2-Ready-Investitionen .................................................................................................. 38\r\n1. Vorgaben der GasRL zum Umgang mit H2-Ready-Investitionen und daraus\r\nresultierenden H2-Ready-Kosten ................................................................................... 38\r\na) Normen der GasRL mit unmittelbarem Bezug zur Entgeltregulierung ............................ 39\r\nb) Weitere relevante Vorgaben der GasRL ........................................................................ 41\r\nc) Maßgeblichkeit der Erwägungsgründe ........................................................................... 44\r\nd) Zwischenergebnis .......................................................................................................... 46\r\n2. Abgleich mit den Vorgaben der Vorgänger-Richtlinien hinsichtlich der Entgeltregulierung\r\nund deren Umsetzung im bislang geltenden, nationalen Rechtsrahmen ........................ 46\r\na) Richtlinie 2003/55/EG .................................................................................................... 46\r\nb) Richtlinie 2009/73/EG .................................................................................................... 48\r\nc) Umsetzung der Richtlinien 2003/55/EG und 2009/73/EG im deutschen Recht und\r\nhieraus abgeleiteter Effizienzmaßstab auf nationaler Ebene .......................................... 49\r\nd) Zwischenergebnis .......................................................................................................... 49\r\n3. Transformationseffizienz als materieller Maßstab des Prinzips der Kostenorientierung im\r\nnationalen Recht ............................................................................................................ 50\r\na) Erste Stufe: Feststellung und Prüfung der von den Netzbetreibern tatsächlich geltend\r\ngemachten Kosten ......................................................................................................... 50\r\nb) Zweite Stufe: Methoden, mit denen die BNetzA den effizienten Kostenansatz „verproben“\r\nkönnte ............................................................................................................................ 53\r\nc) Zwischenergebnis .......................................................................................................... 54\r\n4. GasVO ........................................................................................................................... 55\r\n3\r\na) Art. 5 GasVO ................................................................................................................. 55\r\nb) Weitere Vorgaben der GasVO ....................................................................................... 56\r\n5. Zwischenergebnis .......................................................................................................... 58\r\nIII. Vorschlag zur Umsetzung des neuen regulatorischen Effizienzmaßstabs für H2-Ready-\r\nInvestitionen ................................................................................................................... 58\r\n1. Anpassung des § 21 Abs. 2 EnWG ................................................................................ 59\r\n2. Anpassung des § 1 EnWG ............................................................................................. 60\r\n3. Anpassung des § 21 Abs. 2 S. 5 EnWG ......................................................................... 61\r\n4. Aufsatzpunkte für weitere mögliche Modifikationen des EnWG ...................................... 61\r\nIV. Regulatorische Vorgaben des EU-Gaspakets hinsichtlich des Umgangs mit Kosten aus\r\nNeubaumaßnahmen von H2-Leitungen ......................................................................... 62\r\n1. Abbildung von Kosten für H2 Neubaumaßnahmen über das bestehende Wasserstoff-\r\nRegulierungsregime ....................................................................................................... 64\r\n2. Abbildung von Kosten für H2-Neubaumaßnahmen über das Erdgas-Regulierungsregime\r\n...................................................................................................................................... 65\r\na) Vorgaben der GasRL ..................................................................................................... 67\r\naa) Normen der GasRL mit unmittelbarem Bezug zur Erdgasentgeltregulierung .................. 67\r\nbb) Weitere relevante Vorgaben der GasRL ........................................................................ 68\r\ncc) Zwischenfazit ................................................................................................................. 69\r\nb) Zulässigkeit einer Behandlung der Kosten als effiziente Erdgasnetzkosten analog H2-\r\nReady-Kosten ................................................................................................................ 69\r\nc) Vorliegen eines Finanztransfers nach Art. 5 Abs. 1 und 2 GasVO ................................. 70\r\nd) Zulässigkeit der Genehmigung eines gesonderten Entgelts nach Art. 5 Abs.4 und Abs. 5\r\nNr. 1 GasVO .................................................................................................................. 70\r\n3. Ergebnis......................................................................................................................... 74\r\n4\r\nA. Sachverhalt und Hintergrund\r\nErdgas nimmt im heutigen Energiesystem insbesondere für die Bereitstellung von Raumund\r\nProzesswärme eine zentrale Rolle ein. So machte Erdgas im Jahr 2021 rund 27 Prozent\r\ndes Primärenergiebedarfs aus. Dabei sind in Deutschland für die Verteilung von Gas\r\nmehr als 700 Verteilernetzbetreiber zuständig. Sie betreiben ein Netz mit insgesamt etwa\r\n511.000 Kilometer Leitungslänge, wobei etwa die Hälfte der Gasnetze kleiner ist als 250\r\nKilometer.1\r\nDer deutsche Gesetzgeber hat in § 3 Abs. 2 S. 1 des Bundes-Klimaschutzgesetzes (KSG)2\r\ndas nationale Klimaschutzziel vorgegeben, bis zum Jahr 2045 die Treibhausgasemissionen\r\nso weit zu mindern, dass Netto-Treibhausgasneutralität erreicht wird. Netto-Treibhausgasneutralität\r\nist dabei in § 2 Nr. 9 KSG als das Gleichgewicht zwischen den anthropogenen\r\nEmissionen aus Quellen und dem Abbau solcher Gase durch Senken definiert.\r\nMit Blick auf dieses politisch vorgegebene Ziel, bis 2045 Netto-Treibhausgasneutralität zu\r\nerreichen, wird allgemein eine grundlegende Transformation des Gassystems für nötig\r\nerachtet.\r\nEs dürfte feststehen, dass die Transformation von Erdgasverteilernetzen zu H2-Verteilernetzen\r\neine absehbare und realistische Zukunftsperspektive, jedenfalls für Teile des\r\nErdgasverteilernetzes, darstellen wird. Erforderlich ist dies allein schon deshalb, weil ein\r\nGroßteil der deutschen Industrie-Standorte zu weit vom genehmigten Wasserstoff-Kernnetz\r\nentfernt liegt (für ca. 78 % der Industrie-Standorte, die künftig Wasserstoff in ihrer\r\nProduktion benötigen, beträgt die Entfernung zum Kernnetz 1 Kilometer oder mehr) und\r\ndaher eine Weiterverteilung über Verteilernetze benötigt. Hinzu kommt, dass die aktuellen\r\ngesetzlichen Vorgaben zur Wärmeplanung jedenfalls soweit sie auf die Ausweisung eines\r\nGebiets als Wasserstoffnetzausbaugebiet nach § 71 Abs. 8 S. 3 oder nach § 71k Abs. 1\r\nNr. 1 des Gebäudeenergiegesetzes3 ausgerichtet sind (vgl. §§ 26, 27 Wärmeplanungsgesetz),\r\neine Transformation von Erdgasverteilernetzen voraussetzen.\r\nWährend also eine jedenfalls teilweise Transformation der Erdgasverteilernetze in Wasserstoffnetze\r\naus rechtlichen und tatsächlichen Gründen als sehr wahrscheinlich anzusehen\r\nist und die betroffenen Erdgasverteilernetzbetreiber bereits dementsprechende Überlegungen\r\nanstellen, gibt es in Deutschland derzeit keinen umfassenden speziellen regulatorischen\r\nRechtsrahmen für diese Transformation der Erdgasverteilernetze.\r\nZwar hat der deutsche Gesetzgeber sehr frühzeitig eine sogenannte Übergangsregulierung\r\nfür Wasserstoffnetze in das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)4 aufgenommen. Die\r\nin Abschnitt 3b des EnWG enthaltenen Vorschriften, die mit dem Titel “Regulierung von\r\n1 Vgl. hierzu Agora Energiewende, Ein neuer Ordnungsrahmen für Erdgasverteilnetze (2023), S. 17.\r\n2 Bundes-Klimaschutzgesetz vom 12. Dezember 2019 (BGBl. I S. 2513), zuletzt geändert durch Art. 1 des Gesetzes\r\nvom 15. Juli 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 235).\r\n3 Gebäudeenergiegesetz vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1728), zuletzt geändert durch Art. 1 des Gesetzes vom\r\n16. Oktober 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 280).\r\n4 Gesetz zur Umsetzung unionsrechtlicher Vorgaben und zur Regelung reiner Wasserstoffnetze im Energiewirtscha\r\n􀅌srecht vom 27.07.2021, BGBl. I 2021, S. 3026 ff.\r\n5\r\nWasserstoffnetzen” überschrieben sind, wurden im Jahr 2024 durch weitere Regelungen\r\nergänzt, die auf das Wasserstoff-Kernnetz fokussiert sind. Auch hat der Verordnungsgeber\r\neine Rechtsverordnung implementiert, die die Grundlagen zur Ermittlung der Netzkosten\r\nund Grundsätze der Bestimmung der Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen\r\nregelt.5 All diese Vorschriften gelten aber nur für diejenigen Wasserstoffnetzbetreiber,\r\ndie der Regulierung unterfallen, weil sie eine sog. Opt-In-Erklärung abgegeben haben.\r\nDerartige Erklärungen sind, soweit bekannt, bislang nicht abgegeben worden, so dass den\r\nbestehenden regulatorischen Wasserstoffregelungen jedenfalls für Wasserstoffverteilernetzbetreiber\r\nderzeit keine praktische Relevanz zukommt.\r\nHinzu kommt, dass der Europäische Gerichtshof (EuGH) in seiner Entscheidung vom\r\n02.09.20216 der Bundesnetzagentur (BNetzA) eine größere Unabhängigkeit von gesetzgeberischen\r\nVorgaben zugesprochen hat. Das hatte zur Folge, dass Ende 2023 in das\r\nEnWG neue Regelungen zur Gewährleistung der Unabhängigkeit der BNetzA eingefügt\r\nwurden.7 Auf dieser neuen rechtlichen Grundlage ist die BNetzA jetzt auch im Wasserstoffbereich\r\ntätig. Schließlich ist das EU-Gaspaket am 4. August 2024 in Kraft getreten.8\r\nEs besteht aus der Gasbinnenmarktrichtlinie 2024/17889 (nachfolgend: GasRL) sowie der\r\nGasbinnenmarktverordnung 2024/178910 (nachfolgend: GasVO). Ausweislich Art. 94\r\nGasRL ist die Richtlinie bis zum 5. August 2026 durch die Mitgliedstaaten in nationales\r\nRecht umzusetzen. Demgegenüber ist die GasVO ab ihrem Geltungsbeginn11 in allen ihren\r\nTeilen verbindlich und gilt unmittelbar in jedem Mitgliedstaat, vgl. Art. 89 GasVO. Die\r\nVorschriften des Gaspakets, also sowohl GasVO als auch GasRL, enthalten eine Vielzahl\r\nvon Regelungen, die den Wasserstoffsektor betreffen, und entweder unmittelbar (GasVO)\r\ngelten oder aber in deutsches Recht umgesetzt werden müssen.\r\nZusammenfassend kann man mithin festhalten, dass es in Deutschland zwar bereits\r\nzahlreiche regulatorische Vorgaben für den Wasserstoffsektor gibt. Diese sind aber auf\r\ndas sog. Kernnetz fokussiert und stehen zudem in einem Spannungsfeld mit neuen europäischen\r\nVorgaben und einer gesteigerten Unabhängigkeit der BNetzA. Dies führt dazu,\r\n5 Wasserstoffnetzentgeltverordnung vom 23. November 2021 (BGBl. I S. 4955).\r\n6 Vgl. EuGH, Urt. v. 02.09.2021, Rs. C-718/18.\r\n7 Vgl. Gesetz zur Anpassung des Energiewirtscha􀅌srechts an unionsrechtliche Vorgaben und zur Änderung weiterer\r\nenergierechtlicher Vorschri􀅌en, BGBl. I 2023. Nr. 405, S. 2ff.\r\n8 Die Veröffentlichung erfolgte am 15. Juli 2024 im Amtsbla􀆩 der EU, vgl. ABl. L, 2024/1789, 15.7.2024 sowie\r\nABl. L, 2024/1788, 15.7.2024. GasVO und GasRL sind jeweils am 20. Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsbla􀆩\r\nin Kra􀅌 getreten, vgl. Art. 96 S. 1 der GasRL und Art. 89 Abs. 1 S. 1 der GasVO.\r\n9 Richtlinie (EU) 2024/1788 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024 über gemeinsame Vorschri\r\n􀅌en für die Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff, zur Änderung der Richtlinie (EU)\r\n2023/1791 und zur Au􀄬ebung der Richtlinie 2009/73/EG.\r\n10 Verordnung (EU) 2024/1789 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024 über die Binnenmärkte\r\nfür erneuerbares Gas, Erdgas sowie Wasserstoff, zur Änderung der Verordnungen (EU) Nr. 1227/2011, (EU)\r\n2017/1938, (EU) 2019/942 und (EU) 2022/869 sowie des Beschlusses (EU) 2017/684 und zur Au􀄬ebung der Verordnung\r\n(EG) Nr. 715/2009 (Neufassung).\r\n11 Gem. Art. 89 Abs. 1 GasVO gilt diese ab dem 5. Februar 2024. Abs. 2 des Art. 89 GasVO sieht dabei einen abweichenden\r\nGeltungsbeginn bereits zum 1. Januar 2025 bzw. 4. August 2024 für bes􀆟mmte, ausdrücklich aufgeführte\r\nAr􀆟kel der GasVO vor.\r\n6\r\ndass die Erdgas- wie auch die Wasserstoff-Verteilernetzbetreiber, die einen ganz erheblichen\r\nTeil der Investitionskosten für den politisch gewünschten Wasserstoffhochlauf werden\r\nschultern müssen, in einem ganz besonderen Maße regulatorischen Unsicherheiten\r\nausgesetzt sind. Denn es ist unklar, wie der nationale Rechtsrahmen für sie zukünftig aussehen\r\nwird. Regulatorische Unsicherheiten sind aber ein bedeutsames Hindernis für Kapitalgeber,\r\num in den Wasserstoffsektor zu investieren und so zu einer Beschleunigung\r\ndes Wasserstoffhochlaufs beizutragen.\r\nVor diesem Hintergrund erscheint es zwingend notwendig, den bestehenden regulatorischen\r\nRechtsrahmen für Investitionen in Erdgas- und Wasserstoffverteilernetze aufzuarbeiten\r\nund mit den neuen Vorgaben des europäischen Rechts sowie den aktuellen Überlegungen\r\nder BNetzA zur regulatorischen Ausgestaltung des Wasserstoffsektors abzugleichen.\r\nDabei geht es primär darum, die Vorgaben des europäischen Rechts herauszuarbeiten\r\nund auf dieser Basis Grundzüge und Vorschläge für einen rechtlichen Rahmen für\r\neine zukünftige Transformationsregulierung für Erdgasverteilernetze zur Gewährleistung\r\nvon Rechtssicherheit für Investitionen in Wasserstoffverteilernetze zu erarbeiten.\r\nDabei muss man sich allerdings auch vor Augen führen, dass es zwei Arten von Investitionen\r\nin Wasserstoffverteilernetze gibt bzw. geben wird, die sich von ihrem Ansatzpunkt\r\ngrundlegend unterscheiden und deshalb weitgehend getrennt zu untersuchen sind: Es\r\nliegt zum einen auf der Hand, dass es Neubaumaßnahmen von H2-Leitungen geben\r\nwird. Hiermit ist die Errichtung von neuen Wasserstoffleitungen gemeint, die beispielsweise\r\neinen Elektrolyseur mit einem Industriekunden verbinden, ohne dass für diese Belieferung\r\nTeile einer (früheren) Erdgasleitungsinfrastruktur genutzt werden. Es geht hierbei\r\nalso um die Errichtung einer Wasserstoffinfrastruktur „auf der grünen Wiese“ ohne Verwendung\r\nbestehender Erdgasinfrastruktur.\r\nZum anderen gibt es aber auch sog. H2-Ready-Investitionen. Hierbei handelt es sich um\r\nInvestitionen in die bestehende Erdgasinfrastruktur. Konkret bezeichnen „H2-Ready-\r\nInvestitionen“ Ersatzinvestitionen sowie Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen\r\nin das bestehende Erdgasverteilernetz, die bereits auch im Hinblick auf eine zukünftige\r\nNutzung der betreffenden Erdgasinfrastruktur für Wasserstoff getätigt werden. Ein\r\nBeispiel für eine derartige H2-Ready-Investition ist z.B. der Ersatz einer Verdichterstation\r\n(auch Kompressorstation), der so erfolgt, dass die neue Verdichterstation von vorneherein\r\nso ausgelegt wird, dass sie ohne größeren Zusatzaufwand nach Umstellung der entsprechenden\r\nLeitung auch für Wasserstoff genutzt werden kann. Kennzeichnend für eine derartige\r\nH2-Ready-Investition wird regelmäßig sein, dass die Investition in das bestehende\r\nErdgasverteilernetz aufgrund ihrer dualen Geeignetheit teurer sein wird als wenn die betreffende\r\nInvestition ausschließlich auf die weitere Verwendung für Erdgas ausgerichtet\r\nwäre, sie aber im gleichen Moment eine gestufte Investition, bestehend aus der heutigen\r\nInvestition in die reine Erdgasverteilernetzinfrastruktur und der künftigen für die Transformation\r\nnotwendigen Investitionen bei Umstellung der Erdgasverteilernetzinfrastruktur auf\r\nWasserstoffverteilernetzinfrastruktur, entbehrlich macht.\r\n7\r\nDie im Nachfolgenden verwendete Begrifflichkeit „H2-Ready-Kosten“ bezieht sich auf die\r\nZusatz- oder Differenzkosten, die gerade dadurch verursacht werden, dass die Investition\r\nin die Erdgasinfrastruktur in einer Art und Weise erfolgt, die die zukünftige Nutzung\r\ndes betreffenden Assets auch für Wasserstoff ermöglicht.\r\nAbschließend wird die in Rede stehende Problematik, für die hier Lösungsmöglichkeiten\r\nde lege ferenda gesucht werden, noch an einem konkreten Beispiel verdeutlicht werden:\r\nEin Beteiligungsunternehmen der Thüga hat von einem Fernleitungsnetzbetreiber (FNB)\r\nein Angebot für die Errichtung einer H2-Anbindungsoptionen erhalten. Dieses Angebot\r\nsieht als Leistung des FNB die Errichtung eines konkreten Netzanbindungspunktes mit\r\neiner sog. Abgriffstation, ein exklusives Anschlussrecht für fünf Jahre an die Abgriffstation,\r\nwelches gegen eine zusätzliche Servicepauschale um weitere fünf Jahre verlängert werden\r\nkönne sowie die Wartung und Instandhaltung sowie Betriebsführung der Abgriffstation\r\nvor. Die Kostenerstattungsvereinbarung sieht vor, dass der (zukünftige) Wasserstoffverteilernetzbetreiber\r\nanfallende Planungs- und Genehmigungsleistungen, Materialkosten,\r\nKosten für Bau- und Inbetriebnahme sowie Wartung und Instandhaltung bezahlen muss.\r\nDas Eigentum an der Abgriffstation soll beim FNB verbleiben. Die Kostenerstattung sichert\r\nkeine verbindlichen Wasserstoffkapazitäten oder einen Anschluss an das Wasserstoffnetz\r\nzu, beinhaltet also keine Kapazitätsbuchung. Das Angebot weist zwei Szenarien aus: Zum\r\neinen ist danach ein Einrichten der Abgriffstation im Zuge eines Neubaus möglich (Neubaumaßnahmen\r\nvon H2-Infrastruktur). Zum anderen wird die Einrichtung der Abgriffstation\r\nim Bestand angeboten (H2-Ready-Investition). In dem Angebot heißt es ferner, dass\r\nbei der Errichtung der Abgriffstation im Zuge der Neubauleitung diverse Synergieeffekte\r\ngegenüber dem Bau im Bestand erzielt werden können, wodurch unter bestimmten Umständen\r\ngroße Kostenersparnisse realisiert werden könnten. In jedem Fall wird der frühzeitige\r\nBau der Abgriffstation als die effiziente und sinnvolle Variante dargestellt. Vorteile\r\ndes sofortigen Baus der Abgriffstation wären insbesondere die frühzeitige Reduktion der\r\nCO2-Emissionen, Wettbewerbsvorteile durch die Erschließung neuer Märkte, die Schaffung\r\nvon Synergien im Zuge des Neubaus, die Generierung von Kostenvorteilen durch\r\nBau der Abgriffstation im Zuge des Neubaus, Genehmigungssicherheit durch Planfeststellungsbeschluss,\r\nein exklusives Anschlussrecht für mindestens fünf Jahre sowie die Schaffung\r\nvon Planungssicherheit. Auch nach Auffassung des Thüga-Beteiligungsunternehmens\r\nsei es volkswirtschaftlich auf jeden Fall sinnvoll und wäre dem Wasserstoff-Hochlauf\r\ndienlich, diese Abgriffstation bereits jetzt zu errichten. Möglicherweise werde dieses Projekt\r\naber scheitern, weil der Erdgasverteilernetzbetreiber die aktuelle regulatorische Situation\r\nso einschätzt, dass er die Kosten aus der Kostenerstattungsvereinbarung selbst tragen\r\nmüsse und weder über die Wasserstoff-Regulierung noch über die Erdgasnetzregulierung\r\nüber Netzentgelte erstattet bekommen könne. Um hier Klarheit zu bekommen, sei\r\nes zwingend erforderlich schnellstens eine Regulierung auch fürs Wasserstoff-Verteilernetz\r\nzu schaffen und es wäre für den Wasserstoff-Hochlauf mehr als sinnvoll, die Kosten\r\nfür die Abgriffstation ins Erdgasnetz wälzen zu können.\r\n8\r\nB. Prüfungsauftrag\r\nVor dem unter A. skizzierten Sachverhalt und Hintergrund sind wir von der Thüga AG\r\n(Auftraggeber) gebeten worden, Überlegungen zu einem möglichen rechtlichen Rahmen\r\nfür eine Transformationsregulierung für Erdgasverteilernetze zur Gewährleistung von\r\nRechtssicherheit für Wasserstoff-Investitionen anzustellen. Im Einzelnen sollen insbesondere\r\ndie folgenden drei Themenkomplexe in den Blick genommen werden:\r\n1. Da ein möglichst schneller H2-Hochlauf politisch gewollt ist, soll in einem ersten\r\nSchritt geprüft werden, welche regulatorischen Vorgaben hinsichtlich des Umgangs\r\nmit Investitionen in H2-Ready-Maßnahmen und Neubaumaßnahmen von\r\nH2-Leitungen de lege lata in Deutschland derzeit bereits bestehen.\r\n2. In einem zweiten Schritt ist herauszuarbeiten, welche Vorgaben das sog. EUGaspaket\r\n(GasVO und GasRL) hinsichtlich des Umgangs mit H2 Ready-Investitionen\r\nvorsieht.\r\n3. Hierauf aufbauend stellt sich die Frage, wie die Umsetzung bzw. Konkretisierung\r\nvon Verordnung und Richtlinie in den nationalen Rechtsrahmen erfolgen könnte,\r\num ein möglichst großes Maß an Rechtssicherheit hinsichtlich der zu tätigenden\r\nInvestitionen zu gewährleisten.\r\n9\r\nC. Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse\r\n Der für Erdgasverteilernetze nach geltendem nationalen Recht gegebene Effizienzmaßstab\r\nwird infolge der zeitlichen Begrenzung der Erforderlichkeitsbetrachtung\r\nder Kosten auf den Zeitpunkt der getätigten Investition einerseits und die Betrachtung\r\ndes (fiktiven) Wettbewerbsmarkts einer (lediglich) sicheren Energieversorgung\r\nderzeit dahingehend verstanden, dass im Rahmen der Erforderlichkeitsprüfung\r\ninsbesondere zukünftige (Netz)Entwicklungen und damit einhergehende\r\nInvestitionserfordernisse im Hinblick auf die Herstellung von Klimaneutralität, die\r\neine Transformation insbesondere der Erdgasnetzinfrastruktur erfordern, normativ\r\naußer Betracht bleiben.\r\n Die Refinanzierung der Kosten für H2-Ready-Investitionen über das bestehende\r\nErdgas-Regulierungsregime ist damit für Erdgasverteilernetzbetreiber aktuell jedenfalls\r\nmit Rechtsunsicherheiten verbunden, da der Aspekt der Klimaneutralität\r\nim EnWG im Rahmen der Regulierung als Zweckbestimmung über die in § 1 Abs. 1\r\nEnWG erwähnte Treibhausgasneutralität zwar im weitesten Sinne enthalten ist,\r\njedoch schon bei der speziellen Erwähnung der Ziele der Regulierung in § 1 Abs. 2\r\nEnWG keine explizite Erwähnung mehr findet.\r\n Dessen ungeachtet finden sich bereits im geltenden Rechtsrahmen – jedenfalls\r\nbezogen auf das Wasserstoff-Kernnetz – Aussagen, die auch für H2-Ready-Investitionen\r\nrelevant sein könnten. So wird ein Grundsatz im Sinne von „Umstellung vor\r\nNeubau“ vorgegeben, nach welchem vorhandene Leitungsinfrastrukturen wie das\r\nbestehende Erdgas(verteiler)netz vorrangig als Grundlage für das Wasserstoff-\r\nKernnetz dienen sollen. Folgerichtig sieht die Wasserstoff-Kernnetz-Genehmigung\r\nder BNetzA vom 22. Oktober 2024 vor, dass von den beantragten, teils auf das\r\nVerteilernetz bezogenen Maßnahmen mit einer Leitungslänge von 9.040 km rund\r\n60 Prozent auf Umstellungen bestehender Erdgasleitungen entfallen. Zudem sieht\r\n§ 9 Abs. 6 WasserstoffNEV, der für alle Wasserstoffnetzbetreiber gilt, auf die die\r\nregulatorischen Vorschriften anwendbar sind, die Möglichkeit von zusätzlichen Investitionen\r\nin Gas-Altanlagen vor, um diese Altanlagen technisch für das Wasserstoffnetz\r\nnutzbar zu machen. Hieran anknüpfend sehen die WasserstoffNEV und\r\ndie WANDA-Festlegung diverse spezielle Regelungen für die Abschreibung von\r\numgewidmeten Erdgasleitungen vor. Diese Regelungen könnten ggf. in einem\r\nkünftigen Transformationsregulierungsregime nutzbar gemacht werden.\r\n Demgegenüber ist der aktuell geltende Rechtsrahmen für H2-Neubaumaßnahmen\r\nschon deutlich weiterentwickelt. Abgesehen davon, dass über § 28o EnWG mit\r\nAusnahme der Vorgaben zur Anreizregulierung nach § 21a EnWG sowie die Genehmigung\r\nvon Entgelten nach § 23a EnWG die Regelungen nach § 21 EnWG\r\nauch für Betreiber von Wasserstoffnetzen gelten, ist festzuhalten, dass – für die\r\nFälle eines Opt-In – mit der WasserstoffNEV grundsätzlich ein vollständiger Ordnungsrahmen\r\nfür die Entgeltbildung vorhanden ist. Dieser Rechtsrahmen könnte\r\n10\r\nnach Auffassung der BNetzA jedenfalls teilweise zukünftig durch eine analoge Anwendung\r\nvon Vorgaben aus der WANDA-Festlegung ergänzt bzw. modifiziert werden.\r\nAuch Überlegungen zur intertemporalen Verschiebung von Kosten bzw. Entgelten\r\nbetrachtet die BNetzA nicht als per se ausgeschlossen.\r\n Das EU-Gaspaket steht insgesamt einer übergangsweisen, bis zur endgültigen\r\nUmstellung der Erdgasverteilernetze auf Wasserstoff erfolgenden regulatorischen\r\nBehandlung von H2-Ready-Kosten als „effiziente“ Erdgasverteilernetzkosten nicht\r\nentgegen. Die GasRL gibt vielmehr einen im nationalen Recht bislang nicht explizit\r\nvorhandenen neuen Effizienzmaßstab vor, der bei Umsetzung in das nationale\r\nRecht eine Refinanzierung von Kosten der Vornahme von H2-Ready-Investitionen\r\nüber das Erdgas-Regulierungsregime zulässt, ohne dass dem Vorgaben der\r\nGasVO entgegenstünden.\r\n Die GasRL beinhaltet keine unmittelbaren Vorgaben in Bezug auf den Umgang mit\r\nH2-Ready-Investitionen. Eine rechtliche Analyse der GasRL zeigt jedoch, dass\r\ndiese – insoweit abweichend zu den vorhergehenden Binnenmarkt-Richtlinien –\r\ndas Ziel der Transformations- und Systemeffizienz im Hinblick auf den Übergang\r\nzu einem klimaneutralen Energiesystem vorgibt. Durch diese Zielvorgabe wird ein\r\nMaßstab implementiert, der vom bislang angewandten, primär am Wettbewerbsgedanken\r\norientierten Effizienzkostenmaßstab der Vorgängerrichtlinien abweicht\r\nbzw. diesen modifiziert.\r\n Der damit ausweislich der GasRL immanente Transformations-Effizienzmaßstab\r\ndürfte ausweislich der vorliegenden Begutachtung gerade auch im Rahmen der\r\nEntgeltregulierung, konkret bei der Auslegung des Kriteriums der Kostenorientierung,\r\neine entscheidende Rolle spielen. Demnach schließt es ein solcher Transformations-\r\nEffizienzmaßstab im Ergebnis nicht aus, „effiziente“ H2-Ready-Kosten\r\nfür einen Übergangszeitraum bis zur endgültigen Umstellung der Erdgasverteilernetze\r\nauf Wasserstoff regulatorisch als „effiziente“ Erdgasverteilernetzkosten behandeln\r\nzu können.\r\n Die GasRL und mithin der herausgearbeitete Transformations-Effizienzmaßstab\r\nsind im nationalen Recht umzusetzen. Dabei hat der nationale Gesetzgeber sicherzustellen,\r\ndass das Richtlinienziel im Sinne einer Verwirklichung des gesamten\r\nRichtlinienprogramms auf nationaler Ebene implementiert wird. Hieraus folgt, dass\r\ndem nationalen Gesetzgeber bei der Umsetzung der Richtlinienvorgaben Spielräume\r\nzukommen. Dabei könnte der nationale Gesetzgeber im Rahmen der Prüfung\r\ntransformationseffizienter Kosten in Anlehnung an das bereits heute im nationalen\r\nRecht implementierte System zweistufig vorgehen.\r\n Auf einer ersten Stufe wäre demnach der durch die GasRL modifizierte Effizienzkosten-\r\nMaßstab dergestalt anzusetzen, dass die Kosten im Hinblick auf ihre Erforderlichkeit\r\nnicht nur im Zeitpunkt ihrer Genehmigung zu betrachten sind, sondern\r\n11\r\ndem Ziel und dem Auftrag der GasRL entsprechend auch im Hinblick auf eine zukünftige,\r\neffiziente Transformation hin zu untersuchen sind. Dabei könnte die Prüfung\r\nder Effizienz von Kosten im Wege eines „Kostenabgleichs“ erfolgen, wobei\r\nfolgende Kosten gegenübergestellt würden:\r\n1. die Kosten der allein für die Erdgasverteilernetzinfrastruktur (und damit nach\r\nbisherigem Maßstab kosteneffizienten) notwendigen Investitionen (nachfolgend:\r\n„reine Erdgasverteilernetz-Investition“);\r\n2. spätere, prognostizierte Kosten der für die Transformation notwendigen Investitionen\r\nbei Umstellung der Erdgasverteilernetzinfrastruktur auf Wasserstoff,\r\nwie diese ohne vorangegangen H2-Ready-Investition erforderlich würde (nachfolgend:\r\n„H2-Umstellungs-Investition“);\r\n3. die zusätzlichen H2-Readykosten, die dadurch entstehen, dass die Investition\r\nin die Erdgasverteilernetzinfrastruktur in einer Art und Weise erfolgt, die die\r\nzukünftige Nutzung des betreffenden Assets auch für Wasserstoff ermöglicht\r\n(„H2-Ready-Investition“, vgl. bereits die Definition unter A.).\r\nDabei dürften H2-Ready-Kosten initial als effizient eingestuft werden, wenn die\r\nKosten der reinen Erdgasverteilernetz-Investition addiert mit den Kosten der H2-\r\nUmstellungs-Investition die Kosten der reinen Erdgasverteilernetz-Investition addiert\r\nmit den H2-Ready-Kosten übersteigen. Demgegenüber dürften H2-Ready-\r\nKosten – zumindest initial – als ineffizient eingestuft werden, wenn die Kosten der\r\nreinen Erdgasverteilernetz-Investition addiert mit den Kosten der H2-Umstellungs-\r\nInvestition geringer wären als die Kosten der reinen Erdgasverteilernetz-Investition\r\neinschließlich H2-Ready-Kosten.\r\nIm Rahmen dieses Kostenabgleichs dürften allerdings im Sinne einer Wesentlichkeitsbetrachtung\r\nauch weitergehende Kriterien für die Beurteilung heranzuziehen\r\nsein. Dazu zählen beispielsweise Kriterien der Nachhaltigkeit oder aber des Fachkräftemangels.\r\nVon Bedeutung dürfte diese Wesentlichkeitsbetrachtung vor allem\r\nin den Fällen sein, in denen ein Kostenabgleich im Ergebnis zeigt, dass sich die\r\njeweiligen Kosten nicht voneinander unterscheiden, oder aber die Kosten der H2-\r\nReady-Investition addiert mit den Kosten der reinen Erdgasverteilernetz-Investition\r\nüber denen liegen, die im Falle einer zeitlich gestuften Investition entstehen.\r\nInsoweit handelt es sich bei dem so verstandenen Kostenabgleich also um eine\r\nerste Näherung im Sine einer initialen Beurteilung der Transformations-Effizienz.\r\n Auf einer zweiten Stufe sind Vergleichsbetrachtungen anzustellen, mit denen die\r\nBNetzA den effizienten Kostenansatz „verproben“ können muss. So dürften die auf\r\nder ersten Stufe als effizient eingeordneten Kosten auf der zweiten Stufe einer\r\nVergleichsbetrachtung standhalten müssen und einer – gegebenenfalls erforderlichen\r\n– Korrektur auf ein „effizientes Maß“ zugänglich sein. Dabei müssen die jeweils\r\nbestehenden Transformations-Herausforderungen berücksichtigt werden. In\r\n12\r\ndiesem Zusammenhang werden insbesondere der Grundsatz „Umstellung vor\r\nNeubau“, aber auch die Konsistenz mit der jeweiligen kommunalen Wärmeplanung\r\nzu berücksichtigen sein.\r\n Art. 5 Abs. 1 und 2 GasVO steht einer regulatorischen Einordnung von effizienten\r\nH2-Ready-Kosten als Kosten des Erdgasverteilernetzes nicht entgegen. Denn\r\nwenn infolge des in der GasRL normierten und durch den nationalen Gesetzgeber\r\nim nationalen Recht zu implementierenden Transformations-Effizienzmaßstabs\r\nKosten für H2-Ready-Investitionen regulatorisch als effiziente Kosten des Erdgasverteilernetzes\r\nzu berücksichtigen sind und diese Kosten demnach zulässigerweise\r\nals Kosten der im Erdgasverteilernetz genutzten Betriebsmittel einzuordnen\r\nsind, werden diese folglich auch bei der Berechnung der Netzentgelte berücksichtigt.\r\nDemzufolge sind H2-Ready-Kosten in diesem Fall dem regulierten Anlagevermögen\r\nder Sparte „Erdgas“ zuzuordnen, weshalb per se schon kein Finanztransfer\r\nzwischen der regulierten Dienstleistung „Erdgasverteilung“ und der regulierten\r\nDienstleistung „Wasserstoffverteilung“ stattfindet.\r\n Dies gilt umso mehr, als im Stadium der Vornahme von H2-Ready-Investitionen in\r\nder Regel noch gar kein Wasserstoffverteilernetz vorliegen wird, für das – gemäß\r\nder Definition des Art. 2 Nr. 1 GasVO – netzbezogene Dienstleistungserlöse (Netzentgelte)\r\nberechnet werden. So zielt die Norm des Art. 5 GasVO und das grundsätzliche\r\nVerbot von Finanztransfers erkennbar auf einen Zustand ab, in dem bereits\r\nein Wasserstoffverteilernetz existiert, für das Netzentgelte berechnet werden.\r\n Der veränderte Effizienzmaßstab erfordert unter Berücksichtigung der Ergebnisse\r\nder durchgeführten Bestandsaufnahme die Modifikationen des bestehenden nationalen\r\nRechtsrahmens, um diesen Maßstab normativ zu verankern. Dabei ist eine\r\nRichtlinie für jeden Mitgliedstaat, an den sie gerichtet wird, hinsichtlich des zu erreichenden\r\nZiels verbindlich, überlässt jedoch den innerstaatlichen Stellen die\r\nWahl der Form und der Mittel.\r\n Die vorhandenen Regelungen in § 21 EnWG müssten zur Umsetzung des in der\r\nGasRL vorgegebenen Transformations-Effizienzmaßstabs nicht vollständig gestrichen\r\noder ersetzt werden. Es bleibt auch unter Anlegung eines modifizierten Effizienz-\r\nKostenmaßstabs grundsätzlich dabei, dass – im Einklang mit dem Wortlaut\r\nder europarechtlichen Vorgaben – allgemein (nur) die Kosten des „effizienten und\r\nstrukturell vergleichbaren Netzbetreibers“ berücksichtigungsfähig sind. Allerdings\r\ngilt es, im nationalen Rechtsrahmen sicherzustellen, dass an das Kriterium des\r\n„effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers“ im Erdgasverteilernetzbereich\r\nzukünftig ein insbesondere vom Elektrizitätsverteilernetzbereich abweichender,\r\nmaterieller Maßstab anzulegen ist. Dies ist im nationalen Recht normativ\r\nzu verankern, wobei zugleich sicherzustellen ist, dass die Unabhängigkeit der\r\nBNetzA hierdurch nicht unzulässig eingeschränkt wird.\r\n13\r\n In diesem Sinne empfehlen sich im Hinblick auf die Behandlung von Kosten für H2-\r\nReady-Investitionen verschiedene, am Ende des Gutachtens unter Ziff. D.III mit\r\nFormulierungen und Begründungen, die einem Gesetzesentwurf zugrunde gelegt\r\nwerden könnten, versehene Anpassungen des vorhandenen Entgeltregulierungsregimes.\r\nDiese Vorschläge beziehen sich zunächst maßgeblich auf § 21 Abs. 2\r\nEnWG und § 1 Abs. 2 EnWG. Überdies können weitere Anpassungen des vorhandenen\r\nRechtsrahmens in Betracht gezogen werden, wenngleich sich diese nicht\r\nunmittelbar auf die notwendige Verankerung des Transformations-Effizienzmaßstabs\r\nim nationalen Recht beziehen.\r\n Im Hinblick auf den Umgang mit Kosten für Investitionen in H2-Neubau-Maßnahmen\r\nenthält das geltende regulatorische Wasserstoffregime – seine Anwendbarkeit\r\ndurch Opt-In, gesetzliche oder behördliche Regelung durch die BNetzA unterstellt\r\n– vor allem mit § 28o Abs. 1 S. 3 EnWG und der WasserstoffNEV bereits\r\ndurchaus einen logischen und durchdachten Mechanismus für den Umgang mit\r\nKosten, die anfallen, bevor es die ersten physisch an das Netz angeschlossenen\r\nNetznutzer gibt und diese durch die Zahlung von Netzentgelten einen Beitrag zur\r\nFinanzierung leisten können. Jedoch birgt dieses “Sammeln” und die natürlich notwendige\r\nVerzinsung dieser Kosten die Gefahr in sich, dass die “angesammelten”\r\nKosten sehr hoch werden und dies selbst bei einer Verteilung auf maximal zehn\r\nJahre nach Beginn der Erhebung von Netzentgelten von Netznutzern zusammen\r\nmit den dann anfallenden Betriebskosten in Summe zu prohibitiv hohen Entgelten\r\nführen wird, die den Wasserstoffhochlauf behindern. Es erscheint deshalb erforderlich,\r\nMöglichkeiten zur Verringerung dieser Kostenmasse in den Blick zu nehmen.\r\n Eine solche Möglichkeit ist mit der Abbildung von Kosten für H2-Neubau-Maßnahmen\r\nüber das Erdgas-Regulierungsregime in den Blick zu nehmen. Relevante Anknüpfungspunkte\r\ndes EU-Gaspakets für die Bewertung der Zulässigkeit einer solchen\r\nAbbildung von Kosten für Investitionen in H2-Neubaumaßnahmen über das\r\nErdgas-Regulierungsregime sind die für H2-Ready-Maßnahmen herausgearbeiteten\r\nVorgaben der GasRL. Deshalb gelten auch für den Umgang mit Kosten für H2-\r\nNeubau-Investitionen die für H2-Ready-Maßnahmen herausgearbeiteten Ziele und\r\nMaßstäbe der GasRL.\r\n Eine originäre Abbildung von Investitionskosten für H2-Neubau-Maßnahmen über\r\ndas Erdgas-Regulierungsregime, wie sie für H2-Ready-Investitionen als möglich\r\nund zulässig befunden wurde, scheidet aus. Im Gegensatz zu H2-Ready-Investitionen,\r\nbei denen die originären Erdgasnetzkosten im Rahmen des in Anwendung\r\ndes Transformationseffizienz-Maßstabes vorzunehmenden Kostenabgleichs zusammen\r\nmit den Zusatzkosten für die H2-Umstellungs-Investition betrachtet werden\r\nkönnen, gibt es solche originären Erdgasnetzkosten im Falle von H2-Neubau-\r\nInvestitionen nicht.\r\n14\r\n Können Kosten der H2-Neubau-Investition deshalb nicht als Kosten betrachtet\r\nwerden, die originär dem Erdgas-Anlagevermögen zuzuordnen sind, so würde eine\r\ngleichwohl erfolgende Abbildung der Kosten über das Erdgas-Regulierungsregime\r\neinen Finanztransfer nach Art. 5 Abs. 1 GasVO darstellen, der den Mitgliedstaaten\r\nnach Art. 5 Abs. 2 GasVO grundsätzlich nicht gestattet ist.\r\n Die Genehmigung eines damit an sich unzulässigen Finanztransfers kommt nur\r\nunter den in Art. 5 Abs. 4 und 5 GasVO genannten Voraussetzungen durch Genehmigung\r\neines gesonderten Entgelts für Erdgasnetzkunden in Betracht.\r\n Voraussetzung ist die Feststellung der Regulierungsbehörde, dass die Finanzierung\r\nbetreffender Netze über Netzentgelte, die nur von den jeweiligen Netznutzern\r\ngezahlt werden, nicht tragfähig ist. Wann eine Finanzierung betreffender Netze\r\nüber Netzzugangsentgelte, die nur von den jeweiligen Netznutzern gezahlt werden,\r\nnach Art. 5 Abs. 4 GasVO nicht tragfähig ist, wird in der Regelung nicht weiter\r\npräzisiert. Grundsätzlich müsste hierbei eine bestimmte Anzahl von Netznutzern\r\nzugrunde gelegt werden. Auch insoweit enthält die GasVO keinerlei Konkretisierung.\r\nAus den relevanten Regelungen wird jedoch ersichtlich, dass sich die fehlende\r\nTragfähigkeit einer Finanzierung über die von den jeweiligen Netznutzern zu\r\nzahlenden Netzzugangsentgelte ausgehend von den für diese angemessenen und\r\nvorhersehbaren Entgelten beurteilen muss. Hierbei dürfte dem Mitgliedstaat bzw.\r\nder zu genehmigenden Regulierungsbehörde ein Ausgestaltungsspielraum zukommen,\r\nwobei die Regulierungsbehörde nach Art. 5 Abs. 4 S. 2 GasVO bei der\r\nPrüfung unter anderem den Wert der prognostizierten Finanztransfers, die sich daraus\r\nergebende Quersubventionierung zwischen den Nutzern der jeweiligen Netze\r\nund die Kosteneffizienz dieser Finanztransfers zu berücksichtigen hat.\r\n Entsprechend der Definition des Begriffs „Netznutzer“ in Art. 2 Nr. 60 GasRL, der\r\nauch für den in Art. 5 Abs. 5 lit. a) GasVO verwendeten Begriff des „Nutzers des\r\nregulierten Anlagevermögens Bedeutung zukommt, ist hierbei auch auf potenzielle,\r\nalso zukünftige Kunden abzustellen. Das bedeutet konkret, dass ein Finanztransfer\r\nauch bereits dann zulässig sein kann, wenn an das betreffende Netz physisch\r\nnoch keine Netznutzer angeschlossen sind.\r\n Die Einbeziehung auch „potenzieller Kunden“ in die Definition des Netznutzers erfordert\r\nes sodann jedoch, eine Konkretisierung dahingehend vorzunehmen, ab\r\nwelchem Grad der Wahrscheinlichkeit des Anschlusses zukünftiger Netzkunden\r\nvon einem „potenziellen Kunden“ gesprochen werden kann. Insoweit ist auch die\r\nVerweisung des Art. 56 Abs 5 GasRL von Relevanz, der vorgibt, dass die Regulierungsbehörde\r\nbei der Genehmigung besonderer Entgelte im Sinne des Art. 5\r\nGasVO die Ergebnisse der Prüfung des Entwicklungsplans für das Wasserstoffverteilernetz\r\nzu berücksichtigen hat. Damit verbunden ist folglich eine Bedarfsprüfung,\r\ndie jedoch im Lichte der Ziele der GasRL vorzunehmen ist, und daher auch\r\n15\r\nden Auftrag an die Mitgliedstaaten zu berücksichtigen hat, zugunsten der Marktakteure\r\nAnreize für Investitionen durch Gewährleistung der Refinanzierbarkeit zu\r\nschaffen.\r\nZum Hochlauf der Wasserstoff-Infrastruktur in Deutschland bedarf es der Ausgestaltung\r\nder Methodik eines (zulässigen) Finanztransfers im nationalen Rechtsrahmen\r\nsowie durch die nationale Regulierungsbehörde, wobei ACER auch diesbezüglich\r\nEmpfehlungen abgeben darf.\r\n16\r\nD. Rechtliche Würdigung\r\nZur Beantwortung der im Rahmen des Prüfungsauftrags formulierten Fragen ist es zunächst\r\nerforderlich, die nationalen regulatorischen Vorgaben hinsichtlich des Umgangs\r\nmit H2-Ready-Investitionen in das vorhandene Erdgasverteilernetz und Neubaumaßnahmen\r\nvon H2-Leitungen de lege lata im Sinne einer Bestandsaufnahme herauszuarbeiten.\r\nDenn nur so wird sichergestellt, dass der aktuelle Normenbestand bei Überlegungen de\r\nlege ferenda hinreichend berücksichtigt wird (I.).\r\nIn einem nächsten Schritt werden die regulatorischen Vorgaben des EU-Gaspaketes\r\nim Hinblick auf Investitionen in H2-Ready-Maßnahmen herausgearbeitet und daraufhin\r\nanalysiert, ob diese Vorgaben einer Anerkennung von Kosten für H2-Ready-Maßnahmen\r\nentgegenstehen bzw. welche Konsequenzen sich aus dem EU-Gaspaket im Hinblick auf\r\ndie Ausgestaltung des nationalen Regulierungsrahmens für H2-Ready-Investitionen ergeben.\r\nDabei wird das EU-Gaspaket im Hinblick darauf untersucht, welche Vorgaben in Bezug\r\nauf Investitionen in H2-Ready-Maßnahmen darin enthalten sind. Ein Schwerpunkt\r\nder Prüfung wird darauf liegen, inwieweit diese Vorgaben von Relevanz für die Ausgestaltung\r\neines nationalen Regulierungsregimes sind, wonach u.a. die Kosten für H2-Ready-\r\nInvestitionen12 in einer – wie auch immer definierten und konkret ausgestalteten – Übergangsphase\r\nüber das Erdgas-Regulierungsregime “abgebildet” werden können. Insbesondere\r\nwird es eines Abgleichs der Vorgaben der GasRL mit den die Netzentgeltbildung\r\nbetreffenden Vorgaben der Vorgängerrichtlinien bedürfen, um zu prüfen, ob der GasRL\r\nAnhaltspunkte für einen modifizierten und im Sinne der Begründung einer Zulässigkeit\r\nder Abbildung von H2-Ready-Kosten über das Erdgas-Regulierungssystem stehenden\r\nRegelungsinhalt zu entnehmen sind. Im Ergebnis ist festzustellen, dass die GasRL einen\r\nTransformations-Effizienzmaßstab vorgibt, der ins nationale Recht umzusetzen ist. Infolgedessen\r\nkann festgehalten werden, dass ein nationales Regulierungsregime, wonach\r\nes nicht per se ausgeschlossen ist, „effiziente“ H2-Ready-Kosten für einen Übergangszeitraum\r\nbis zur endgültigen Umstellung der Erdgasverteilernetze auf Wasserstoff regulatorisch\r\nals „effiziente“ Erdgasverteilernetzkosten behandeln zu können, mit den Vorgaben\r\ndes Gaspaketes, und damit insbesondere mit den Vorgaben der GasVO, im Einklang\r\nstünde (II.).\r\nSodann werden unter Berücksichtigung der Ergebnisse der Analysen der vorhandenen\r\nnationalen und der aus dem EU-Gaspaket folgenden regulatorischen Vorgaben erste konkrete\r\nVorschläge für die Umsetzung der europäischen Vorgaben in nationales Recht mit\r\nBlick auf H2-Ready-Kosten unterbreitet (III.).\r\n12 „H2-Ready-Inves􀆟􀆟onen“ bezeichnen, wie oben unter A. bereits erläutert, im Rahmen dieses Gutachtens Inves-\r\n􀆟􀆟onen (Ersatzinves􀆟􀆟onen sowie Erweiterungs- und Umstrukturierungsinves􀆟􀆟onen) in das bestehende Erdgasverteilernetz,\r\ndie über die Notwendigkeit für das Erdgasverteilernetz dergestalt hinausgehen, dass dieses technisch\r\ndarauf vorbereitet wird, mit möglichst geringem Umstellungsaufwand kün􀅌ig für die Verteilung von (reinem) Wasserstoff\r\ngenutzt werden zu können. Die im Nachfolgenden verwendete Begrifflichkeit „H2-Ready-Kosten“ bezieht\r\nsich auf die Zusatz- oder Differenzkosten, die gerade dadurch entstehen, dass die Inves􀆟􀆟on in die Erdgasinfrastruktur\r\nin einer Art und Weise erfolgt, die die zukün􀅌ige Nutzung des betreffenden Assets auch für Wasserstoff ermöglicht.\r\n17\r\nI. Nationale regulatorische Vorgaben hinsichtlich des Umgangs mit Investitionen in\r\nH2-Ready- und Neubaumaßnahmen von H2-Leitungen de lege lata\r\nJegliche Überlegungen betreffend die Ausgestaltung eines zukünftigen rechtlichen Rahmens\r\nfür eine Transformationsregulierung zur Gewährleistung von Rechtssicherheit für\r\nH2-Ready-Investitionen in das vorhandene Erdgasverteilernetz und Investitionen in Neubaumaßnahmen\r\nvon H2-Leitungen müssen zunächst auf dem Bestand an bereits vorhandenen\r\nregulatorischen Normen für den Wasserstoffsektor aufsetzen. Denn andernfalls besteht\r\ndie Gefahr, dass diese Normen bei etwaigen Überlegungen zur Umsetzung des Gaspaketes\r\nin nationales Recht durch den Gesetzgeber bzw. die BNetzA nicht hinreichend\r\nberücksichtigt werden.\r\nIn diesem Sinne sind zunächst die vorhandenen Vorgaben für die regulatorische Behandlung\r\nvon Kosten der Erdgas(verteiler)netze von Bedeutung (1.).\r\nEine Bestandsaufnahme des geltenden Rechtsrahmens ist ferner auch deshalb von besonderer\r\nBedeutung, weil Deutschland bereits im Jahre 2021 regulatorische Vorgaben für\r\nden Wasserstoffsektor implementiert und eine sogenannte Übergangsregulierung im\r\nEnergiewirtschaftsgesetz (EnWG) geschaffen hat, die dann im Jahr 2024 durch weitere\r\ngesetzliche Regelungen ergänzt wurde. De facto gab es in Deutschland also bereits vor\r\nInkrafttreten des Gaspakets eine durchaus umfassende Regulierung für Wasserstoffnetze\r\nim EnWG. So enthalten die §§ 28j bis 28p EnWG Regelungen, die mit „Regulierung von\r\nWasserstoffnetzen“ überschrieben sind. Diesen Regelungen kommt – und wird eine weiter\r\nsteigende – Bedeutung auch für Wasserstoffverteilernetzbetreiber zu (2.). Insbesondere\r\ngibt es auf gesetzlicher Ebene auch Vorgaben für die Entgelte für den Netzzugang;\r\nes liegt auf der Hand, dass diesen Regelungen schon a priori Bedeutung jedenfalls\r\nfür Investitionen in Neubaumaßnahmen von H2-Leitungen zukommen sollte (3.). Gleiches\r\ngilt damit selbstredend auch für die von der Bundesregierung am 23.11.2021 erlassene\r\nVerordnung über die Kosten und Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen (Wasserstoffnetzentgeltverordnung\r\n– WasserstoffNEV) (4.). Von besonderer Bedeutung und\r\nAktualität ist schließlich die auf der Grundlage des § 28o Abs. 3 S. 1 EnWG von der Großen\r\nBeschlusskammer Energie der BNetzA am 6. Juni 2024 erlassene Festlegung betreffend\r\nBestimmungen zur Bildung der für den Zugang zum Wasserstoff-Kernnetz zu erhebenden\r\nNetzentgelte und zur Errichtung eines für eine gewisse Dauer wirksamen Amortisationsmechanismus\r\n(WANDA) (5.). Schließlich werden die für weitere Überlegungen\r\nbetreffend einen (zukünftigen) rechtlichen Rahmen für eine Transformationsregulierung\r\nbesonders relevanten regulatorische Vorgaben de lege lata aus Gründen der besseren\r\nÜbersichtlichkeit für die weitere Bearbeitung noch einmal zusammenfassend dargestellt\r\n(6.).\r\n1. Regulatorischer Rechtsrahmen Erdgas(verteiler)netze\r\nDer nationale Gesetzgeber hat in den §§ 21, 21a EnWG das Entgeltregulierungsregime\r\nfür Energieversorgungsnetze ausgestaltet und materielle Maßstäbe für die Entgeltbestimmung\r\nnormiert.\r\n18\r\n§ 21 Abs. 2 S. 1 EnWG gibt demnach vor, dass die Entgelte auf der Grundlage der Kosten\r\neiner Betriebsführung gebildet werden, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren\r\nNetzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für\r\neine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten\r\nVerzinsung des eingesetzten Kapitals. Im Hinblick auf den Grundsatz\r\nder Kostenorientierung regelt § 21 Abs. 2 S. 3 EnWG, dass - soweit die Entgelte kostenorientiert\r\ngebildet werden - Kosten und Kostenbestandteile, die sich ihrem Umfang nach\r\nim Wettbewerb nicht einstellen würden, nicht berücksichtigt werden dürfen. Diese Regelung\r\nwird in der Literatur aufgrund des Maßstabs der Wettbewerbsanalogie als eine Präzisierung\r\ndes Effizienzkostenbegriffs verstanden.13\r\nIm Verlauf des Gesetzgebungsverfahrens und nach Erlass des EnWG 2005 wurde kontrovers\r\ndiskutiert, wie der Effizienzkostenmaßstab in § 21 Abs. 2 S. 1 EnWG zu definieren\r\nund mit welchem normativen Maßstab dieser gleichzusetzen ist.14 Schlussendlich wurde\r\nder Kostenmaßstab des effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers unter Berücksichtigung\r\nvon Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung in § 21 Abs. 2 EnWG\r\nnormiert. Das in § 21 Abs. 2 S. 1 EnWG normierte Effizienzkriterium („Kosten einer Betriebsführung,\r\ndie denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers\r\nentsprechen“) ist nach der Auffassung der BNetzA dahingehend zu verstehen, dass im\r\nRahmen der Entgeltregulierung nur die Kosten berücksichtigungsfähig sind, die für die\r\nErbringung der Leistung erforderlich sind.15 Entsprechend dem Ziel des europäischen\r\nund nationalen Gesetzgebers der Errichtung eines wettbewerblichen Marktes hat dementsprechend\r\nauch der BGH entschieden, dass damit der „fiktive Wettbewerbsmarkt“ den\r\nMaßstab für eine effiziente Betriebsführung bildet, wobei dieser ein Markt sei, auf dem\r\nWettbewerber diejenigen Leistungen anbieten, die eine sichere Versorgung der Verbraucher\r\nmit Energie gewährleisten.16\r\nDabei wird für die Beurteilung der Erforderlichkeit der Leistungserbringung auf den (fiktiven)\r\nWettbewerbsmarkt einer sicheren Energieversorgung auf den Zeitpunkt der Genehmigung\r\nder Entgelte abgestellt. Maßgeblich sind nach der BNetzA damit die zum Genehmigungszeitpunkt\r\nrelevanten Kosten und der Umstand, dass diese in diesem Moment für\r\ndie Leistungserbringung erforderlich sind.17\r\n13 Groebel, in: Bourwieg/Hellermann/Hermes, Energiewirtscha􀅌sgesetz, 4. Aufl. 2023, § 21 Rn. 8.\r\n14 Die Regierungsentwürfe zum EnWG 2005 sahen noch den Kostenmaßstab des § 12 Abs. 2 BTOElt („energiewirtscha\r\n􀅌lich ra􀆟onelle Betriebsführung“) und den Kalkula􀆟onsansatz der Ne􀆩osubstanzerhaltung vor. Nachdem der\r\nBundesrat den Kostenmaßstab der energiewirtscha􀅌lich ra􀆟onellen Betriebsführung abgelehnt ha􀆩e, empfahl der\r\nBundestagsausschuss für Wirtscha􀅌 und Arbeit nach eingehenden Diskussionen die Streichung von „energiewirtscha\r\n􀅌lich ra􀆟onell“ und dafür die Aufnahme einer „we􀆩bewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung“ in\r\nden Wortlaut der Norm. Erst nach Anrufung des Vermi􀆩lungsausschusses wurde auf die Normierung eines konkreten\r\nKalkula􀆟onsprinzips verzichtet und es wurde der Kostenmaßstab des effizienten und strukturell vergleichbaren\r\nNetzbetreibers unter Berücksich􀆟gung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung normiert. Vgl.\r\nzum Gesetzgebungsverfahren die Darstellung in BerlKommEnergieR/Säcker/Meinzenbach, 4. Aufl. 2019, § 21\r\nRn. 21 ff.\r\n15 Vgl. dazu Groebel, in: Bourwieg/Hellermann/Hermes, Energiewirtscha􀅌sgesetz, 4. Aufl. 2023, § 21 Rn. 67.\r\n16 BGH, Beschluss vom 14.08.2008, Az. KVR 36/07, Rn. 56 – Stadtwerke Trier.\r\n17 Vgl. Groebel, in: Bourwieg/Hellermann/Hermes, Energiewirtscha􀅌sgesetz, 4. Aufl. 2023, § 21 Rn. 67.\r\n19\r\nDurch diese zeitliche Begrenzung der Erforderlichkeitsbetrachtung einerseits und die Betrachtung\r\ndes (fiktiven) Wettbewerbsmarkts einer (lediglich) sicheren Energieversorgung\r\nandererseits wird der Effizienzmaßstab mithin derzeit dahingehend verstanden, dass im\r\nRahmen der Erforderlichkeitsprüfung insbesondere zukünftige (Netz)Entwicklungen und\r\ndamit einhergehende Investitionserfordernisse im Hinblick auf die Herstellung von Klimaneutralität,\r\ndie eine Transformation insbesondere der Erdgasnetzinfrastruktur erfordern,\r\nnormativ außer Betracht bleiben. Zwar gibt § 21 Abs. 2 S. 5 EnWG im Einklang\r\nmit den gesetzgeberischen Zielen in § 1 Abs. 2 Nr. 1 EnWG vor, dass bei der Bildung von\r\nEntgelten auch Kosten eines vorausschauenden Netzausbaus zur Verfolgung des\r\nZwecks und der Ziele des § 1 zu berücksichtigen sind. Kosten der Transformation vorhandener\r\nInfrastrukturen dürften davon jedoch jedenfalls nach dem Wortlaut nicht umfasst\r\nsein. Der Aspekt der Klimaneutralität findet damit im EnWG im Rahmen der Regulierung\r\nlediglich als Zweckbestimmung über die in § 1 Abs. 1 EnWG erwähnte Treibhausgasneutralität\r\nBerücksichtigung. Schon bei der speziellen Erwähnung derjenigen Ziele der Regulierung\r\nin § 1 Abs. 2 EnWG findet der Aspekt der Treibhausgasneutralität keine explizite\r\nErwähnung mehr. Zumindest aber muss die Regulierung nach § 1 Abs. 2 Satz 1 EnWG\r\nauch die Sicherung einer langfristigen sowie “gesamtwirtschaftlich optimierten” Energieversorgung\r\nim Blick haben, wobei Wasserstoff durch § 1 Abs. 1 EnWG als gleichberechtigter\r\nEnergieträger nunmehr im Gesetz aufgenommen ist.\r\n2. Bedeutung der §§ 28j bis 28p EnWG für Wasserstoffverteilernetzbetreiber\r\nNach § 28j Abs. 1 S. 1 EnWG sind auf Errichtung, Betrieb und Änderung von Wasserstoffnetzen\r\ndie Teile 5, 7 und 8, die §§ 113a bis 113c18 sowie, sofern der Betreiber\r\n einen Teil des Wasserstoff-Kernnetzes nach § 28q betreibt,\r\n eine Wasserstoffinfrastruktur betreibt, die gemäß § 15d Abs. 3 S. 1 EnWG bestätigt\r\nwurde oder\r\n eine wirksame Erklärung nach Abs. 3 gegenüber der Bundesnetzagentur abgegeben\r\nhat\r\ndie §§ 28k bis 28o EnWG anzuwenden. Im Übrigen ist das EnWG nur anzuwenden, sofern\r\ndies ausdrücklich bestimmt ist (§ 28j Abs. 1 S. 2 EnWG).\r\nSchon aus § 28j Abs. 1 S. 1 EWG ergibt sich, dass die Regulierung dabei jedoch zunächst\r\nauf das sogenannte Kernnetz fokussiert ist. Das Wasserstoff-Kernnetz soll gemäß § 28q\r\nAbs. 1 S. 3 EnWG vorwiegend der Ermöglichung eines überregionalen Transports von\r\nWasserstoff dienen. Schon hieraus folgt, dass das Wasserstoff-Kernnetz überwiegend aus\r\nWasserstofftransportnetzen besteht. Denn Wasserstofftransport ist in § 3 Nr. 39c\r\nEnWG als der Transport von Wasserstoff durch ein überregionales Hochdruckleitungsnetz,\r\nmit Ausnahme von vorgelagerten Rohrleitungsnetzen definiert, um die Versorgung\r\nvon Kunden zu ermöglichen. Auch die im EnWG vorgegebenen Ziele des Wasserstoff-\r\n18 Die genannten Regelungen sind für die hier zu untersuchende Thema􀆟k von untergeordneter Bedeutung.\r\n20\r\nKernnetzes betonen die Transportfunktion. Denn Ziel der zeitnahen Schaffung eines\r\nWasserstoff-Kernnetzes ist es nach § 28q Abs. 1 S. 2 EnWG, die zukünftigen wesentlichen\r\nWasserstoffproduktionsstätten und die potentiellen Importpunkte mit den zukünftigen wesentlichen\r\nWasserstoffverbrauchspunkten und Wasserstoffspeichern zu verbinden. Auch\r\ndie BNetzA vertritt dementsprechend zu Recht die Ansicht, dass angesichts dieser Ziele\r\nund der Anforderungen an die eingebrachten Leitungen (hohe Druckstufe, Durchmesser\r\nmind. DN200) Leitungen des Wasserstoff-Kernnetzes mit hoher Wahrscheinlichkeit als\r\n„Wasserstofftransportnetz“ zu betrachten seien.19 Betreiber von Wasserstofftransportnetzen\r\nsind nach § 3 Nr. 10d EnWG natürliche oder juristische Person, die Leitungen\r\nzum Wasserstofftransport betreiben.\r\nVon diesen Wasserstofftransportnetzbetreibern zu unterscheiden sind die Betreiber von\r\nWasserstoffnetzen, die die Aufgabe der Verteilung von Wasserstoff wahrnehmen und insoweit\r\nverantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau\r\ndes Wasserstoffnetzes (vgl. § 3 Nr. 10b und Nr. 39a EnWG). Auch für diese Wasserstoffverteilernetzbetreiber,\r\nauf die sich diese Untersuchung bezieht, können die aktuellen\r\ngesetzlichen Regelungen des EnWG (teils jedenfalls derzeit theoretisch) in drei Fällen\r\nBedeutung erlangen:\r\nSo ist zunächst aufgrund der Genehmigung des Kernnetzes vom 22. Oktober 2024 davon\r\nauszugehen, dass auch Wasserstoffverteilernetze Teil des Kernnetzes sein werden20\r\nund unter diesem Gesichtspunkt bereits nach § 28q Abs. 1 S. 1 EnWG der Regulierung\r\nunterfallen. Dies wird z.B. durch § 28q Abs. 2 S. 4 EnWG ausdrücklich bestätigt. Danach\r\nkönnen Dritte, die keine Fernleitungsnetzbetreiber sind bzw. deren Wasserstoffinfrastruktureinrichtungen,\r\nTeil des Wasserstoff-Kernnetzes werden (1. Fall).21\r\nZudem bestimmt § 28j Abs. 1 S. 1 EnWG, dass auch der Betreiber einer Wasserstoffinfrastruktur,\r\ndie gemäß § 15d Abs. 3 S. 1 EnWG bestätigt wurde, den §§ 28k bis 28o\r\nEnWG unterfällt. Nach § 15d Abs. 3 S. 1 EnWG soll die Regulierungsbehörde den Netzentwicklungsplan\r\nGas und Wasserstoff mit Wirkung für die Fernleitungsnetzbetreiber\r\nund die regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen spätestens bis zum Ablauf\r\ndes 30. Juni eines jeden geraden Kalenderjahres, erstmals bis zum Ablauf des 30. Juni\r\n2026, bestätigen. Betroffene Netzbetreiber sind dabei auch Betreiber von Wasserstoffnetzen,\r\ndie kein Transportnetz darstellen und Betreiber von sonstigen Leitungsinfrastrukturen,\r\ndie auf Wasserstoffleitungen umgestellt werden können (§ 15b Abs. 1 S. 3 EnWG).\r\nZudem schlagen die Betreiber von Fernleitungsnetzen und die regulierten Betreiber von\r\n19 BNetzA, FAQ: Sind alle Wasserstoff-Kernnetzbetreiber Transportnetzbetreiber? Stand: 22.07.2024.\r\n20 Genehmigung eines Wasserstoff-Kernnetzes gemäß § 28q Abs. 8 S. 1 i. V. m. § 28q Abs. 1, 2, 4, 5, 6 Satz 1 sowie\r\ndes Abs. 7 EnWG der Bundesnetzagentur vom 22. Oktober 2024 – Az.: 4.13.01/10#1\r\n21 Die BNetzA weist in ihren FAQ ausdrücklich auch auf Folgendes hin: „Die endgül􀆟ge Zuordnung einer Leitung\r\nzur Transport- bzw. Verteilernetzebene und die sich daraus ergebenden Rechtsfolgen der Zer􀆟fizierung und Entflechtung\r\nsind jedoch von der Umsetzung der Gas-Richtlinie in na􀆟onales Recht abhängig.\r\nDaraus ergibt sich, dass die Teilnahme am Wasserstoff-Kernnetz nicht zwingend mit einer Einstufung als Transportnetzbetreiber\r\neinhergeht.“\r\n21\r\nWasserstofftransportnetzen im Zusammenhang mit der auf dem bestätigten Szenariorahmen\r\nerfolgenden Erstellung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff nach § 15c\r\nAbs. 3 S. 1 und 2 EnWG für jede im NEP enthaltene Maßnahme ein Unternehmen vor,\r\ndass für die Durchführung der Maßnahme ganz oder teilweise verantwortlich ist. Die\r\ndurch die Bestätigung nach § 15d Abs. 3 EnWG bestimmten Unternehmen sind zur Umsetzung\r\nder Maßnahmen verpflichtet. Dies gilt allerdings nur für solche Unternehmen, die\r\nder Regulierung unterfallen oder die erklärt haben, dass sie zur Umsetzung der Maßnahme\r\nbereit sind (§ 15 Abs. 3 S. 7 EnWG). Mithin wird sich vermutlich im Zusammenhang\r\nmit dem komplexen Regelungsgeflecht um den Szenariorahmen und den Netzentwicklungsplan\r\neine Tendenz von Wasserstoffverteilnetzbetreibern ergeben, „der Regulierung\r\nzu unterfallen“, um Maßnahmen, die im NEP enthalten sind, umzusetzen zu können (2.\r\nFall).\r\nDies wiederum gelingt am einfachsten, wenn eine Erklärung nach § 28j Abs. 3 EnWG\r\nabgegeben wird (3. Fall). Danach können Betreiber von Wasserstoffnetzen, die weder\r\neinen Teil des Wasserstoff-Kernnetzes nach § 28q EnWG noch eine Infrastruktur, die nach\r\n§ 15d Abs. 3 S. 1 EnWG bestätigt wurde, betreiben, gegenüber der BNetzA schriftlich oder\r\nin elektronischer Form erklären, dass ihre Wasserstoffnetze der Regulierung nach diesem\r\nTeil unterfallen sollen (§ 28j Abs. 3 S. 1 EnWG). Die Erklärung wird allerdings erst wirksam,\r\nwenn nach 28p EnWG entweder erstmals eine positive Prüfung der Bedarfsgerechtigkeit\r\nvorliegt oder die Bedarfsgerechtigkeit als gegeben anzusehen ist (§ 28j Abs. 3 S. 2\r\nEnWG). Die Erklärung ist unwiderruflich und gilt ab dem Zeitpunkt der Wirksamkeit unbefristet\r\nfür alle Wasserstoffnetze des erklärenden Betreibers (§ 28j Abs. 3 S. 3 EnWG).\r\n3. Gesetzliche Vorgaben für die Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen\r\nGesetzliche Vorgaben für die Entgelte für den Netzzugang zu den Wasserstoffnetzen sind\r\nin § 28o EnWG enthalten. Nach § 28o Abs. 1 S. 1 EnWG ist § 21 EnWG nach Maßgabe\r\nder Sätze 2 bis 5 des § 28o EnWG für die Entgelte für den Netzzugang zu Wasserstoffnetzen\r\nanzuwenden. Nach § 21 Abs. 1 EnWG müssen Entgelte für den Netzzugang angemessen,\r\ndiskriminierungsfrei, transparent und dürfen nicht ungünstiger sein, als\r\nsie von den Betreibern der Energieversorgungsnetze in vergleichbaren Fällen für Leistungen\r\ninnerhalb ihres Unternehmens oder gegenüber verbundenen oder assoziierten Unternehmen\r\nangewendet und tatsächlich oder kalkulatorisch in Rechnung gestellt werden (extern\r\nwie intern-Grundsatz).\r\nWeitere relevante Vorgaben sind in § 21 Abs. 2 EnWG enthalten, auf den § 28o EnWG\r\nebenfalls verweist. Die Entgelte werden nach § 21 Abs. 2 S. 1 EnWG auf der Grundlage\r\nder Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren\r\nNetzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine\r\neffiziente Leistungserbringung und einer angemessenen wettbewerbsfähigen und risikoangepassten\r\nVerzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet. Gemäß § 21 Abs. 2 S. 3\r\nEnWG dürfen im Rahmen einer kostenorientierten Entgeltbildung Kosten und Kostenbestandteile,\r\ndie sich ihrem Umfang nach im Wettbewerb nicht einstellen würden, nicht be22\r\nrücksichtigt werden (Prinzip des sog. „Als-Ob-Wettbewerbs“). Auch hier ist von Bedeutung,\r\ndass § 21 Abs. 2 S. 5 EnWG überdies vorgibt, dass bei der Bildung von Entgelten\r\nauch Kosten eines vorausschauenden Netzausbaus zur Verfolgung des Zwecks und\r\nder Ziele des § 1 EnWG zu berücksichtigen sind.\r\n§ 28o Abs. 1 S. 2 EnWG bestimmt darüber hinaus, dass die Anreizregulierung nach\r\n§ 21a EnWG sowie die Genehmigung von Entgelten nach § 23a EnWG auf Betreiber von\r\nWasserstoffnetzen nicht anzuwenden ist. Ihre Kosten werden nach § 28o Abs. 1 S. 3\r\nEnWG vielmehr jährlich anhand der zu erwartenden Kosten für das folgende Kalenderjahr\r\nsowie der Differenz zwischen den erzielten Erlösen und den tatsächlichen Kosten\r\naus Vorjahren ermittelt und über Entgelte erlöst. Demnach sieht § 28o EnWG die Bildung\r\nvon prognosebasierten Entgelten mit einem sich in den Folgejahren anschließenden\r\nAusgleich von Differenzen zwischen Kosten und Erlösen vor. Ferner sieht § 28o Abs. 1\r\nS. 5 EnWG eine Festlegung oder Genehmigung dieser Kosten durch die BNetzA vor.\r\nDa nach § 28o Abs. 1 S. 2 EnWG die Entgeltgenehmigung nach § 23a EnWG nicht anzuwenden\r\nist, wird es sich bei dieser Festlegung bzw. Genehmigung nicht um ein präventives\r\nVerbot mit Erlaubnisvorbehalt handeln, sondern eher um einen behördlichen Akt, der\r\nauch eine ex-post-Kontrolle ermöglicht. Schließlich ist noch darauf hinzuweisen, dass\r\nnach § 28o Abs. 1 S. 4 EnWG Kosten nur insoweit geltend gemacht werden dürfen, als\r\n eine positive Bedarfsprüfung nach § 28p EnWG oder\r\n eine Genehmigung des Kernnetzes nach § 28q Abs. 8 EnWG oder\r\n ein Entwurf eines Wasserstoff-Kernnetzes durch die BNetzA nach § 28q Abs. 3\r\nEnWG oder\r\n eine Bestätigung nach § 15d Abs. 3 EnWG\r\nvorliegt. Eine Anwendung der Wasserstoff-Entgeltregelungen des EnWG setzt mithin voraus,\r\ndass auf einen Wasserstoffnetzbetreiber die regulatorischen Vorschriften anwendbar\r\nsind. Dies wiederum setzt die Erklärung des Betreibers eines Wasserstoffnetzes nach\r\n§ 28j Abs. 3 EnWG in Verbindung mit einer Bedarfsprüfung nach § 28p EnWG oder aber\r\nein Engagement des Wasserstoffnetzbetreibers im Zusammenhang mit dem Wasserstoff-\r\nKernnetz voraus.22\r\nWichtig ist darüber hinaus, dass die Bundesregierung nach § 28o Abs. 2 EnWG ermächtigt\r\nist, durch Rechtsverordnung mit Zustimmung des Bundesrates die Bedingungen und\r\nMethoden zur Ermittlung der Kosten und Entgelte nach § 28o Abs. 1 EnWG näher auszugestalten.\r\nVon dieser Ermächtigungsgrundlage hat die Bundesregierung durch den Erlass\r\n22 Siehe insoweit auch § 28p Abs. 1 S. 1 EnWG, der die Bedarfsprüfungen für einzelne Wasserstoffnetzinfrastrukturen\r\nanordnet, die weder Teil des Wasserstoff-Kernnetzes nach § 28q EnWG sind noch gemäß § 15d Abs. 3 S. 1\r\nEnWG bestä􀆟gt wurden.\r\n23\r\nder Verordnung über die Kosten und Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen (Wasserstoffnetzentgeltverordnung\r\n– WasserstoffNEV)23 am 23.11.2021 Gebrauch gemacht.\r\nDie BNetzA wiederum kann nach § 28o Abs. 3 S. 1 EnWG durch Festlegung oder Genehmigung\r\nnach § 29 Abs. 1 EnWG Regelungen zu allen in Abs. 2 genannten Bereichen\r\ntreffen. Diese Regelungen und Entscheidungen können von Rechtsverordnungen nach\r\nAbs. 2 abweichen oder diese ergänzen (§ 28o Abs. 3 S. 2 EnWG). Diese sogenannte\r\nRegelungs- und Abweichungskompetenz der BNetzA ist der Entscheidung des EuGH vom\r\n02.09.2021 geschuldet.\r\nWeitere, für Wasserstoff-Investitionen interessante Aussagen finden sich darüber hinaus\r\nim Zusammenhang mit dem Wasserstoff-Kernnetz in § 28q EnWG. Diese Aussagen\r\nsind auch für (zukünftige) Wasserstoff-Verteilernetzbetreiber von Interesse, weil diese\r\nzum einen durchaus zum Teil des Kernnetzes werden können; zum anderen erscheint es\r\nsehr unwahrscheinlich, dass die für das Kernnetz vom Gesetzgeber bereits implementierten\r\nPrinzipien jedenfalls zu einem gewissen Teil nicht auch Geltung für das Wasserstoff-\r\nVerteilernetz erlangen werden; dies wäre schon mit Art. 3 GG nur schwer vereinbar. So\r\nist bedeutsam, dass nach § 28q Abs. 2 S. 3 EnWG die Antragsteller des Kernnetzes mit\r\ndem Antrag anzugeben haben, zu welchem Zeitpunkt die im beantragten Wasserstoff-\r\nKernnetz enthaltenen Wasserstoffnetzinfrastrukturen in Betrieb genommen werden sollen,\r\nwelche Investitions- und Betriebskosten die jeweilige Wasserstoffnetzinfrastruktur voraussichtlich\r\nverursacht und inwiefern es sich hierbei jeweils im Vergleich zu möglichen Alternativen\r\num die langfristig kosten- und zeiteffizienteste Lösung handelt. Mithin statuiert\r\nbereits § 28q Abs. 2 S. 3 EnWG ausdrücklich den Grundsatz, dass die langfristig kosten-\r\nund zeiteffizienteste Lösung zu präferieren ist; denn ansonsten müsste diese Alternative\r\nnicht gesondert vom Antragsteller hervorgehoben werden. Dieser sinnvolle\r\nGrundsatz wird auch auf Wasserstoff-Verteilernetzbetreiber übertragen werden müssen –\r\nganz egal, ob diese Bestandteil des Kernnetzes sein werden oder nicht. Denn nur dieser\r\nAnsatz entspricht dem Prinzip einer effizienten Regulierung. Anders gewendet: Nur bei\r\neiner langfristigen Betrachtungsweise kann – gerade wenn es um die Transformation eines\r\nSektors (Erdgas) geht – sinnvoll beurteilt werden, welche Maßnahme die preiswerteste\r\nund sinnvollste („kosteneffizienteste“) Maßnahme ist. Der Aspekt der Zeiteffizienz ist\r\nebenfalls von Bedeutung und zu Recht in § 28q Abs. 2 S. 3 EnWG ebenfalls hervorgehoben.\r\nAllerdings wird dieser Aspekt möglicherweise auf der Zeitachse in den Hintergrund\r\ntreten. Denn je mehr Maßnahmen realisiert sind, desto geringer wird möglicherweise die\r\nBedeutung der Zeiteffizienz, weil es dann vielleicht nicht mehr ganz so dringend sein wird,\r\nweitere Maßnahmen zu realisieren.\r\nDer Ansatz, dass die langfristig kosten -und zeiteffizienteste Lösung zu realisieren ist,\r\nkommt auch in § 28q Abs. 2 S. 4 EnWG zum Ausdruck, wonach die Möglichkeit der Umstellung\r\nvon vorhandenen Leitungsinfrastrukturen vorrangig zu prüfen und darzulegen\r\nist; hierfür kann der Antrag zum Wasserstoff-Kernnetz zusätzliche Ausbaumaßnahmen\r\ndes bestehenden Erdgasnetzes in einem geringen Umfang beinhalten. Auch in dieser\r\n23 BGBl I S. 4955.\r\n24\r\nRegelung kommt zum Ausdruck, dass der Gesetzgeber zu Recht den Grundsatz aufstellt,\r\ndass regelmäßig die Umstellung einer vorhandenen Leitungsinfrastruktur die langfristig\r\nkosten -und zeiteffizienteste Lösung darstellen wird; denn diese Umstellungsmöglichkeit\r\nist „vorrangig“. Der Gesetzgeber hat sinnvollerweise ebenfalls zum Ausdruck gebracht,\r\ndass auch zusätzliche Ausbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes\r\njedenfalls in einem geringen Umfang die langfristig kosten -und zeiteffizienteste Lösung\r\nwerden darstellen können.24 Denn es liegt auf der Hand, dass es wirtschaftlich (langfristig)\r\nsinnvoll und damit kosteneffizient sein kann, z.B. einen Verdichter, der ersetzt werden\r\nmuss gleich durch einen Verdichter zu ersetzen, der auch wasserstofftauglich ist, wenn\r\nder entsprechende Leitungsabschnitt langfristig als Wasserstoffnetz vorgesehen ist. Auch\r\ndieser, für das Wasserstoff-Kernnetz vom Gesetzgeber ausdrücklich formulierte Grundsatz\r\nwird für Wasserstoffverteilernetzbetreiber ebenfalls gelten müssen. Der wird letztlich\r\nauch in § 28q Abs. 2 S. 5 EnWG noch einmal betont, wenn es heißt, dass die zu beantragenden\r\nProjekte, wo dies möglich und wirtschaftlich sinnvoll ist und sofern es dem Ziel\r\nnach § 28q Abs. 1 S. 2 EnWG dient, auf Basis vorhandener Leitungsebene zu realisieren\r\nsind. Dies beinhaltet eine verpflichtende Vorgabe für genehmigungsfähige Teile des Wasserstoff-\r\nKernnetzes (vgl. § 28q Abs. 4 EnWG).\r\nRelevante Regelungen jedenfalls für die Finanzierung des Kernnetzes sind zudem im Zusammenhang\r\nmit dem Amortisationskonto in § 28r EnWG zu finden. So stellt § 28r Abs. 1\r\nS. 1 EnWG auch für Errichtung und Betrieb des Kernnetzes klar, dass die Finanzierung\r\ndes Kernnetzes über die von den Netznutzern für den Zugang zum Wasserstoff-Kernnetz\r\nzu zahlenden kostenorientierten Entgelte erfolgt. Aus Satz 4 ergibt sich zudem das Prinzip\r\neines bundeseinheitlichen Netzentgelts („Briefmarke“) auf der Grundlage der aggregierten\r\nNetzkosten aller Wasserstoff-Kernnetzbetreiber. Als Netzkosten können dabei\r\nauch Vorlaufkosten berücksichtigt werden, die vor dem 1. Januar 2025 entstanden sind,\r\nvgl. § 28r Abs. 1 S. 6 EnWG. Von Interesse ist noch, dass die gesetzliche Regelung zur\r\nkalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung nach § 28r Abs. 1 S. 7 EnWG 6,69 % vor Steuern\r\nbeträgt. Die übrigen Regelungen des § 28r und § 28s EnWG beziehen sich im Wesentlichen\r\nauf die detailliierte Ausgestaltung des intertemporalen Kostenallokationsmechanismus\r\nim Sinne des Art. 5 Abs. 3 GasVO.\r\n4. WasserstoffNEV\r\nOben wurde bereits ausgeführt, dass die Bundesregierung von ihrer Ermächtigung nach\r\n§ 28o Abs. 2 EnWG Gebrauch gemacht und die WasserstoffNEV erlassen hat. Diese regelt\r\nfür Betreiber von Wasserstoffnetzen, die nach § 28j Abs. 3 EnWG der Regulierung\r\nunterfallen, die Grundlagen zur Ermittlung der Netzkosten und Grundsätze der Bestimmung\r\nder Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen (Netzentgelte), vgl. § 1 WasserstoffNEV.\r\n24 Siehe auch die ähnliche Formulierung in § 113b S. 2, 2. Halbsatz EnWG in Bezug auf Ausbaumaßnahmen des\r\nErdgasnetzes, die im NEP abgebildet sind.\r\n25\r\nDie WasserstoffNEV ist der Struktur und den Regelungen der StromNEV bzw. GasNEV\r\nangenähert, weicht in einer Reihe von Punkten aber auch von deren Regelungsgehalt ab.\r\nNach § 6 Abs. 1 WasserstoffNEV sind bilanzielle und kalkulatorische Kosten für die Wasserstoffnetzinfrastruktur\r\nnur insoweit anzusetzen, als sie den Kosten eines effizienten\r\nund strukturell vergleichbaren Betreibers eines Wasserstoffnetzes entsprechen. Insoweit\r\nenthält die WasserstoffNEV – wie in § 4 Abs. 1 StromNEV/GasNEV – einen Effizienzmaßstab.\r\nAuch in der WasserstoffNEV ist zur Bestimmung der Ist-Kosten eines Geschäftsjahres\r\neine kalkulatorische Rechnung zu erstellen, ausgehend von einer auf den\r\nBetrieb von Wasserstoffnetzen beschränkten Gewinn- und Verlustrechnung des letzten\r\nabgeschlossenen Geschäftsjahres (§ 6 Abs. 2 S. 1 WasserstoffNEV). Allerdings sind letztlich\r\nprognosebasierten Kosten heranziehen; denn § 6 Abs. 1 S. 2 WasserstoffNEV bestimmt\r\nim Einklang mit § 28o Abs. 1 S. 3 EnWG, dass zur Bestimmung der zu erwartenden\r\nKosten für das folgende Kalenderjahr eine bestmögliche Abschätzung vorzunehmen ist.\r\nDen deshalb erforderliche Plan-Ist-Kosten-Abgleich ist in § 14 WasserstoffNEV geregelt.\r\nNach § 14 Abs. 1 S. 1 Wasserstoff ist der Betreiber eines Wasserstoffnetzes verpflichtet,\r\nnach Abschluss des Kalenderjahres (Kalkulationsperiode) die Differenz zu ermitteln zwischen\r\nden in dieser Kalkulationsperiode aus Netzentgelten erzielten Erlösen (Nr. 1) und\r\nden für diese Kalkulationsperiode genehmigten Netzkosten (Nr. 2). Die ermittelte und\r\nverzinste Differenz des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres wird annuitätisch über\r\nbis zu zehn Kalenderjahre, die auf die jeweilige Kalkulationsperiode folgen, durch Zu- und\r\nAbschläge auf die Netzkosten verteilt (§ 14 Abs. 1 S. 6 WasserstoffNEV).\r\nDer Betreiber eines Wasserstoffnetzes ermittelt jährlich zum 30. September nach den §§\r\n6 - 13 WasserstoffNEV die für das folgende Kalenderjahr zu erwartenden Kosten des\r\nWasserstoffnetzbetriebs und übermittelt diese einschließlich der zugrunde liegenden Kalkulationsgrundlage\r\nan die BNetzA (§ 14 Abs. 2 S. 1 WasserstoffNEV). Die BNetzA prüft\r\ndie für das folgende Kalenderjahr zu erwartenden Kosten des Wasserstoffbetriebs und\r\nentscheidet binnen drei Monaten über die Genehmigung dieser Kosten (§ 14 Abs. 2 S. 3\r\nWasserstoffNEV). Der Betreiber eines Wasserstoffnetzes ermittelt ebenfalls jährlich zum\r\n30. September nach den §§ 6 - 13 WasserstoffNEV die im vorangegangenen Kalenderjahr\r\ntatsächlich entstandenen anerkennungsfähigen Kosten und übermittelt diese an die\r\nBNetzA. Die BNetzA prüft die für das vorangegangene Kalenderjahr tatsächlich entstandenen\r\nanerkennungsfähigen Kosten des Wasserstoffnetzbetriebs und entscheidet binnen\r\n15 Monaten über die Genehmigung dieser Kosten (§ 14 Abs. 3 S. 3 WasserstoffNEV).\r\n§ 8 WasserstoffNEV enthält Vorgaben zur kalkulatorischen Abschreibung. Nach § 8\r\nAbs. 3 WasserstoffNEV sind die kalkulatorischen Abschreibungen der Anlagegüter ausgehend\r\nvon den jeweiligen historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten zu\r\nermitteln; zudem ist die lineare Abschreibungsmethode, also die gleichmäßige Verteilung\r\nder Anschaffung- und Herstellungskosten eines Anlagegutes auf die Jahre seiner\r\nbetriebsgewöhnlichen Nutzung, vorgegeben. Dabei kann nach § 8 Abs. 4 S. 1 WasserstoffNEV\r\nfür das jeweilige Investitionsprojekt eine spezifische Nutzungsdauer angesetzt\r\nwerden; diese Regelung ist nach § 8 Abs. 4 S. 2 WasserstoffNEV insbesondere anzuwenden\r\nfür durch die öffentliche Hand oder die Europäische Kommission geförderten Projekte\r\n26\r\nzum Aufbau von Wasserstoffnetzen, bei denen die im Rahmen der Förderung jeweils zugrunde\r\ngelegte Nutzungsdauer angesetzt werden kann. Veränderungen der ursprünglichen\r\nAbschreibungsdauer während der Nutzung sind nach § 8 Abs. 5 S. 3 Wasserstoff-\r\nNEV zulässig, wobei sicherzustellen ist, dass keine Erhöhung der Kalkulationsgrundlage\r\nerfolgt. Der jeweilige Restwert des Wirtschaftsgutes zum Zeitpunkt der Abschreibungsdauerumstellung\r\nbildet die Grundlage der weiteren Abschreibung (Satz 4). Der neue Abschreibungsbetrag\r\nergibt sich aus der Verteilung des Restwertes auf die Restabschreibungsdauer,\r\nvgl. § 8 Abs. 5 Satz 5. § 8 Abs. 5 Satz S. 6 Wasserstoff bestimmt sodann,\r\ndass die S. 4 und fünf entsprechend anzuwenden sind, wenn eine Anlage, die bisher der\r\nErdgasversorgung diente, im Sinne von § 13 auf reinen Wasserstoffbetrieb umgestellt\r\nwird.\r\nSonderregelungen gibt es für Anlagen des Erdgasversorgungsnetzes, die erstmalig vor\r\ndem 1. Januar 2006 aktiviert wurden (Altanlagen) und nunmehr ausschließlich dem Wasserstoffnetzbetrieb\r\ndienen. Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen bei auf\r\nausschließlichen Wasserstofftransport umgestellten Altanlagen des Gasversorgungsnetzes\r\nsieht § 9 Abs. 1 WasserstoffNEV vor, dass bei der Ermittlung der kalkulatorischen\r\nAbschreibungen nach § 8 WasserstoffNEV die in § 9 Abs. 2 - 5 WasserstoffNEV näher\r\ngeregelten Grundsätze ergänzend anzuwenden sind. Aus diesen ergänzend anzuwendenden\r\nGrundsätzen ergibt sich, dass für Altanlagen, die ausschließlich dem Wasserstoff\r\nbetrieben dienen – in Fortführung der Regelungen in der GasNEV für Altanlagen – die\r\nMethode der Netto-Substanzerhaltung anzuwenden ist. Die Abs. 3 - 5 regeln Einzelheiten\r\nder Tagesneuwertberechnung und geben die anzuwendenden Indexreihen für die Ermittlung\r\nder Tagesneuwerte vor.\r\nVon Interesse ist im Zusammenhang mit diesen Sonderregelungen in § 9 WasserstoffNEV\r\nnoch, dass § 9 Abs. 6 WasserstoffNEV ebenfalls die Möglichkeit von zusätzlichen Investitionen\r\nin Gas-Altanlagen vorsieht, um diese Altanlagen technisch für das Wasserstoffnetz\r\nnutzbar zu machen. In diesem Fall gilt für die Ermittlung der kalkulatorischen\r\nAbschreibungen ausschließlich § 8 WasserstoffNEV.\r\nDie Regelungen zur kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung in § 10 Wasserstoff NEV\r\nin Abs. 1 und 2 sind stark an die Vorgaben der GasNEV angelehnt. Bei der Ermittlung des\r\nbetriebsnotwendigen Eigenkapitals in Abs. 1 wird zwischen den betriebsnotwendigen Altanlagen\r\n(umgestellte Gasanlagen) und den betriebsnotwendigen Anlagen eines Wasserstoffnetzes\r\nunterschieden. Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital eines Betreibers\r\nvon Wasserstoffnetzen anzuwendende Eigenkapitalzinssatz beträgt 9 % vor Steuern\r\n(§ 10 Abs. 4 S. 1 WasserstoffNEV). Abweichend davon beträgt der auf Altanlagen entfallene\r\nAnteil am betriebsnotwendigen Eigenkapital anzuwendende Eigenkapitalzinssatz\r\n7,73 % vor Steuern. Die Zinssätze sind bis zum 31. Dezember 2027 anzuwenden (Satz\r\n3). § 10 Abs. 5 WasserstoffNEV schließlich beinhaltet Vorgaben zur Bestimmung des Zinssatzes\r\nfür das sogenannte EK II.\r\nFür die Umstellung bestehender Gasnetzinfrastruktur auf reinen Wasserstofftransport bestimmt\r\n§ 13 S. 1 WasserstoffNEV, dass ab dem Zeitpunkt, in dem Anlagen, die bisher der\r\n27\r\nGasversorgung dienten, in einem Wasserstoffnetz betrieben werden, sie bezogen auf die\r\nKosten und die Entgelte für den Netzzugang zu Anlagen des Wasserstoffnetzes werden.\r\nDie kalkulatorische Bewertung dieser Anlagen erfolgt dann nach den §§ 8 und 9 WasserstoffNEV.\r\n5. Festlegungen der BNetzA\r\na) Wanda-Festlegung\r\nAuf der Grundlage des § 28o Abs. 3 S. 1 EnWG hat die Große Beschlusskammer Energie\r\nder BNetzA am 6. Juni 2024 einen Beschluss hinsichtlich der Festlegung von Bestimmungen\r\nzur Bildung der für den Zugang zum Wasserstoff-Kernnetz zu erhebenden Netzentgelte\r\nund zur Errichtung eines für eine gewisse Dauer wirksamen Amortisationsmechanismus\r\n(WANDA) erlassen.25 Die Ermächtigungsgrundlage in § 28o Abs. 3 S. 1 EnWG ermächtigt\r\nnach S. 2 die BNetzA auch dazu von Rechtsverordnungen abweichende oder\r\ndiese ergänzende Regelungen zu treffen. Zudem ist die WANDA-Festlegung auf § 28r\r\nAbs. 1 S. 2 EnWG gestützt. Danach hat die BNetzA nach Maßgabe des EnWG und unter\r\nBerücksichtigung eines im Auftrag des Bundes erstellten Gutachtens zur Validierung der\r\nTragfähigkeit des Modells zur Finanzierung des Kernnetzes einen intertemporalen Kostenallokationsmechanismus\r\nvorzugeben, der eine Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes\r\nbis zum Ablauf des 31. Dezember 2055 ermöglicht.\r\nVon Interesse für die hier in Rede stehende Thematik sind in der WANDA-Festlegung, die\r\ngrundlegende Bestimmungen für die Entgeltmethodik im Wasserstoff-Kernnetz nach § 28q\r\nEnWG trifft, die Ausführungen zum Regelungsgegenstand und zum Anwendungsbereich\r\nder Festlegung. Darin heißt es:\r\n„Kein Regelungsgegenstand sind hingegen Wasserstoffnetze, die nicht Bestandteil\r\ndes Kernnetzes sind – und zwar auch dann nicht, wenn sie von einem Netzbetreiber\r\nbetrieben werden, der zugleich Kernnetzbetreiber ist (und in diesem Fall\r\neine buchhalterische Trennung zwischen beiden Wasserstoffnetzen nach § 28r\r\nAbs. 8 EnWG vornehmen muss). Daraus folgt, dass auch in der ursprünglichen\r\nGenehmigung des Kernnetzes noch nicht vorgesehene spätere Ergänzungen\r\ndes Kernnetzes nicht unter die Bestimmungen dieses Beschlusses fallen, da sie\r\nnach der gesetzlichen Konzeption nicht mehr dessen Bestandteil werden können.\r\nÜber die Regulierung der außerhalb des Kernnetzes stehenden und wenigstens\r\nin Teilen sich an dieses anschließenden Netze, die in der politischen Debatte sog.\r\n„2. Stufe“, wurden bisher noch keine abschließenden Entscheidung getroffen,\r\nweshalb die Beschlusskammer sich vorerst auf eine zügige Etablierung der derzeit\r\nbesonders eilbedürftigen Regelungen für das Kernnetz konzentriert. Es besteht\r\nauch noch kein akuter Regelungsbedarf, da für sonstige Wasserstoffnetze\r\njedenfalls de lege lata nach § 28j EnWG nur eine freiwillige Regulierung vorge-\r\n25 Vgl. BNetzA, Beschl. v. 6.6.2024, HBK-24-01-2#1.\r\n28\r\nsehen ist und für jene Netzbetreiber, die von dieser Möglichkeit Gebrauch machen,\r\nmit der WasserstoffNEV grundsätzlich ein vollständiger Ordnungsrahmen\r\nfür die Entgeltbildung vorhanden ist.\r\nDie Beschlusskammer hat in der Konsultation wahrgenommen, dass auch hinsichtlich\r\nder übrigen Netze bereits ein hohes Bedürfnis nach Klarheit im Markt\r\nbesteht. Sie wird sich dieses Themas zu gegebener Zeit annehmen, voraussichtlich\r\nnach der Umsetzung des europäischen Gasdekarbonisierungspakets\r\ndurch den Gesetzgeber. Es waren viele Stimmen zu vernehmen, die im Wesentlichen\r\neine Übertragung des mit diesem Beschluss festgelegten Systems auf\r\nalle Wasserstoffnetze wünschten. Dazu kann bisher lediglich gesagt werden,\r\ndass Teile der vorliegenden Festlegung sich möglicherweise für eine analoge\r\nAnwendung für andere Netze eignen mögen. Bereits jetzt zeichnet sich allerdings\r\nab, dass zumindest ein Einbezug anderer Netze in den Anwendungsbereich\r\nder einheitlichen Briefmarke bzw. des Hochlaufentgelts voraussichtlich\r\nnicht möglich sein dürfte. Das intertemporale Kostenallokationskonto nach dieser\r\nFestlegung ist eng verknüpft mit dem Fördermechanismus des Bundes nach\r\n§§ 28r f. EnWG und dessen sogenanntem „zahlendem“ Amortisationskonto. Dieses\r\naber ist nach dem Willen des Gesetzgebers klar auf den Aufbau des Kernnetzes\r\nbegrenzt. Die Beschlusskammer ist nicht befugt, diese umfassende\r\nstaatliche Absicherung auf andere Sachverhalte auszudehnen. Das intertemporale\r\nKostenallokationskonto ist wiederum eng mit dem einheitlichen Hochlaufentgelt\r\nund dem Ausgleichsmechanismus zwischen den Kernnetzbetreibern\r\nverknüpft, die somit ebenfalls nicht ohne Rückwirkung auf das Fördersystem auf\r\nweitere Netzbetreiber ausgedehnt werden können.\r\nSoweit Sie in der Konsultation gar zur Vorlage eines „Finanzierungskonzepts“ für\r\ndie übrigen Wasserstoffnetze aufgefordert wurde, muss die Beschlusskammer\r\ndarauf hinweisen, dass Sie keine Finanzierungskonzepte festlegen kann, sondern\r\nnur Entgeltmethoden. Bestandteil einer solchen Entgeltmethode kann auch\r\n– wie in diesem Beschluss geschehen – eine intertemporale Verschiebung von\r\nKosten bzw. Entgelten sein, wenn dies einem gelingendem Hochlauf dienlich ist.\r\nSoweit jedoch mit einem Finanzierungskonzept auch ein Ausgleich der dadurch\r\nentstehenden Liquiditätslücken aus öffentlichen Mitteln verbunden wird, vermag\r\ndarüber nicht die Beschlusskammer zu befinden, sondern allein der Gesetzgeber.“\r\n26\r\nHieraus ergeben sich zumindest erste Anhaltspunkte, welche grundsätzliche Herangehensweise\r\ndie BNetzA hinsichtlich der festzulegenden Entgeltmethodik für Wasserstoffnetzbetreiber,\r\nderen Netze nicht Teil des Kernnetzes sind („Netze der 2. Stufe“, als denkbar\r\nansieht:\r\n26 BNetzA, Beschl. v. 6.6.2024, HBK-24-01-2#1, Rn. 24 ff. Fe􀆩ungen im Zitat sind von den Gutachtern.\r\n29\r\n Zunächst sieht die BNetzA insoweit keinen akuten Regelungsbedarf, da für sonstige\r\nWasserstoffnetze jedenfalls de lege lata nach § 28j EnWG nur eine freiwillige\r\nRegulierung vorgesehen und für jene Netzbetreiber, die von dieser Möglichkeit\r\nGebrauch machen, mit der WasserstoffNEV grundsätzlich ein vollständiger Ordnungsrahmen\r\nfür die Entgeltbildung vorhanden sei.\r\n Die BNetzA ist der Ansicht, dass Teile der WANDA-Festlegung sich möglicherweise\r\nfür eine analoge Anwendung für Netze der 2. Stufe eignen könnten.\r\n Die BNetzA meint weiter, dass ein Einbezug anderer Netze in den Anwendungsbereich\r\nder einheitlichen Briefmarke bzw. des Hochlaufentgelts voraussichtlich\r\nnicht möglich sein dürfte. Das intertemporale Kostenallokationskonto nach der\r\nWANDA-Festlegung sei eng verknüpft mit dem Fördermechanismus des Bundes\r\nnach §§ 28r f. EnWG und dessen sogenanntem „zahlendem“ Amortisationskonto.\r\nDieses aber sei nach dem Willen des Gesetzgebers klar auf den Aufbau des Kernnetzes\r\nbegrenzt. Die Beschlusskammer wäre nicht befugt, diese umfassende\r\nstaatliche Absicherung auf andere Sachverhalte auszudehnen. Das intertemporale\r\nKostenallokationskonto sei zudem wiederum eng mit dem einheitlichen Hochlaufentgelt\r\nund dem Ausgleichsmechanismus zwischen den Kernnetzbetreibern verknüpft,\r\ndie somit ebenfalls nicht ohne Rückwirkung auf das Fördersystem auf weitere\r\nNetzbetreiber ausgedehnt werden können.\r\n Schließlich führt die BNetzA aus, dass sie für Netze der 2. Stufe durchaus eine\r\nintertemporale Verschiebung von Kosten bzw. Entgelten festlegen könne, da dies\r\nBestandteil einer Entgeltmethode wäre, wenn dies einem gelingendem Hochlauf\r\ndienlich ist. Sie könne jedoch keinen Ausgleich der dadurch entstehenden Liquiditätslücken\r\naus öffentlichen Mitteln festlegen; dies könne nur der Gesetzgeber\r\nHält man diese Aussagen der BNetzA für zutreffend, so könnten die folgenden weiteren\r\nInhalte der WANDA-Festlegung noch von Interesse für die Netzbetreiber der 2. Stufe\r\nsein:27\r\n Bezugspunkt eines Netzentgelts ist nach der WANDA-Festlegung im Wasserstoff-\r\nKernnetz stets die Bereitstellung von Ein- und Ausspeisekapazitäten in\r\neinem Entry-Exit-System. Dies entspreche, so die BNetzA, Art. 3 lit. c) GasVO,\r\nder ebenfalls an Tarife anknüpfe, die an Ein- und aus Ausspeisepunkten eines\r\nWasserstoffnetzes erhoben würden. Es wird also nicht die tatsächliche Nutzung\r\ndes Netzes für die Durchführung physischer Transporte (Nominierung) bepreist,\r\nsondern bereits die Buchung einer Möglichkeit zur Durchführung eines Transports\r\nunabhängig von ihrer tatsächlichen Nutzung. Zur Begründung führt die\r\nBNetzA unter anderem an, dass die Kosten des Netzes zu einem Großteil durch\r\n27 Die nachfolgende Auflistung beschränkt sich auf eine unvollständige Auswahl an Punkten.\r\n30\r\ndie bloße Bereithaltung der benötigten Infrastruktur verursacht und unabhängig davon\r\nanfallen würden, ob diese von den Netzkunden auch tatsächlich in Anspruch\r\ngenommen würde.28\r\n Separate Entgelte für mit dem Transport verbundene Systemdienstleistungen\r\nwie insbesondere Messung, Messstellenbetrieb und Abrechnung sind in der\r\nWANDA-Festlegung nicht vorgesehen. Die diesbezüglichen Kosten werden mit\r\ndem Netzentgelt abgegolten.29\r\n Das Netzentgelt wird in €/kWh/h/a berechnet.30\r\n Das Netzentgelt gilt stets für eine nicht unterbrechbare Jahreskapazität, die als\r\nStandardprodukt betrachtet wird. Noch im Laufe des Jahres 2024 soll sich an die\r\nWANDA-Festlegung eine Ergänzungsfestlegung anschließen, die inhaltlich auf die\r\nFestlegung der Zugangsbedingungen abgestimmt wird und rechtzeitig vor dem für\r\ndas Jahr 2025 erwarteten Vermarktungsbeginn zusätzliche Regelungen für eine\r\nweitere Ausdifferenzierung des Entgeltsystems hinzufügen soll. Inhalt dieser\r\nErgänzungsfestlegung können z.B. Multiplikatoren für unterjährige Produkte, besondere\r\nRegelungen für unterbrechbare Produkte, die Behandlung von Zuordnungsauflagen,\r\naber auch Rabatte für Buchungspunkte an Wasserstoffspeichern\r\noder Regasifizierungsanlagen für verflüssigen Wasserstoff sowie gegebenenfalls\r\nvollkommen neuartige, aus der als Vorbild dienenden Gasnetzregulierung noch\r\nnicht bekannte Fallgestaltungen sein. Gegebenenfalls könnte in diesem Zuge auch\r\nder grundsätzliche Anknüpfungspunkt der Entgeltregelungen noch verändert werden.\r\n31\r\n Die Beschlusskammer weist darauf hin, dass Art. 3 lit. c) GasVO nur Tarife an Einund\r\nAusspeisepunkten anspricht. Eine Berechnung von Netzentgelten auf der\r\nGrundlage von Vertragspfaden werde demgegenüber von Art. 17 Abs. 1 UAbs. 4\r\nS. 3 GasVO ausdrücklich ausgeschlossen.\r\n Die Beschlusskammer weist darauf hin, dass in materieller Hinsicht für die Auswahl\r\neiner sachgerechten Entgeltmethode in erster Linie Art. 17 Abs. 1 i.V.m. Art. 7\r\nAbs. 8 UAbsatz 1 S. 1 GasVO maßgeblich sei.32\r\n Art. 5 Abs. 3 S. 1 GasVO gestattet nach Auffassung der BNetzA ausdrücklich eine\r\nzeitlich gestreckte Vereinnahmung der initialen Kosten des Wasserstoffnetzes\r\nzur Beteiligung zukünftiger Netznutzer. Doch auch unabhängig von dieser Norm\r\nentspricht sie nach Überzeugung der Beschlusskammer einer kostenorientierten\r\n28 Vgl. BNetzA, Beschl. v. 6.6.2024, HBK-24-01-2#1, Rn. 28.\r\n29 Vgl. BNetzA, Beschl. v. 6.6.2024, HBK-24-01-2#1, Rn. 31.\r\n30 Vgl. BNetzA, Beschl. v. 6.6.2024, HBK-24-01-2#1, Rn. 32.\r\n31 Vgl. BNetzA, Beschl. v. 6.6.2024, HBK-24-01-2#1, Rn. 33.\r\n32 Vgl. BNetzA, Beschl. v. 6.6.2024, HBK-24-01-2#1, Rn. 32.\r\n31\r\nund verursachungsgerechten Entgeltbildung im Sinne des Art. 17 Abs. 1 S. 1 Gas\r\nVO.33\r\n Die BNetzA weist darauf hin, dass § 8 Abs. 4 WasserstoffNEV keinerlei Vorgaben\r\nüber die Wahl der kalkulatorischen Nutzungsdauer für aktivierte Anlagegüter in\r\nWasserstoffnetzen enthält. Die Beschlusskammer hat sich entschieden, ähnlich\r\nwie in den etablierten regulierten Netzsektoren Strom und Gas eine Standardisierung\r\nvorzugeben. In Ermangelung besserer Erkenntniswerte greift sie dabei in einem\r\nersten Schritt auf die bewährten und im Hinblick auf die Auswahl der relevanten\r\nAnlagenkategorien auch für das Wasserstoffnetz passenden Vorgaben der\r\nGasNEV zurück. Es erscheint ihr jedoch grundsätzlich plausibel, dass die unmittelbar\r\nmit Wasserstoff in Berührung kommenden Anlagen eine kürzere technische\r\nNutzungsdauer haben werden, als dies bei vergleichbaren Anlagenklassen\r\nin den Gasnetzen der Fall ist. Während dem Problem der Wasserstoffversprödung\r\nweitgehend durch die Verwendung geeigneter Materialien entgegengewirkt werden\r\nkann, sei zu vermuten, dass es insbesondere bei Armaturen, Verdichteranlagen\r\nund ähnlichen Anlagen mit beweglichen Teilen aufgrund der geringeren Molekülgröße\r\ndes Wasserstoffs eher zu einer nachlassenden Dichtigkeit kommt als es\r\nden Erfahrungswerten aus dem Erdgasnetzbetrieb entspreche. Die Beschlusskammer\r\nerlaubt deshalb für alle Anlagenkategorien mit Ausnahme der allgemeinen\r\nAnlagen eine Verkürzung der Nutzungsdauer auf 35 Jahre, soweit diese nicht\r\nohnehin bereits niedriger liegen.34\r\n Soweit Anlagen aus dem Erdgasnetz umgewidmet werden, gelten die Nutzungsdauer\r\nnach der WANDA-Festlegung erst ab dem Zeitpunkt der Umwidmung. Sie\r\nsind im Wege eines nachträglichen Nutzungsdauerwechsels umzusetzen.35\r\n Vorlaufkosten können – soweit betriebsnotwendig – im Rahmen der jeweils ersten\r\nKostengenehmigung auch für alle vorherigen Kalenderjahre geltend gemacht\r\nwerden. Dies betrifft namentlich alle Kosten aus Kalenderjahren vor dem Jahr\r\n2025, deren Beantragung vor Inkrafttreten des WANDA-Beschlusses ansonsten\r\nüberhaupt nicht möglich wäre.36\r\n Werden noch nicht abgeschriebene Anlagegüter wirtschaftlich nicht mehr benötigt\r\n– wie es insbesondere bei einer Betriebseinstellung der Fall ist – lassen sie sich\r\nauch nicht auf sonstige Weise verwerten, entspreche es – so die BNetzA – allgemeinen\r\nbetriebswirtschaftlichen Grundsätzen, die wertlos gewordenen Güter im\r\nWege einer Sonderabschreibung aus der Bilanz zu eliminieren. Es erscheine der\r\nKammer klar ersichtlich, dass diese Abschreibung in den Netzkosten zu berücksichtigen\r\nsei. Soweit die BNetzA in den Sektoren Strom und Gas häufig Kürzungen\r\n33 Vgl. BNetzA, Beschl. v. 6.6.2024, HBK-24-01-2#1, Rn. 63.\r\n34 Vgl. BNetzA, Beschl. v. 6.6.2024, HBK-24-01-2#1, Rn. 108.\r\n35 Vgl. BNetzA, Beschl. v. 6.6.2024, HBK-24-01-2#1, Rn. 109.\r\n36 Vgl. BNetzA, Beschl. v. 6.6.2024, HBK-24-01-2#1, Rn. 124.\r\n32\r\nbei derartigen Abschreibungen vornehme, begründe sich dies aus dem Budgetprinzip\r\nder Anreizregulierung, das auch für bereits abgeschriebene Anlagen für\r\neine gewisse Zeitspanne weiterhin Abschreibungen und eine Verzinsung gewähre.\r\nIn der WasserstoffNEV gebe es keine vergleichbaren kompensatorischen Effekte.\r\n37\r\nb) WasABi- und WaKandA-Festlegung\r\nDie Beschlusskammer 7 hat darüber hinaus am 3. Juli 2024 auf der Grundlage von § 28n\r\nAbs. 5 Nr. 1 i.V.m. § 29 Abs. 1 EnWG weitere Festlegungsverfahren in Sachen Wasserstoffausgleichs-\r\nund Bilanzierungsgrundsätzen (WasABi)38 und in Sachen Wasserstoff\r\nKapazitäten Grundmodell und Abwicklung des Netzzugangs (WaKandA) eingeleitet. Die\r\neingeleiteten Festlegungsverfahren richten sich an Betreiber von Wasserstoffnetzen im\r\nSinne des § 3 Nr. 10b EnWG. Betreiber von Wasserstoffnetzen sind danach natürliche\r\noder juristische Personen, die die Aufgabe des Transports oder der Verteilung von Wasserstoff\r\nwahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls\r\nden Ausbau des Wasserstoffnetzes. Allerdings richten sich die Festlegungsverfahren\r\nnur an solche Betreiber von Wasserstoffnetzen, auf die die Vorschriften der §§ 28k-\r\n28o EnWG Anwendung finden, vgl. § 28j Abs. 1 EnWG.39 Dies bedeutet, dass die Festlegungsverfahren\r\nzwar auch die Wasserstoffverteilernetzbetreiber betreffen; dies aber nur\r\ndann, wenn ein Wasserstoffverteilernetzbetreiber\r\n einen Teil des Wasserstoff-Kernnetzes nach § 28q betreibt,\r\n eine Wasserstoffinfrastruktur betreibt, die gemäß § 15d Abs. 3 S. 1 EnWG bestätigt\r\nwurde oder\r\n eine wirksame Erklärung nach Abs. 3 gegenüber der Bundesnetzagentur abgegeben\r\nhat.\r\nAnders gewendet: Die Festlegungsverfahren betreffen nur solche Wasserstoffverteilernetzbetreiber,\r\nfür die die regulatorischen Vorschriften gelten. Dies wiederum werden in\r\nerster Linie diejenigen Wasserstoffverteilernetzbetreiber sein, die eine Erklärung nach\r\n§ 28j Abs. 3 EnWG gegenüber der BNetzA (zukünftig) abgegeben werden.\r\nMit den beiden Festlegungsverfahren soll der Zugang zu den Wasserstoffnetzen in\r\nDeutschland auf Basis der gesetzlichen Vorgaben des europäischen und nationalen\r\n37 Vgl. BNetzA, Beschl. v. 6.6.2024, HBK-24-01-2#1, Rn. 132.\r\n38 Vgl. BNetzA, Einleitung mehrerer Festlegungsverfahren zur Ausgestaltung des Zugangs zu Wasserstoffnetzen, BK\r\n7-24 -01-014 und BK7-24-01-015 v. 03.07.2024.\r\n39 So ausdrücklich BNetzA, Einleitung mehrerer Festlegungsverfahren zur Ausgestaltung des Zugangs zu Wasserstoffnetzen,\r\nBK 7-24 -01-014 und BK7-24-01-015, S. 1.\r\n33\r\nRechts näher ausgestaltet und konkretisiert werden.40 Die BNetzA betont in dem Einleitungsbeschluss,\r\ndass Sie frühzeitig Klarheit über die Bedingungen des Zugangs zu den\r\nWasserstoffnetzen in Deutschland schaffen will. Die Festlegung konkretisierender Zugangsbedingungen\r\nsoll zu mehr Transparenz führen und einen Beitrag leisten, um Investitionsentscheidungen\r\nzu erleichtern.41 Die Beschlusskammer strebe daher an, einheitliche\r\nRegelungen über die Abwicklung des Zugangs zu Wasserstoff, d. h. insbesondere\r\nüber die Erfassung und Bilanzierung der ein- und ausgespeisten Wasserstoffmengen\r\nsowie über wesentliche Fragen eines kapazitätsbasierten Netzzugangsmodells, clusterübergreifend\r\neinzuführen. Dabei geht die BNetzA von Beginn an von einem deutschlandweiten\r\nMarktgebiet aus, um spätere Marktgebietszusammenlegungen wie im Erdgas\r\nzu vermeiden.42\r\nIm Detail betrifft das WasABi-Festlegungsverfahren die wesentlichen Eckpunkte des\r\nzukünftigen Grundmodells der Wasserstoffbilanzierung und seiner operativen Abwicklung.\r\nIm Einzelnen geht es um die Implementierung von Bilanzkreisen und Bilanzkreisverantwortlichen,\r\nEinführung eines finanziellen Anreizsystems, Datenbereitstellung,\r\nDatenverarbeitung und -kommunikation (Errichtung eines Data Hub), Allokationsverfahren,\r\nAusgleichs- und Regelenergie und Einrichtung eines virtuellen Handelspunkts (VHP).\r\nDer Einleitungsbeschluss zur WaKandA-Festlegung betrifft Optionen zur Ausgestaltung\r\neines Grundmodells zur Abwicklung des Netzzugangs im Bereich Kapazitäten. Er enthält\r\nAussagen zur möglichen Ausgestaltung der Kapazitätsprodukte, zu Produktlaufzeit\r\nund Buchungshorizont, eine etwaige Reservierungsquote, die Implementierung einer Kapazitätsvermarktungsplattform,\r\nden Zuweisungsmechanismus (Zuweisung über Auktion\r\noder first come, first served-Prinzip), die Nominierung von Kapazität und den Umgang mit\r\nBestandsverträgen.\r\n6. Zusammenfassende Darstellung der für diese Untersuchung besonders relevanten\r\nregulatorischen Vorgaben de lege lata\r\nNachfolgend werden die oben unter Ziff. 1 – 5 herausgearbeiteten Aspekte, die im geltenden\r\nRechtsrahmen für zukünftige Investitionen in H2-Ready-Maßnahmen und neue H2-\r\nLeitungen von besonderer Bedeutung sein können, zusammenfassend dargestellt. Diese\r\nbeziehen sich naturgemäß in erster Linie auf die Entgeltbildung, da es im Zusammenhang\r\nmit investiven Maßnahmen immer primär um die Refinanzierbarkeit und die Attraktivität\r\nder Investition geht; die insoweit maßgeblichen Parameter ergeben sich aber aus der Entgeltregulierung.\r\n40 Vgl. BNetzA, Einleitung mehrerer Festlegungsverfahren zur Ausgestaltung des Zugangs zu Wasserstoffnetzen, BK\r\n7-24 -01-014 und BK7-24-01-015, S. 2.\r\n41 Vgl. BNetzA, Einleitung mehrerer Festlegungsverfahren zur Ausgestaltung des Zugangs zu Wasserstoffnetzen, BK\r\n7-24 -01-014 und BK7-24-01-015, S. 4.\r\n42 BNetzA, Einleitung mehrerer Festlegungsverfahren zur Ausgestaltung des Zugangs zu Wasserstoffnetzen, BK 7-\r\n24 -01-014 und BK7-24-01-015, S. 5.\r\n34\r\na) Allgemeine Regelungen im EnWG\r\n Nach § 21 Abs. 1 EnWG müssen Entgelte für den Netzzugang angemessen, diskriminierungsfrei\r\nund transparent sowie dem Grundsatz extern wie intern entsprechen.\r\n Die Entgelte werden nach § 21 Abs. 2 S. 1 EnWG auf der Grundlage der Kosten\r\neiner Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren\r\nNetzbetreibers entsprechen müssen (vgl. auch § 6 Abs. 1 WasserstoffNEV),\r\nunter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und\r\neiner angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung\r\ndes eingesetzten Kapitals gebildet. Gemäß § 21 Abs. 2 S. 3 EnWG dürfen\r\nim Rahmen einer kostenorientierten Entgeltbildung Kosten und Kostenbestandteile,\r\ndie sich ihrem Umfang nach im Wettbewerb nicht einstellen würden, nicht\r\nberücksichtigt werden (Prinzip des sog. „Als-Ob-Wettbewerbs“).\r\n Aufgrund der zeitlichen Begrenzung der Erforderlichkeitsbetrachtung einerseits\r\nund der Betrachtung des (fiktiven) Wettbewerbsmarkts einer (lediglich) sicheren\r\nEnergieversorgung andererseits besteht aktuell jedenfalls eine Rechtsunsicherheit\r\nin der Weise, dass der Effizienzmaßstab in den genannten Regelungen im Rahmen\r\nder Erforderlichkeitsprüfung insbesondere zukünftige (Netz)Entwicklungen\r\nund damit einhergehende Investitionserfordernisse im Hinblick auf die Herstellung\r\nvon Klimaneutralität, die eine Transformation insbesondere der Erdgasnetzinfrastruktur\r\nerfordern, normativ außer Betracht lässt. Dementsprechend kann aufgrund\r\ndes vorhandenen Rechtsrahmens nicht ohne Risiken davon ausgegangen\r\nwerden, dass Kosten für H2-Ready-Investitionen über das Erdgas-Regulierungsregime\r\nrefinanziert werden können.\r\n Die betreffenden Vorgaben gelten über § 28o Abs. 1 S. 1 EnWG auch für Betreiber\r\nvon Wasserstoffnetzen.\r\n § 28o Abs. 1 S. 2 EnWG bestimmt darüber hinaus, dass die Anreizregulierung\r\nnach § 21a EnWG sowie die Genehmigung von Entgelten nach § 23a EnWG auf\r\nBetreiber von Wasserstoffnetzen nicht anzuwenden ist.\r\n Die Kosten werden nach § 28o Abs. 1 S. 3 EnWG jährlich anhand der zu erwartenden\r\nKosten für das folgende Kalenderjahr sowie der Differenz zwischen den\r\nerzielten Erlösen und den tatsächlichen Kosten aus Vorjahren ermittelt und über\r\nEntgelte erlöst. Dementsprechend ist auch nach § 6 Abs. 1 S. 2 WasserstoffNEV\r\nzur Bestimmung der zu erwartenden Kosten für das folgende Kalenderjahr eine\r\nbestmögliche Abschätzung vorzunehmen ist.\r\n § 28o Abs. 1 S. 5 EnWG eine Festlegung oder Genehmigung der Kosten durch\r\ndie BNetzA vor.\r\n35\r\nFestzuhalten ist als Zwischenergebnis zunächst, dass in Bezug auf Erdgas- und Wasserstoffentgelte\r\nnach dem EnWG allgemeine (und bekannte) Prinzipien wie Angemessenheit,\r\nDiskriminierungsfreiheit und Transparenz sowie der Grundsatz extern wie intern gelten.\r\nDie Entgelte werden auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen\r\neines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen (vgl.\r\n§ 21 Abs. 2 S. 1 EnWG und § 6 Abs. 1 WasserstoffNEV), unter Berücksichtigung von\r\nAnreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen\r\nund risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet. Grundlage\r\nsind die erwartenden Kosten für das folgende Kalenderjahr; es erfolgt ein Ausgleich der\r\nDifferenzen zu den tatsächlichen Kosten.\r\nb) Regelungen mit Bedeutung nur für H2-Ready-Maßnahmen\r\n Gemäß § 28q Abs. 2 S. 4 EnWG ist die Möglichkeit der Umstellung von vorhandenen\r\nLeitungsinfrastrukturen vorrangig zu prüfen und darzulegen; hierfür kann\r\nder Antrag zum Wasserstoff-Kernnetz zusätzliche Ausbaumaßnahmen des bestehenden\r\nErdgasnetzes in einem geringen Umfang beinhalten.\r\n Nach § 28q Abs. 2 S. 5 EnWG sind die zu beantragenden Projekte, wo dies möglich\r\nund wirtschaftlich sinnvoll ist und sofern es dem Ziel nach § 28q Abs. 1 S. 2\r\nEnWG dient, auf Basis vorhandener Leitungsinfrastrukturen zu realisieren.\r\n Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen bei Anlagen des Gasversorgungsnetzes,\r\ndie erstmalig vor dem 1. Januar 2006 aktiviert wurden (Altanlagen)\r\nund nunmehr ausschließlich dem Wasserstoffnetzbetrieb dienen, sieht § 9\r\nAbs. 1 WasserstoffNEV vor, dass bei der Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen\r\nnach § 8 WasserstoffNEV die in § 9 Abs. 2 - 5 WasserstoffNEV näher\r\ngeregelten Grundsätze (u.a. Methode der Netto-Substanzerhaltung) ergänzend\r\nanzuwenden sind.\r\n Von Interesse ist im Zusammenhang mit diesen Sonderregelungen in § 9 WasserstoffNEV\r\nnoch, dass § 9 Abs. 6 WasserstoffNEV ebenfalls die Möglichkeit von zusätzlichen\r\nInvestitionen in Gas-Altanlagen vorsieht, um diese Altanlagen technisch\r\nfür das Wasserstoffnetz nutzbar zu machen.\r\n Für die Umstellung bestehender Gasnetzinfrastruktur auf reinen Wasserstofftransport\r\nbestimmt § 13 S. 1 WasserstoffNEV, dass ab dem Zeitpunkt, in dem Anlagen,\r\ndie bisher der Gasversorgung dienten, in einem Wasserstoffnetz betrieben werden,\r\nsie bezogen auf die Kosten und die Entgelte für den Netzzugang zu Anlagen\r\ndes Wasserstoffnetzes werden. Die kalkulatorische Bewertung dieser Anlagen\r\nerfolgt dann nach den §§ 8 und 9 WasserstoffNEV.\r\n36\r\n Soweit Anlagen aus dem Erdgasnetz umgewidmet werden, gelten die Nutzungsdauer\r\nnach der WANDA-Festlegung erst ab dem Zeitpunkt der Umwidmung. Sie\r\nsind im Wege eines nachträglichen Nutzungsdauerwechsels umzusetzen.43\r\nFestzuhalten ist in Bezug auf H2-Ready-Maßnahmen als Zwischenergebnis nach all\r\ndem, dass der geltende Rechtsrahmen jedenfalls bezogen auf das Wasserstoff-Kernnetz\r\nden Grundsatz vorgibt, dass vorhandene Leitungsinfrastrukturen wie das bestehende Erdgasnetz\r\nvorrangig als Grundlage für das Wasserstoff-Kernnetz dienen sollen. Hierfür kann\r\nder Antrag zum Wasserstoff-Kernnetz zusätzliche Ausbaumaßnahmen des bestehenden\r\nErdgasnetzes in einem geringen Umfang beinhalten. § 9 Abs. 6 WasserstoffNEV, der für\r\nalle Wasserstoffnetzbetreiber gilt, auf die die regulatorischen Vorschriften anwendbar sind,\r\nsieht zudem die Möglichkeit von zusätzlichen Investitionen in Gas-Altanlagen vor, um\r\ndiese Altanlagen technisch für das Wasserstoffnetz nutzbar zu machen. Hieran anknüpfend\r\nsehen die WasserstoffNEV und die WANDA-Festlegung diverse spezielle Regelungen\r\nfür die Abschreibung von umgewidmeten Erdgasleitungen vor.\r\nc) Regelungen mit Bedeutung nur für neue H2-Leitungen\r\n Nach § 28q Abs. 2 S. 3 EnWG haben die Antragsteller des Kernnetzes mit dem\r\nAntrag u.a. anzugeben, welche Investitions- und Betriebskosten die jeweilige Wasserstoffnetzinfrastruktur\r\nvoraussichtlich verursacht und inwiefern es sich hierbei jeweils\r\nim Vergleich zu möglichen Alternativen um die langfristig kosten- und zeiteffizienteste\r\nLösung handelt.\r\n Die Finanzierung des Kernnetzes erfolgt über die von den Netznutzern für den Zugang\r\nzum Wasserstoff-Kernnetz zu zahlenden kostenorientierten Entgelte, § 28r\r\nAbs. 1 S. 1 EnWG. Nach § 28r Abs. 1 S. 4 EnWG gilt das Prinzip eines bundeseinheitlichen\r\nNetzentgelts („Briefmarke“) auf der Grundlage der aggregierten\r\nNetzkosten aller Wasserstoff-Kernnetzbetreiber. Als Netzkosten können dabei\r\nauch Vorlaufkosten berücksichtigt werden, die vor dem 1. Januar 2025 entstanden\r\nsind, vgl. § 28r Abs. 1 S. 6 EnWG.\r\n Die BNetzA sieht keinen akuten Regelungsbedarf für Wasserstoffnetze der\r\n2. Stufe, da für diese nach § 28j EnWG nur eine freiwillige Regulierung vorgesehen\r\nund mit der WasserstoffNEV grundsätzlich ein vollständiger Ordnungsrahmen\r\nfür die Entgeltbildung vorhanden sei.\r\n Die BNetzA ist der Ansicht, dass Teile der WANDA-Festlegung sich möglicherweise\r\nfür eine analoge Anwendung für Netze der 2. Stufe eignen könnten.\r\n Die BNetzA meint weiter, dass ein Einbezug anderer Netze in den Anwendungsbereich\r\nder einheitlichen Briefmarke bzw. des Hochlaufentgelts voraussichtlich\r\nnicht möglich sein dürfte. Das intertemporale Kostenallokationskonto sei eng mit\r\n43 Vgl. BNetzA, Beschl. v. 6.6.2024, HBK-24-01-2#1, Rn. 109.\r\n37\r\ndem einheitlichen Hochlaufentgelt und dem Ausgleichsmechanismus zwischen\r\nden Kernnetzbetreibern verknüpft, die somit ebenfalls nicht ohne Rückwirkung auf\r\ndas Fördersystem auf weitere Netzbetreiber ausgedehnt werden können.\r\n Die BNetzA meint, dass sie für Netze der 2. Stufe durchaus eine intertemporale\r\nVerschiebung von Kosten bzw. Entgelten festlegen könne, da dies Bestandteil einer\r\nEntgeltmethode wäre, wenn dies einem gelingendem Hochlauf dienlich ist. Sie\r\nkönne jedoch keinen Ausgleich der dadurch entstehenden Liquiditätslücken aus\r\nöffentlichen Mitteln festlegen; dies könne nur der Gesetzgeber.\r\n Bezugspunkt eines Netzentgelts ist nach der WANDA-Festlegung im Wasserstoff-\r\nKernnetz stets die Bereitstellung von Ein- und Ausspeisekapazitäten in\r\neinem Entry-Exit-System.\r\n Separate Entgelte für mit dem Transport verbundene Systemdienstleistungen\r\nwie insbesondere Messung, Messstellenbetrieb und Abrechnung sind in der\r\nWANDA-Festlegung nicht vorgesehen.\r\n Das Netzentgelt wird in €/kWh/h/a berechnet.\r\n Vorlaufkosten können – soweit betriebsnotwendig – im Rahmen der jeweils ersten\r\nKostengenehmigung auch für alle vorherigen Kalenderjahre geltend gemacht\r\nwerden. Dies betrifft namentlich alle Kosten aus Kalenderjahren vor dem Jahr\r\n2025, deren Beantragung vor Inkrafttreten des WANDA-Beschlusses ansonsten\r\nüberhaupt nicht möglich wäre.\r\nFestzuhalten ist in Bezug auf Investitionen in neue H2-Leitungen für Wasserstoffverteilernetze\r\nals Zwischenergebnis nach all dem, dass mit der WasserstoffNEV grundsätzlich\r\nein vollständiger Ordnungsrahmen für die Entgeltbildung vorhanden ist. Dieser\r\nist für Wasserstoffverteilernetzbetreiber jedenfalls nach Abgabe einer Opt-In-Erklärung gemäß\r\n§ 28j Abs. 3 EnWG anwendbar. Dieser Rechtsrahmen könnte nach Auffassung der\r\nBNetzA jedenfalls teilweise zukünftig durch eine analoge Anwendung von Vorgaben aus\r\nder WANDA-Festlegung ergänzt bzw. modifiziert werden. Ein Einbezug anderer Netze in\r\nden Anwendungsbereich der einheitlichen Briefmarke bzw. des Hochlaufentgelts dürfte\r\nnach Ansicht der BNetzA voraussichtlich nicht möglich sein. Die BNetzA meint zudem,\r\ndass sie eine intertemporale Verschiebung von Kosten bzw. Entgelten durchaus festlegen\r\nkönne, da dies Bestandteil einer Entgeltmethode wäre, wenn dies einem gelingendem\r\nHochlauf dienlich ist. Sie könne jedoch keinen Ausgleich der dadurch entstehenden Liquiditätslücken\r\naus öffentlichen Mitteln festlegen; dies könne nur der Gesetzgeber. Im Zusammenhang\r\nmit dem Kernnetz gilt generell der Grundsatz, dass nach § 28q Abs. 2 S. 3\r\nEnWG die langfristig kosten- und zeiteffizienteste Lösung vorzugswürdig ist.\r\n38\r\nII. Regulatorische Vorgaben des EU-Gaspakets hinsichtlich des Umgangs mit Kosten\r\naus H2-Ready-Investitionen\r\nNachdem unter I. die derzeit auf nationaler Ebene bestehenden Normen mit Relevanz für\r\nH2-Ready-Investitionen und für den Neubau von H2-Leitungen herausgearbeitet worden\r\nsind, wird nachfolgend das EU-Gaspaket zunächst im Hinblick darauf in den Blick genommen,\r\nwelche Vorgaben in Bezug auf Investitionen in H2-Ready-Maßnahmen darin enthalten\r\nsind. Dabei wird insbesondere ein Fokus auf die Prüfung gelegt, inwieweit diese\r\nVorgaben von Relevanz für die Ausgestaltung eines nationalen Regulierungsregimes sind,\r\nwonach u.a. die Kosten für H2-Ready-Investitionen44 in einer – wie auch immer definierten\r\nund konkret ausgestalteten – Übergangsphase über das Erdgas-Regulierungsregime\r\n“abgebildet” werden können. Die demnach erforderliche Prüfung des durch das Gaspaket\r\nvorgegebenen Rechtsrahmens für H2-Ready-Investitionen erfolgt zunächst anhand der\r\nVorgaben der GasRL (1.). Das Ergebnis dieser Analyse wird sodann an den die Netzentgeltbildung\r\nbetreffenden Vorgaben der Vorgängerrichtlinien „gespiegelt“. Ziel dieses\r\nAbgleichs ist es zu prüfen, ob sich aus den Vorgängerrichtlinien im Abgleich mit der GasRL\r\nAnhaltspunkte für einen modifizierten und im Sinne der Begründung einer Zulässigkeit\r\nder Abbildung von H2-Ready-Kosten über das Erdgas-Regulierungssystem stehenden\r\nRegelungsinhalt durch die GasRL ergeben (2.). Sofern dies der Fall ist, wird in einem weiteren\r\nSchritt untersucht, welche konkreten Auswirkungen, vor allem welche Gestaltungsspielräume\r\nsich daraus für die Umsetzung der GasRL in nationales Recht ergeben (3.).\r\nEs zeigt sich im Ergebnis, dass die GasRL aufgrund des Transformations-Effizienzmaßstabs\r\nein nationales Regulierungsregime erfordert, wonach es nicht per se ausgeschlossen\r\nist, „effiziente“ H2-Ready-Kosten für einen Übergangszeitraum bis zur endgültigen\r\nUmstellung der Erdgasverteilernetze auf Wasserstoff regulatorisch als „effiziente“ Erdgasverteilernetzkosten\r\nbehandeln zu können, wobei sodann in einem letzten Schritt zu untersuchen\r\nist, ob diesem Ergebnis Vorschriften der GasVO, insbesondere Art. 5 der GasVO,\r\nmöglicherweise entgegen stehen (4.).\r\n1. Vorgaben der GasRL zum Umgang mit H2-Ready-Investitionen und daraus resultierenden\r\nH2-Ready-Kosten\r\nDie konkrete Anerkennungsfähigkeit von (Investitions)Kosten in einem Regulierungsregime\r\nfolgt aus der normativ vorgegebenen Ausgestaltung des Netzzugangs, konkret des\r\nNetzzugangsentgeltregimes. Ob und in welcher Weise Kosten für H2-Ready-Maßnahmen\r\nüber das durch die GasRL vorgegebene Erdgas-Regulierungsregime abgebildet werden\r\nkönnen, erfordert daher zunächst eine initiale Bestandsaufnahme der in der GasRL\r\n44 „H2-Ready-Inves􀆟􀆟onen“ bezeichnen, wie oben unter A. bereits erläutert, im Rahmen dieses Gutachtens Inves-\r\n􀆟􀆟onen (Ersatzinves􀆟􀆟onen sowie Erweiterungs- und Umstrukturierungsinves􀆟􀆟onen) in das bestehende Erdgasverteilernetz,\r\ndie über die Notwendigkeit für das Erdgasverteilernetz dergestalt hinausgehen, dass dieses technisch\r\ndarauf vorbereitet wird, mit möglichst geringem Umstellungsaufwand kün􀅌ig für die Verteilung von (reinem) Wasserstoff\r\ngenutzt werden zu können. Die im Nachfolgenden verwendete Begrifflichkeit „H2-Ready-Kosten“ bezieht\r\nsich auf die Zusatz- oder Differenzkosten, die gerade dadurch entstehen, dass die Inves􀆟􀆟on in die Erdgasinfrastruktur\r\nin einer Art und Weise erfolgt, die die zukün􀅌ige Nutzung des betreffenden Assets auch für Wasserstoff ermöglicht.\r\n39\r\nenthaltenen Regelungen für die Netzentgeltbildung. Bei der Analyse der in der GasRL\r\nenthaltenen Vorschriften mit Relevanz für die Netzentgeltbildung und die hier in Rede stehende\r\nThematik der Abbildung von H2-Ready-Kosten über die Erdgasregulierung ist zwischen\r\nNormen der GasRL mit unmittelbarem Bezug zur Entgeltregulierung (a) und\r\nsonstigen Vorgaben in der GasRL, denen Relevanz für diese Thematik zukommt (b),\r\nzu unterscheiden. Dabei sind die betreffenden Bestimmungen, auch wenn sie sich partiell\r\nnur in den Erwägungsgründen der GasRL befinden, bei der Auslegung der im einzelnen\r\neinschlägigen Regelungen der GasRL zwingend zu berücksichtigen (c).\r\na) Normen der GasRL mit unmittelbarem Bezug zur Entgeltregulierung\r\nArt. 31 Abs. 1 S. 1 GasRL verpflichtet die Mitgliedstaaten zur Einführung eines Systems\r\nfür den Zugang Dritter u.a. zum Erdgasfernleitungs- und verteilernetz auf der Grundlage\r\nveröffentlichter Entgelte, wobei diese Zugangsregelungen für alle Kunden, einschließlich\r\nVersorgungsunternehmen, gelten und nach objektiven Kriterien und ohne Diskriminierung\r\nzwischen den Nutzern des Netzes angewandt werden sollen. Ferner sind die Mitgliedstaaten\r\nnach Satz 2 verpflichtet, sicherzustellen, dass diese Entgelte oder die Methoden\r\nzu ihrer Berechnung gemäß Art. 78 von einer Regulierungsbehörde vor dem Inkrafttreten\r\ngenehmigt werden und dass die Entgelte und — soweit nur die Methoden einer\r\nGenehmigung unterliegen — die Methoden vor ihrem Inkrafttreten veröffentlicht werden.\r\nDie Regelung entspricht — von einigen sprachlichen Änderungen abgesehen — im Wesentlichen\r\ndem Wortlaut des Art. 32 Abs. 1 Richtlinie 2009/73/EG, die gem. Art. 95 GasRL\r\nmit Wirkung vom 4. August 2024 aufgehoben ist.\r\nNach Art. 44 Abs. 2 GasRL hat sich zudem jeder Verteilernetzbetreiber jeglicher Diskriminierung\r\nvon Netzbenutzern oder Kategorien von Netzbenutzern, insbesondere zugunsten\r\nder mit ihm verbundenen Unternehmen, zu enthalten.\r\nGemäß Art. 75 Abs. 4 S. 2 GasRL darf es unbeschadet des Art. 5 GasVO keine Quersubventionierung\r\nzwischen den Erdgasbenutzern und den Nutzern des Wasserstoffnetzes\r\ngeben. Dieser Rechtsgedanke findet sich auch in Art. 78 Abs. 1 m) GasRL. Danach sorgt\r\ndie nationale Regulierungsbehörde dafür, dass Quersubventionen zwischen den Tätigkeiten\r\nin den Bereichen Fernleitung, Verteilung, Wasserstofftransport, Erdgas- und Wasserstoffspeicherung,\r\nLNG- und Wasserstoffterminals sowie Versorgung mit Erdgas und Wasserstoff\r\nverhindert werden, unbeschadet des Art. 5 Abs. 2 der GasVO.\r\nHingewiesen sei ferner auf Art. 78 Abs. 3 d) GasRL. Danach hat die Regulierungsbehörde\r\nzu gewährleisten, dass die von unabhängigen Netzbetreibern oder unabhängigen Wasserstoffnetzbetreibern\r\nerhobenen Netzzugangsentgelte ein Entgelt für den bzw. die Netzeigentümer\r\nenthalten, dass für die Nutzung der Netzbetriebsmittel und mit Blick auf etwaige\r\nneue Investitionen in das Netz angemessen ist, sofern diese wirtschaftlich und effizient\r\ngetätigt werden.\r\nGemäß Art. 78 Abs. 7 GasRL obliegt es der Regulierungsbehörde zudem, mit ausreichendem\r\nVorlauf vor deren Inkrafttreten die Bedingungen für den Anschluss an die nationalen\r\n40\r\nErdgasnetze und den Zugang zu diesen, einschließlich Fernleitung- und Verteilungsentgelten\r\nfestzulegen oder zu genehmigen, wobei die Entgelte oder Methoden so gestaltet\r\nwerden, dass die notwendigen Investitionen in die Netze so vorgenommen werden können,\r\ndass die Lebensfähigkeit der Netze gewährleistet ist.\r\nSchließlich ist noch auf Erwägungsgrund 119 hinzuweisen, der wie folgt lautet:\r\n„Die Regulierungsbehörden sollten die Möglichkeit haben, die Entgelte oder die\r\nBerechnungsmethoden auf der Grundlage eines Vorschlags des Fernleitungsnetzbetreibers,\r\ndes Verteilnetzbetreibers oder des Betreibers einer Flüssiggas-\r\nAnlage oder auf der Grundlage eines zwischen diesen Betreibern und den Netzbenutzern\r\nabgestimmten Vorschlags festzusetzen oder zu genehmigen. Dabei\r\nsollten die Regulierungsbehörden sicherstellen, dass die Entgelte für die Fernleitung\r\nund Verteilung nichtdiskriminierend und kostenorientiert sind und die\r\nlangfristig durch Nachfragesteuerung vermiedenen Netzgrenzkosten berücksichtigen.“\r\nAls Zwischenfazit kann man also zunächst festhalten, dass die GasRL sehr wenige Vorgaben\r\nfür die Netzentgeltregulierung enthält. Erdgasnetzentgelte bzw. die Methoden zu\r\nderen Bildung müssen\r\n von der Regulierungsbehörde genehmigt und veröffentlicht werden,\r\n nach objektiven Kriterien gebildet werden,\r\n kostenorientiert und diskriminierungsfrei sein,\r\n angemessen im Hinblick auf wirtschaftliche und effiziente neue Investitionen sein,\r\n die Lebensfähigkeit der Netze gewährleisten,\r\n langfristig durch Nachfragesteuerung vermiedenen Netzgrenzkosten berücksichtigen\r\nund\r\n dürfen unbeschadet des Art. 5 GasVO keine Quersubventionierung zwischen den\r\nErdgasbenutzern und den Nutzern des Wasserstoffnetzes erlauben.\r\nMit Blick auf die Unzulässigkeit von Quersubventionen zwischen den Erdgasbenutzern\r\nund den Nutzern des Wasserstoffnetzes sind natürlich auch die Entflechtungsbestimmungen\r\nin Art. 75 Abs. 3 GasRL von grundsätzlicher Bedeutung. Die Norm enthält Vorgaben\r\nzur Entflechtung der Rechnungslegung, nach welchen Erdgas- und Wasserstoffunternehmen\r\nihre Jahresabschlüsse erstellen und diese gemäß den nationalen Rechtsvorschriften\r\nüber die Jahresabschlüsse von Gesellschaften überprüfen lassen. Absatz 3 der\r\nRegelung lautet wörtlich wie folgt:\r\n41\r\n„Zur Vermeidung von Diskriminierungen, Quersubventionen und Wettbewerbsverzerrungen\r\nführen Unternehmen in ihrer internen Rechnungslegung getrennte\r\nKonten für jede ihrer Tätigkeiten in den Bereichen Fernleitung, Verteilung, LNG,\r\nWasserstoffterminals, Speicherung von Erdgas und Wasserstoff sowie Wasserstofftransport45\r\nin derselben Weise, wie sie dies tun müssten, wenn die betreffenden\r\nTätigkeiten von separaten Unternehmen ausgeführt würden. Die Betriebsmittel\r\nder Unternehmen werden den betreffenden Konten und regulierten Anlagevermögen\r\ngetrennt nach Erdgas, Strom oder Wasserstoff zugeordnet und\r\ndiese Zuordnung wird transparent gemacht. Die Unternehmen führen auch Konten\r\nfür andere, nicht mit den Bereichen Fernleitung, Verteilung, LNG, Wasserstoffterminals,\r\nSpeicherung von Erdgas oder Wasserstoff oder Wasserstofftransport\r\nzusammenhängende Tätigkeiten, wobei diese Konten konsolidiert sein können.\r\nEinnahmen aus dem Eigentum am Fernleitungs-, Verteiler- oder Wasserstoffnetz\r\nweisen sie in den Konten gesondert aus. Gegebenenfalls führen die Unternehmen\r\nkonsolidierte Konten für ihre anderen Tätigkeiten außerhalb des Erdgasbereichs\r\nund außerhalb des Wasserstoffbereichs. Die interne Rechnungslegung\r\nschließt für jede Tätigkeit eine Bilanz sowie eine Gewinn- und Verlustrechnung\r\nein.\r\nZiel der buchhalterischen Entflechtungsvorgaben ist damit wie seit jeher die Vermeidung\r\nvon Diskriminierungen, Quersubventionen und Wettbewerbsverzerrungen. Hierzu werden\r\ndie Unternehmen wie schon nach den Vorgängerrichtlinien verpflichtet, aktivitätsbezogen\r\ngetrennte Konten für ihre Tätigkeiten in den Bereichen Fernleitung, Verteilung, LNG, Wasserstoffterminals,\r\nSpeicherung von Erdgas und Wasserstoff sowie Wasserstofftransport\r\nzu führen. Neu ist die Verpflichtung zur nach Erdgas, Strom und Wasserstoff getrennten\r\nZuordnung der Betriebsmittel der Unternehmen zu den betreffenden Konten und regulierten\r\nAnlagevermögen.\r\nb) Weitere relevante Vorgaben der GasRL\r\nFraglich ist, ob sich aus der GasRL weitere Vorgaben ergeben, die von Relevanz für eine\r\nnationale Regelung – normativ auf Gesetzesebene oder durch Festlegung der BNetzA –\r\nbetreffend H2-Ready-Kosten im Rahmen des Erdgas-Regulierungsregimes sein könnten.\r\nVon Interesse ist zunächst insoweit Art. 1 der GasRL, der Gegenstand und Anwendungsbereich\r\nder GasRL und damit die Zielsetzungen der GasRL regelt. Absatz 2 betont\r\ndabei in Bezug auf den Erdgasmarkt, dass die Regelungen der Richtlinie der Schaffung\r\neines integrierten, wettbewerbsfähigen und transparenten Marktes für Erdgas in der\r\nUnion dienen. Der somit seit Liberalisierung des Erdgasmarktes zentrale Wettbewerbsgedanke\r\nund die Zielsetzung eines effizienten Funktionierens der Märkte werden demnach\r\nmit der neuen GasRL nicht aufgegeben.\r\n45 Angemerkt sei, dass der in Art. 75 Abs. 3 GasRL erwähnte Wassersto􀅏ransport auch die Verteilung von Wasserstoff\r\nerfasst, vgl. Art. 2 Nr. 22 GasRL. Fe􀆩ungen im Zitat sind von den Gutachtern.\r\n42\r\nAllerdings zeigt sich schon aufgrund der Verortung im unmittelbar davor stehenden ersten\r\nAbsatz von Art. 1, dass diese Zielsetzung durch ein weiteres Ziel flankiert und sogar überlagert\r\nwird. In Art. 1 Abs. 1 GasRL heißt es:\r\n„Mit dieser Richtlinie wird ein gemeinsamer Rahmen für die Dekarbonisierung\r\nder Märkte für Erdgas und Wasserstoff geschaffen, um zur Erreichung der\r\nKlima- und Energieziele der Union beizutragen.“\r\nHier wird also – auch unter systematischen Gesichtspunkten (Absatz 1 vor Absatz 2ff.) -\r\ndas Ziel der Erreichung der Klima- und Energieziele der Union in den Vordergrund gestellt.\r\nDiese Rangfolge wird durch Erwägungsgrund 6 der GasRL bestätigt, in welchem es wie\r\nfolgt lautet:\r\n„Diese Richtlinie ergänzt andere einschlägige politische und legislative Instrumente\r\nder Union, insbesondere diejenigen, die gemäß der Mitteilung der Kommission vom\r\n11. Dezember 2019 mit dem Titel „Der europäische Grüne Deal“ vorgeschlagen wurden,\r\nwie die Verordnungen (EU) 2023/857 ( 10), (EU) 2023/957 ( 11), (EU)\r\n2023/1805 ( 12) und (EU) 2023/2405 ( 13) sowie die Richtlinien (EU) 2023/959 ( 14),\r\n(EU) 2023/1791 ( 15) und (EU) 2023/2413 ( 16) des Europäischen Parlaments und\r\ndes Rates, die darauf abzielen, Anreize für die Dekarbonisierung der Wirtschaft der\r\nUnion zu schaffen und sicherzustellen, dass die Wirtschaft der Union gemäß Verordnung\r\n(EU) 2021/1119 bis 2050 auf dem Weg zu einer klimaneutralen Europäischen\r\nUnion bleibt. Das Hauptziel dieser Richtlinie besteht darin, einen solchen Übergang\r\nzur Klimaneutralität zu ermöglichen und zu erleichtern, indem der Aufbau\r\neines Wasserstoffmarkts und eines effizienten Erdgasmarkts sichergestellt\r\nwird.“\r\nHauptziel der GasRL ist demnach ausdrücklich die Ermöglichung und die Erleichterung\r\ndes Übergangs zur Klimaneutralität. Der Aufbau eines Wasserstoffmarktes und ein effizienter\r\nErdgasmarkt sind sicherzustellen, dies aber nicht als Selbstzweck, sondern im ausdrücklichen\r\nInteresse der Ermöglichung und Erleichterung der Erreichung des insoweit\r\nvorrangigen Hauptziels der GasRL. In Fortführung dieses Gedankens lautet es in § 1\r\nAbs. 3 der GasRL, dass mit dieser „gemeinsame Vorschriften für […] den Übergang des\r\nErdgassystems zu einem integrierten und hocheffizienten auf erneuerbarem Gas und\r\nkohlenstoffarmem Gas beruhenden System festgelegt [werden]“.\r\nDie Richtlinie bringt damit ein klares Verständnis des europäischen Gesetzgebers dergestalt\r\nzum Ausdruck, dass die Erreichung der europäischen Klimaschutzziele und die Ermöglichung\r\nund Erleichterung des Übergangs zur Klimaneutralität Hauptziel der Richtlinie\r\nist, der Aufbau eines Wasserstoffmarktes und eines effizienten Erdgasmarktes demgegenüber\r\nnur Mittel zur Erreichung dieses Zwecks sind.\r\nDer Erwägungsgrund 6 erschöpft sich zudem nicht in der Formulierung des Hauptanliegens\r\nder GasRL. In Bezug genommen wird mit den Ausführungen in Erwägungsgrund 6\r\nzusätzlich das im Green Deal der Europäischen Kommission und den auf dessen Basis\r\n43\r\nerlassenen Verordnungen und Richtlinien zum Ausdruck kommende Erfordernis der\r\nSchaffung von Anreizen für die Dekarbonisierung der Wirtschaft. Wenn auch nur in\r\nForm eines an dieser Stelle abstrakten Grundsatzes, so wird hier das Anliegen des europäischen\r\nGesetzgebers deutlich, dass sich die GasRL in ein Gesamtkonzept einbettet,\r\nwie es durch den Green Deal im Ausgangspunkt vorgegeben ist und das Gelingen des\r\nÜbergangs zur Klimaneutralität Elemente zulässt und geradezu erfordert, die es den Akteuren\r\nerleichtern, notwendige Investitionen zu tätigen und die damit eine Anreizwirkung\r\nschaffen.\r\nDementsprechend regelt § 78 Abs. 9 GasRL, dass die nationalen Regulierungsbehörden\r\nbei der Festsetzung oder Genehmigung der Entgelte oder Methoden sicherzustellen haben,\r\ndass für die Fernleitungs- und Verteilernetzbetreiber angemessene Anreize geschaffen\r\nwerden, sowohl kurzfristig als auch langfristig die Effizienz zu steigern, die Marktintegration\r\nund die Versorgungssicherheit zu fördern und entsprechende Forschungsarbeiten\r\nzu unterstützen.\r\nOhne dass es einen Widerspruch zu dem Vorgesagten begründen würde, zeigt sich bei\r\nAnalyse der einzelnen Bestimmungen im Weiteren, dass es zentrales Anliegen der GasRL\r\nist, einen kosteneffizienten Übergang zu gewährleisten. Ausdruck dessen sind die Vorgaben\r\nfür eine, alle Energieträger umfassende kohärente Planung.46 Insoweit lautet es\r\nweiter, dass zur Sicherstellung einer kosteneffizienten Einführung der Infrastruktur und um\r\nverlorene Vermögenswerte zu vermeiden, bei der Netzplanung auch die zunehmenden\r\nVerflechtungen zwischen Erdgas und Strom sowie Wasserstoff und, sofern zutreffend,\r\nFernwärme berücksichtigt werden sollen.47\r\nDaran anschließend wird auch in Bezug auf den von den Infrastrukturbetreibern auszuarbeitenden\r\nNetzentwicklungsplan deutlich, dass die verantwortlichen Akteure dem Grundsatz\r\n„Energieeffizienz an erster Stelle“ und den in der Empfehlung der Kommission vom\r\n28. September 2021 mit dem Titel „Energieeffizienz an erster Stelle: von den Grundsätzen\r\nzur Praxis — Leitlinien und Beispiele zur Umsetzung bei der Entscheidungsfindung im\r\nEnergiesektor und darüber hinaus“ festgelegten Grundsätzen der Systemeffizienz verpflichtet\r\nsind.48\r\nDabei ist dem europäischen Gesetzgeber augenscheinlich bewusst, dass die Umwidmung\r\nvorhandener Erdgasinfrastruktur einen substantiellen Beitrag zur Systemeffizienz\r\nleisten kann. Dies zeigt sich daran, dass ausweislich der Transparenzanforderungen im\r\nZuge der Erstellung der Netzentwicklungspläne nach Art. 55 Abs. 2 GasRL sichergestellt\r\nwerden soll, dass Erdgasinfrastrukturen, wenn sie nicht ungenutzt gelassen oder abgebaut\r\nwerden sollen, für andere Zwecke, wie zum Beispiel den Wasserstofftransport zur\r\nVerfügung gestellt werden können. Insofern formuliert die GasRL in Erwägungsgrund 130\r\nSatz 2 ausdrücklich folgendes:\r\n46 Vgl. Erwägungsgrund 125 der GasRL.\r\n47 Ebenda.\r\n48 Vgl. Erwägungsgrund 127 der GasRL.\r\n44\r\n„Das Ziel der höheren Transparenz in Bezug auf die Infrastruktur trägt der Tatsache\r\nRechnung, dass umgewidmete Infrastruktur vergleichsweise billiger ist als\r\nneu errichtete Infrastruktur und somit einen kosteneffizienten Übergang ermöglichen\r\ndürfte.“\r\nDem Erwägungsgrund sind damit zwei Aussagen zu entnehmen. Zum einen wird darin,\r\nwas in Art. 1 Abs. 3 GasRL bereits verankert ist, klargestellt, dass das Interesse des europäischen\r\nGesetzgebers auf einen kosteneffizienten Übergang gerichtet ist. Zum anderen\r\nbringt der Erwägungsgrund ein Selbstverständnis zum Ausdruck, dass umgewidmete\r\nInfrastruktur vergleichsweise billiger ist, als der Neubau von Infrastrukturen.\r\nZusammen mit dem übergeordneten Ziel der Ermöglichung und Erleichterung des Übergangs\r\nzur Klimaneutralität begründet dies einen weiteren substantiellen Anhaltspunkt dafür,\r\ndass der maßgebliche Effizienzmaßstab im Sinne der Gewährleistung eines effizienten\r\nÜbergangs zu verstehen ist.\r\nDafür spricht schließlich auch, dass Art. 55 Abs. 1 UA 3 GasRL für die Netzentwicklungspläne\r\nder Fernleitungsnetzbetreiber und der Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber und in\r\nArt. 57 Abs. 1 GasRL für die Netzentwicklungspläne der Verteilernetzbetreiber und der\r\nWasserstoffverteilernetzbetreiber den Mitgliedstaaten aufgeben, die Zusammenarbeit der\r\nErdgas- und der Wasserstoffnetzbetreiber im Interesse einer energieträgerübergreifenden\r\nSystemeffizienz - etwa zu Umwidmungszwecken - sicherzustellen.\r\nc) Maßgeblichkeit der Erwägungsgründe\r\nDa sich die vorstehenden Ansatzpunkte der GasRL nicht – zumindest nicht ausnahmslos\r\n– unmittelbar auf die Netzzugangsbestimmungen in Art. 31 GasRL beziehen, sondern sich\r\nvielmehr teils aus deren Erwägungsgründen ergeben, stellt sich die Frage, welcher Stellenwert\r\nund welche Rechtsverbindlichkeit den Erwägungsgründen zukommt. Mit anderen\r\nWorten ist die Frage zu klären, inwieweit die Erwägungsgründe vom nationalen Gesetzgeber\r\nbei der Umsetzung der Richtlinienvorgaben herangezogen werden können bzw.\r\nu.U. auch herangezogen werden müssen.\r\nKonkret bezieht sich diese Frage im vorliegenden Kontext darauf, ob aus europarechtlicher\r\nSicht im Zuge der Umsetzung der Netzzugangsvorschriften der GasRL durch den\r\nnationalen Gesetzgeber der aus den Erwägungsgründen, vor allem Erwägungsgrund 130\r\nder GasRL, folgende Gedanke der Transformations- bzw. der Systemeffizienz in die nationalen\r\nVorgaben für die Entgelte für den Netzzugang implementiert werden darf.\r\nGemäß Art. 288 Abs. 3 AEUV sind Richtlinien für jeden Mitgliedstaat, an den sie gerichtet\r\nsind, hinsichtlich des zu erreichenden Ziels verbindlich, jedoch ist den innerstaatlichen\r\nStellen die Wahl der Form und Mittel überlassen. Richtlinien bedürfen daher grundsätzlich\r\nder Umsetzung in nationales Recht49. Richtlinienumsetzung bedeutet dabei vollständige\r\n49 Vgl. hierzu insbesondere die Ausführungen von Ne􀆩esheim, in: Grabitz/Hilf/Ne􀆩esheim, Das Recht der Europäischen\r\nUnion, 65. EL August 2018, Art. 288 AEUV, Rn. 119 ff.\r\n45\r\nErreichung des Richtlinienziels, nicht nur formelle wörtliche Übernahme, sondern gleichermaßen\r\nVerwirklichung des gesamten Richtlinienprogramms auch in der Verwaltungspraxis.\r\n50\r\nDer Gerichtshof der Europäischen Union (EuGH) hat sich bereits in mehreren Entscheidungen\r\nzur rechtlichen Qualität von Erwägungsgründen von Gemeinschaftsrechtsakten\r\ngeäußert.51 Danach komme den Erwägungsgründen keine rechtliche Bindungswirkung\r\nzu. Wörtlich führte der EuGH in seiner Entscheidung vom 19.06.2014 (Rs. C-345/13) zur\r\nrechtlichen Bedeutung der Erwägungsgründe aus:\r\n„[…], so ist darauf hinzuweisen, dass die Begründungserwägungen eines Gemeinschaftsrechtsakts\r\nrechtlich nicht verbindlich sind und weder herangezogen\r\nwerden können, um von den Bestimmungen des betreffenden Rechtsakts\r\nabzuweichen, noch, um diese Bestimmungen in einem Sinne auszulegen, der\r\nihrem Wortlaut offensichtlich widerspricht […]“\r\nAus der Rechtsprechung des EuGH ergeben sich demnach zwei Kriterien für die Beurteilung\r\nder Frage, ob Erwägungsgründe bei der Umsetzung einer Richtlinie durch den nationalen\r\nGesetzgeber herangezogen werden dürfen:\r\n Zum einen darf es durch die Heranziehung der Erwägungsgründe nicht dazu kommen,\r\ndass von den Vorgaben der Richtlinie abgewichen wird.\r\n Zum anderen darf eine Aussage in den Erwägungsgründen nicht zur Begründung\r\neines Auslegungsergebnisses herangezogen werden, das dem Wortlaut einer Bestimmung\r\nwiderspricht.\r\nMit der Rechtsprechung des EuGH ist daher der Maßstab für die Zulässigkeit einer Heranziehung\r\nder Erwägungsgründe im Rahmen der Umsetzung und richtlinienkonformen\r\nAuslegung durch den nationalen Gesetzgeber klar umrissen. Entscheidend ist, dass die\r\nAuslegung nicht im Widerspruch zu den normativen Vorgaben der Richtlinie steht.\r\nZulässig ist es zudem, die Erwägungsgründe im Rahmen der teleologischen Auslegung\r\nbei der Ermittlung von Sinn und Zweck einer Vorschrift des Sekundärrechts heranzuziehen.\r\nDenn die Erwägungsgründe sind zwingender Bestandteil des Rechtsaktes (vgl. Art.\r\n50 EuGH, Urt. 11.7.2002, Rs. C-62/00, Slg. 2002, I-6325 - (Marks & Spencer), Rn. 26 ff.\r\n51 EuGH, Urt. vom 19.6.2014, Rs. C-345/13 zur VO (EG) Nr. 6/2002, Rn. 31, 32; mit Verweis auf vorherige Rechtsprechung:,\r\nUrt. vom 24.11.2005, Rs. C-136/04, Rn. 32 - Deutsches Milch-Kontor; Urt. vom 19.11.1998, Rs. C-\r\n162/97, Nilsson u.a., Slg. 1998, I-7477, Rn. 54, und vom 25.11.1998, Rs. C-308/97, Manfredi, Slg. 1998, I-7685, Rn.\r\n30.\r\n46\r\n296 Abs. 2 AEUV) und geben „in geraffter Form“ Aufschluss über die Zielorientierung und\r\ndie Hintergründe des Rechtssetzungsvorhabens.52\r\nFestzuhalten bleibt demnach, dass nach der Rechtsprechung des EuGH die Erwägungsgründe\r\nzwar nicht als rechtlich verbindlich zu betrachten sind. Dementsprechend gibt es\r\nkeine Verpflichtung für den nationalen Gesetzgeber, diese bei der richtlinienkonformen\r\nUmsetzung zwingend umzusetzen. Maßgeblich bei der Umsetzung der Richtlinie bleibt\r\nalso in erster Linie der normative Teil des EU-Rechtsaktes. Dem steht allerdings sowohl\r\nnach der EuGH-Rechtsprechung als auch nach der Literatur nicht entgegen, den Sinn und\r\nZweck einer Vorschrift des Sekundärrechts anhand der Erwägungsgründe zu ermitteln\r\nund diesen im Rahmen der richtlinienkonformen Umsetzung zu berücksichtigen, sofern\r\ndieses Auslegungsergebnis nicht im Widerspruch zu den Vorgaben der Richtlinie oder\r\naber deren Wortlaut steht.\r\nd) Zwischenergebnis\r\nAls Zwischenergebnis ist nach alldem festzuhalten, dass der europäische Gesetzgeber\r\nmit der GasRL maßgeblich die Ermöglichung und die Erleichterung des Übergangs zur\r\nKlimaneutralität als Hauptziel der Union bezweckt, insoweit eine energieträgerübergreifende\r\nTransformations- bzw. Systemeffizienz normiert und zugleich die Schaffung von\r\nAnreizen für Unternehmen zur Dekarbonisierung fordert. Dabei ist den Vorgaben der\r\nGasRL die Erkenntnis des europäischen Gesetzgebers zu entnehmen, dass umgewidmete\r\nInfrastruktur vergleichsweise billiger ist und im Interesse eines kosteneffizienten\r\nÜbergangs gegenüber neu errichteter Infrastruktur vorzugswürdig ist.\r\n2. Abgleich mit den Vorgaben der Vorgänger-Richtlinien hinsichtlich der Entgeltregulierung\r\nund deren Umsetzung im bislang geltenden, nationalen Rechtsrahmen\r\nDas vorstehend herausgearbeitete Zwischenergebnis ist in einem nächsten Schritt sodann\r\nan den Vorgaben der Vorgängerrichtlinien zu spiegeln mit dem Ziel, herauszufinden, ob\r\nsich aus Inhalten und Hintergründen der Vorgängerrichtlinien im Abgleich mit der GasRL\r\nAnhaltspunkte für einen modifizierten und im Sinne der Begründung einer Zulässigkeit der\r\nAbbildung von H2-Ready-Kosten über das Erdgas-Regulierungssystem stehenden Regelungsinhalt\r\ndurch die GasRL ergeben.\r\na) Richtlinie 2003/55/EG\r\nDie Vorgänger-Richtlinie 2003/55/EG (sog. Beschleunigungsrichtlinie), auf der die bis\r\nEnde 2023 im EnWG normierte Entgeltregulierungs-Systematik fußte, bestimmte in Art. 25\r\nAbs. 2 lit. a S. 1, dass zumindest die Methoden zur Berechnung oder Festlegung der Be-\r\n52 vgl. Calliess/Ruffert/Wegener, 6. Aufl. 2022, EU-Vertrag (Lissabon) Art. 19 Rn. 32; Bleckmann, RIW 1987, 929\r\n(932); zu den Erwägungsgründen des EUV beispielsweise Terhechte, in: Grabitz/Hilf/Ne􀆩esheim, EU, EUV Präambel,\r\nRn. 15 ff. und Heintschel von Heinegg, in: Vedder/Heintschel von Heinegg, Europäisches Unionsrecht, Präambel,\r\nRn. 3 ff.\r\n47\r\ndingungen für den „Anschluss an und den Zugang zu den nationalen Netzen, einschließlich\r\nder Tarife für die Übertragung und die Verteilung“ durch die nationale Regulierungsbehörde\r\nfestzulegen oder zu genehmigen sind. Die materiellrechtlichen Maßstäbe für die\r\nBestimmung der Netzentgelte waren dabei nicht an zentraler Stelle in der Beschleunigungsrichtlinie\r\ngeregelt, sondern ergaben sich vielmehr aus den Erwägungsgründen. Lediglich\r\nArt. 25 Abs. 4 Richtlinie 2003/55/EG normierte die Befugnis für Regulierungsbehörden,\r\nunter anderem Bedingungen und Netzentgelte zu ändern, um sicherzustellen,\r\ndass diese „angemessen“ sind. Darüber hinaus enthielten die Erwägungsgründe der\r\nRichtlinie 2003/55/EG materielle Maßstäbe für die Entgeltbildung. So war in Erwägungsgrund\r\n22 der Richtlinie 2003/55/EG vorgegeben, dass (weitere) Maßnahmen ergriffen werden\r\nsollten, um sicherzustellen, dass die Tarife für den Zugang zu Fernleitungen transparent\r\nund nichtdiskriminierend sind; Erwägungsgrund 16 der Richtlinie 2003/55/EG sah\r\nvor, dass die nationalen Regulierungsbehörden sicherstellen sollten, dass die Tarife für\r\ndie Fernleitung und Verteilung nichtdiskriminierend und kostenorientiert sind.\r\nIm Hinblick auf die Notwendigkeit angemessener Entgelte ist der Grundsatz der Kostenorientierung\r\nder wichtigste, europarechtlich vorgegebene, materiell-rechtliche Maßstab.\r\n53 Hiermit war allerdings nicht ein Vollkostenansatz in dem Sinne gemeint, dass über\r\ndie Entgeltbildung eine Erstattung sämtlicher angefallener, subjektiver (und damit ggf. ineffizienter)\r\nKosten des Netzbetreibers möglich sein sollte.54 Zwar wurde der Begriff der Kostenorientierung\r\nanders als in der damals geltenden Telekommunikations-Zugangsrichtlinie\r\n2002/19/EG55 nicht weitergehend präzisiert als „Kosten der effizienten Leistungsbereitstellung“.\r\n56 Allerdings wäre ein hiervon abweichendes Verständnis im Sinne eines Vollkostenansatzes\r\nmit dem auch der Richtlinie 2003/55/EG zugrundeliegenden Wettbewerbsgedanken\r\nnicht vereinbar gewesen.57 Dies deshalb, weil maßgebliches Ziel der damaligen Richtlinie\r\n2003/55 EG die Beschleunigung der Liberalisierung und die Schaffung wettbewerblicher\r\nMärkte war. So kam in Art. 3 Abs. 1 der Richtlinie 2003/55/EG das wesentliche Ziel\r\nzum Ausdruck, wonach die Mitgliedstaaten dafür Sorge zu tragen hatten, dass Erdgasunternehmen\r\nim Hinblick auf die Errichtung eines wettbewerbsorientierten, sicheren und unter\r\nökologischen Aspekten nachhaltigen Erdgasmarkts betrieben werden konnten. Auf einen\r\nnicht als Vollkostenansatz sondern vielmehr im Sinne eines Effizienzkostenansatzes\r\nzu verstehenden Begriff der Kostenorientierung deutete auch die Formulierung in Art. 25\r\nAbs. 2 lit. a S. 2 Richtlinie 2003/55/EG hin, in der es heißt, dass die Regulierungsbehörden\r\ndie Zugangsentgelte in einer Art und Weise gestalten sollen, „dass die notwendigen Investitionen\r\nin die Netze so vorgenommen werden können, dass die Lebensfähigkeit der\r\n53 BerlKommEnergieR/Säcker/Meinzenbach, 4. Aufl. 2019, § 21 Rn. 9.\r\n54 So die zutreffend und weitgehend übereins􀆟mmende Auffassung in der Literatur, vgl. nur BerlKommEnergieR/\r\nSäcker/Meinzenbach, 4. Aufl. 2019, § 21 Rn. 10.\r\n55 Siehe dort Art. 13 Abs. 3 S. 2, ABl. EG 2002 L 108, 7.\r\n56 Allerdings enthielt Art. 3 Abs. 1 der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Europäischen Parlaments und des Rates\r\nvom 28. September 2005 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen, dass die von\r\nden Regulierungsbehörden genehmigten Tarife oder Methoden zu ihrer Berechnung, die die Fernleitungsnetzbetreiber\r\nanwenden, sowie die veröffentlichten Tarife u.a. die Ist-Kosten widerspiegeln müssen, soweit diese Kosten\r\ndenen eines “effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers“ entsprechen. Insofern war der Kostenmaßstab\r\nim Hinblick auf den grenzüberschreitenden Netzzugang präzisiert.\r\n57 Kühling, N&R 2004, 12 (13); BerlKommEnergieR/Säcker/Meinzenbach, 4. Aufl. 2019, § 21 Rn. 11.\r\n48\r\nNetze gewährleistet ist“. Könnten sämtliche tatsächlichen Kosten des Netzbetreibers geltend\r\ngemacht werden, bedürfte es einer derartigen Sicherungsklausel nicht.58 Dem trägt\r\nschließlich auch der Wortlaut Rechnung, der eben „nur“ auf eine Orientierung an den Kosten\r\ndes Netzbetreibers abstellt und nicht eine vollständige Kostenerstattung vorgibt.\r\nDemzufolge ist als Zwischenergebnis festzuhalten, dass die mit der Richtline\r\n2003/55/EG normierte Vorgabe der Kostenorientierung dahingehend zu verstehen war,\r\ndass hiermit ein Effizienzkostenmaßstab implementiert werden sollte, der dem maßgeblichen\r\nZiel der damaligen Beschleunigungs-Richtlinien, nämlich der Beschleunigung der\r\nLiberalisierung und des Wettbewerbs, Rechnung tragen sollte.\r\nb) Richtlinie 2009/73/EG\r\nDieses Verständnis wurde auch in der Folgerichtlinie 2009/73/EG des Europäischen Parlaments\r\nund des Rates vom 13.07.2009 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt\r\nund zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG beibehalten. Mit der Richtlinie\r\n2009/73/EG wurde im Nachgang zu den Beschleunigungs-Richtlinien des Jahres 2003\r\ninsbesondere das Entflechtungsregime durch Einführung des sog. Ownership-Unbundlings\r\nauf Ebene der Fernleitungs- und Übertragungsnetzbetreiber verschärft. Hintergrund\r\nund Ziel der Richtlinie 2009/73/EG (wie auch der parallel ergangenen Richtlinie\r\n2009/72/EG für den Elektrizitätssektor) war es insbesondere, den Erdgasbinnenmarkt zu\r\nvollenden. So war die Europäische Kommission im Nachgang zu der Sektor-Untersuchung\r\nim Jahre 2007 zu der Erkenntnis gelangt, dass „der durch die derzeit bestehenden Vorschriften\r\nund Maßnahmen vorgegebene Rahmen nicht ausreicht, um das Ziel eines gut\r\nfunktionierenden Binnenmarktes zu verwirklichen“, vgl. insoweit Erwägungsgrund 5 der\r\nRichtlinie 2009/73/EG. Dies wollte die Europäische Kommission insbesondere durch eine\r\nVerschärfung des Entflechtung-Regimes sicherstellen.\r\nAbweichende Vorgaben in Bezug auf das Entgeltregulierungsregime folgten aus der Richtlinie\r\n2009/73/EG nicht. So gab auch Art. 32 Abs. 1 der Richtlinie 2009/73/EG (weiterhin)\r\nvor, dass die Mitgliedstaaten die Einführung eines Systems für den Zugang Dritter zum\r\nFernleitungs- und Verteilernetz auf der Grundlage veröffentlichter Tarife gewährleisten\r\nund sicherstellen, dass die Tarife oder die Methoden zu ihrer Berechnung von der Regulierungsbehörde\r\nvor deren Inkrafttreten genehmigt werden und dass die Tarife und — soweit\r\nnur die Methoden einer Genehmigung unterliegen — die Methoden vor ihrem Inkrafttreten\r\nveröffentlicht werden. Hinsichtlich der materiellen Maßstäbe für die Ermittlung der\r\nTarife bzw. der zugrundeliegenden Methoden sah der damalige Erwägungsgrund 32 –\r\ninsoweit gleichlautend mit Erwägungsgrund 22 der Richtlinie 2003/55/EG – vor, dass die\r\nnationalen Regulierungsbehörden sicherstellen sollten, dass die Tarife für die Fernleitung\r\nund Verteilung nichtdiskriminierend und kostenorientiert sind.\r\n58 Kühling, N&R 2004, 12 (13).\r\n49\r\nIn Umsetzung der Richtlinie erfolgte dementsprechend keine Abkehr oder Modifizierung\r\ndes auf nationaler Ebene im EnWG implementierten Entgeltregulierungs-Regimes. Insbesondere\r\nblieb es im Einklang mit der neuen Richtlinie 2009/73/EG dabei, dass gem. § 21\r\nAbs. 1 EnWG die Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang weiterhin angemessen,\r\ndiskriminierungsfrei, transparent und nicht ungünstiger sein dürfen, als sie von den Betreibern\r\nder Energieversorgungsnetze in vergleichbaren Fällen für Leistungen innerhalb ihres\r\nUnternehmens oder gegenüber verbundenen oder assoziierten Unternehmen angewendet\r\nund tatsächlich oder kalkulatorisch in Rechnung gestellt werden.\r\nDeutlicher als in der Richtlinie 2003/55/EG normierte Art. 41 Abs. 8 der Richtlinie\r\n2009/73/EG allerdings nunmehr, dass die Regulierungsbehörde bei der Festsetzung oder\r\nGenehmigung der Tarife oder Methoden und der Ausgleichsleistungen sicherstellt, dass\r\nfür die Fernleitungs- und Verteilerbetreiber angemessene Anreize geschaffen werden, sowohl\r\nkurzfristig als auch langfristig die Effizienz zu steigern. Diese nunmehr im Richtlinientext\r\nselbst normierten Anreize zur Effizienzsteigerungen bildete die Grundlage für\r\ndie im deutschen Recht umgesetzte Anreizregulierung, die ab 2009 Anwendung fand.\r\nDamit ist auch hinsichtlich der Richtline 2003/55/EG festzuhalten, dass die auch hierin\r\nnormierte Vorgabe der Kostenorientierung (weiterhin) dahingehend zu verstehen war,\r\ndass ein Effizienzkostenmaßstab implementiert werden sollte, der dem Ziel des Wettbewerbs\r\nRechnung tragen sollte.\r\nc) Umsetzung der Richtlinien 2003/55/EG und 2009/73/EG im deutschen Recht und hieraus\r\nabgeleiteter Effizienzmaßstab auf nationaler Ebene\r\nIn diesem Sinne hat der nationale Gesetzgeber in den §§ 21, 21a EnWG das Entgeltregulierungsregime\r\nausgestaltet und materielle Maßstäbe für die Entgeltbestimmung normiert59.\r\nAufgrund der in den Regelungen enthaltenen zeitlichen Begrenzung der Erforderlichkeitsbetrachtung\r\neinerseits und der Betrachtung des (fiktiven) Wettbewerbsmarkts einer (lediglich)\r\nsicheren Energieversorgung andererseits wird – von den insoweit beschränkten Hinweisen\r\nin §§ 21 Abs. 2 S. 5 und 1 Abs. 2 S. 1 Nr. 1 EnWG auf die „Kosten eines vorausschauenden\r\nNetzausbaus“ abgesehen – der Effizienzmaßstab mithin derzeit dahingehend\r\nverstanden, dass im Rahmen der Erforderlichkeitsprüfung insbesondere zukünftige\r\n(Netz)Entwicklungen und damit einhergehende Investitionserfordernisse im Hinblick auf\r\ndie Herstellung von Klimaneutralität, die eine Transformation insbesondere der Erdgasnetzinfrastruktur\r\nerfordern, normativ außer Betracht bleiben.\r\nd) Zwischenergebnis\r\nDemzufolge ist als Zwischenergebnis festzuhalten, dass die mit den Vorgängerrichtlinien\r\nder GasRL normierten Vorgaben der Kostenorientierung dahingehend zu verstehen wa-\r\n59 Vgl. hierzu die vorstehenden Ausführungen unter Ziff. I.1.\r\n50\r\nren, dass hiermit ein Effizienzkostenmaßstab implementiert werden sollte, der dem maßgeblichen\r\nZiel der damaligen Beschleunigungs-Richtlinien, nämlich der Beschleunigung\r\nder Liberalisierung und des Wettbewerbs, Rechnung tragen sollte. In diesem Sinne hat\r\nder nationale Gesetzgeber die Vorgaben der Vorgängerrichtlinien in das aktuell geltende\r\nnationale Recht umgesetzt.\r\nDurch die GasRL wird der nach den Vorgänger-Richtlinien implementierte Maßstab der\r\nKostenorientierung im Sinne einer reinen, allein am Wettbewerbsgedanken orientierten\r\nKosteneffizienz insoweit modifiziert, als diese zusätzlich zu diesem Maßstab eine Beurteilung\r\nder Effizienz von Kosten unter Berücksichtigung von deren Beitrag für eine Transformations-\r\nbzw. eine Systemeffizienz für die Mitgliedstaaten als im Zuge der Umsetzung der\r\nRichtlinie verbindlich vorgibt. Ein insoweit modifizierter Transformations-Effizienzmaßstab\r\nwürde es damit im Ergebnis nicht ausschließen, „effiziente“ H2-Ready-Kosten für einen\r\nÜbergangszeitraum bis zur endgültigen Umstellung der Erdgasverteilernetze auf Wasserstoff\r\nregulatorisch als „effiziente“ Erdgasverteilernetzkosten behandeln zu können.\r\n3. Transformationseffizienz als materieller Maßstab des Prinzips der Kostenorientierung\r\nim nationalen Recht\r\nWie zuvor herausgearbeitet, gibt die GasRL – insoweit abweichend zu den Vorgängerrichtlinien\r\n– das Ziel der Transformations- und Systemeffizienz im Hinblick auf den\r\nÜbergang zu einem klimaneutralen Energiesystem vor. Durch diese Zielvorgabe wird ein\r\nMaßstab implementiert, der vom bislang angewandten, primär am Wettbewerbsgedanken\r\norientierten Effizienzkostenmaßstab abweicht bzw. diesen modifiziert. Insoweit kommen\r\ndem nationalen Gesetzgeber bei der Umsetzung der Richtlinienvorgaben entsprechende\r\nSpielräume zu. Dabei liegt es nahe, dass die Transformationseffizienz im Rahmen der\r\nEntgeltregulierung bei der Auslegung des Kriteriums der Kostenorientierung eine entscheidende\r\nRolle spielen sollte.\r\nDa der Kostenermittlung nach § 21 Abs. 2 EnWG ein zweistufiger Ansatz zugrunde liegt,\r\nkann der nationale Gesetzgeber in einem ersten Schritt die geltend gemachten Kosten\r\nanhand eines initialen Kostenabgleichs überprüfen, dessen Ergebnis auf der gleichen\r\nStufe unter Heranziehung von näher zu definierenden Wesentlichkeitsmerkmalen im Einzelfall\r\nzu validieren ist (a). In einem zweiten Schritt dürfte dies sodann anhand einer Vergleichsbetrachtung\r\nmit strukturell vergleichbaren Netzbetreibern zu verproben sein (b).\r\na) Erste Stufe: Feststellung und Prüfung der von den Netzbetreibern tatsächlich geltend gemachten\r\nKosten\r\nDie Feststellung und Prüfung der von den Netzbetreibern tatsächlich geltend gemachten\r\nKosten stellt auf einer ersten Stufe den Ausgangspunkt dar.60 Auf dieser Stufe ist der\r\ndurch die GasRL modifizierte Effizienzkosten-Maßstab dergestalt anzusetzen, dass die\r\nKosten im Hinblick auf ihre Erforderlichkeit nicht nur im Zeitpunkt ihrer Genehmigung zu\r\nbetrachten sind, sondern dem Ziel und dem Auftrag der GasRL entsprechend auch im\r\n60 Vgl. insoweit auch BerlKommEnergieR/Säcker/Meinzenbach, 4. Aufl. 2019, § 21 Rn. 147.\r\n51\r\nHinblick auf eine zukünftige, effiziente Transformation hin zu untersuchen sind. So ist\r\nnach dem herausgearbeiteten Ziel der GasRL in den Blick zu nehmen, dass eine Investition\r\nin die Erdgasinfrastruktur, die heute vorzunehmen ist, zwar geringere Kosten verursacht,\r\nwenn sie allein im Hinblick auf die im Genehmigungszeitpunkt relevante Erforderlichkeit\r\nfür die Leistungsbereitstellung (= sichere Nutzung der Erdgasnetzinfrastruktur) vorgenommen\r\nwird, gegenüber der Situation, in der die Investition (auch) im Hinblick auf die\r\nzukünftige Erforderlichkeit für die Leistungsbereitstellung (= effiziente Transformation der\r\nErdgasnetzinfrastruktur), also (zusätzlich) als H2-Ready-Investition, vorgenommen wird.\r\nAllerdings wird nach dem bisher angewandten Effizienzkosten-Maßstab nicht der Umstand\r\nin den Blick genommen, dass bei einer absehbaren Umstellung von Erdgasinfrastruktur\r\nauf Wasserstoff ggf. nur wenige Jahre später wiederum hierfür notwendige Investitionen\r\nerforderlich werden, deren Kosten dann ggf. bereits für sich genommen, jedenfalls\r\naber zusammen mit den zuvor aufgewendeten Kosten für die rein erdgasbezogene Investition\r\nhöher wären gegenüber den Kosten der (damaligen) H2-Ready-Investition. Damit\r\nwürde sich letztlich eine (zunächst) vermeintliche Kosteneffizienz im Hinblick auf die Erdgasverteilernetzinfrastruktur\r\nauf der Zeitachse in eine „intertemporale Ineffizienz“ der\r\ntransformierten Erdgasverteilernetzinfrastruktur in eine Wasserstoffverteilernetzinfrastruktur\r\nzulasten der Netznutzer auswirken. Dies stünde dem Ziel und den Vorgaben der\r\nGasRL, die eine Transformations- und Systemeffizienz normieren, entgegen.\r\nDem durch die GasRL modifizierten Maßstab kann auf nationaler Ebene dadurch Rechnung\r\ngetragen werden, dass die Prüfung der Effizienz von Kosten auf der ersten Stufe im\r\nWege eines „Kostenabgleichs“ erfolgt.\r\nIm Rahmen dieses Kostenabgleichs sind folgende Investitionskosten zu unterscheiden:\r\n1. die Kosten der allein für die Erdgasverteilernetzinfrastruktur (und damit nach bisherigem\r\nMaßstab kosteneffizienten) notwendigen Investitionen (nachfolgend: „reine Erdgasverteilernetz-\r\nInvestition“);\r\n2. spätere, prognostizierte Kosten der für die Transformation notwendigen Investitionen\r\nbei Umstellung der Erdgasverteilernetzinfrastruktur auf Wasserstoff, wie diese ohne\r\nvorangegangen H2-Ready-Investition erforderlich würde (nachfolgend: „H2-Umstellungs-\r\nInvestition“);\r\n3. die zusätzlichen H2-Readykosten, die dadurch entstehen, dass die Investition in die\r\nErdgasverteilernetzinfrastruktur in einer Art und Weise erfolgt, die die zukünftige Nutzung\r\ndes betreffenden Assets auch für Wasserstoff ermöglicht („H2-Ready-Investition“,\r\nvgl. bereits die Definition unter A.).\r\nIm Rahmen eines Kostenabgleichs wird die Summe der Investitionskosten aus den Ziffern\r\n1. und 2., d.h. die Summe der Kosten zur Realisierung der H2-Umstellung in zwei\r\nSchritten der Summe der Investitionskosten aus den Ziffern 1. und 3., d.h. der Summe der\r\nKosten zur Realisierung der H2-Umstellung in einem Schritt gegenüber gestellt.\r\n52\r\nDas wird durch nachfolgende Grafik veranschaulicht:\r\nAbbildung 1: Kostenabgleich zur Ermittlung transformationseffizienter Investitionen im Erdgasverteilernetz\r\nWenn die Summe aus Ziffern 1. und 3. geringer ist als die Summe aus Ziffern 1. und 2.,\r\nd.h., wenn die Kosten der reinen Erdgasverteilernetz-Investition sowie die Kosten der H2-\r\nUmstellungs-Investition die Kosten der reinen Erdgasverteilernetz-Investition einschließlich\r\nH2-Ready-Kosten übersteigt (Szenario 1), zeigt sich, dass nach dem Transformations-\r\nEffizienz-Maßstab der GasRL die H2-Ready-Kosten als effizient eingestuft werden\r\ndürften. Gleiches dürfte für den Fall gelten, dass die Kosten auf der linken und der rechten\r\nSeite der Abbildung 1 gleich hoch sind; denn dann könnte man die Kosten der H2-Ready-\r\nInvestition jedenfalls nicht als ineffizient bezeichnen (Szenario 2).\r\nAnders wäre dies dann, wenn die Summe aus Ziffern 1. und 3. größer wäre, als die\r\nSumme aus Ziffern 1. und 2., d.h., wenn die Kosten der reinen Erdgasverteilernetz-Investition\r\naddiert mit den Kosten der H2-Umstellungs-Investition geringer wären als die Kosten\r\nder reinen Erdgasverteilernetz-Investition addiert mit den H2-Ready-Kosten (Szenario 3).\r\nIn diesem Fall dürften auch nach dem Transformations-Effizienz-Maßstab der GasRL die\r\nH2-Ready-Kosten initial zunächst wohl nicht als effizient einzustufen sein.\r\nHierbei dürfte allerdings zu beachten sein, dass es sich bei diesem Kostenabgleich um\r\neine erste Näherung im Sine einer initialen Beurteilung der Transformations-Effizienz handelt\r\n(„initialer Kostenabgleich“). Der BNetzA dürften im Rahmen des ihr zustehenden\r\nErmessens insoweit Spielräume zuzugestehen sein, weitergehende Kriterien für die Beurteilung\r\nder Effizienz heranzuziehen. So wäre insbesondere im vorstehenden Szenario 3,\r\naber möglicherweise auch im Szenario 2 in Betracht zu ziehen, zusätzlich ein „Wesentlichkeitskriterium“\r\neinzubeziehen und zwar dergestalt, dass die Gesamtkosten der reinen\r\nErdgasverteilernetz-Investition und der H2-Ready-Investition nach Ziffern 1 und 3,\r\nwenn sie die Summe der Kosten aus den Ziffern 1 und 2 nur um eine näher zu definierende\r\nWesentlichkeitsschwelle, z.B.10 Prozent, übersteigen, gleichwohl als effizient eingeordnet\r\nwerden könnten. Für eine solche Wesentlichkeitsbetrachtung spricht, dass - wie herausgearbeitet\r\n- die Transformationseffizienz nach der GasRL als deren Hauptziel zu betrach-\r\nΣ Kosten reine\r\nErdgasverteilernetz-\r\nInvestition und H2-\r\nUmstellungs-Investition\r\n(Ziff. 1 und 2)\r\nΣ Kosten reine\r\nErdgasverteilernetz-\r\nInvestition und H2-Ready-\r\nInvestition\r\n(Ziff. 1 und 3)\r\n53\r\nten ist. Damit liegt es nahe, dass zusätzlich zu einem reinen Kostenabgleich nach vorstehender\r\nAbbildung 1 weitere Kriterien in die Bewertung von H2-Ready-Investitionen als effizient\r\neinzubeziehen sind.\r\nMögliche Kriterien in diesem Sinne sind der Aspekt der Nachhaltigkeit bzw. der Ressourcenschonung.\r\nEine reine Erdgasverteilernetz-Investition, von der schon jetzt feststeht,\r\ndass deren Nutzung aufgrund der erforderlichen Umstellung auf Wasserstoff in beispielsweise\r\nfünf oder zehn Jahren weit hinter den normalen Lebenszyklen von vergleichbaren\r\nAnlagenteilen zurückbleibt, dürfte nicht nachhaltig sein, weil im Zweifel neuwertige Anlagenteile\r\nfrühzeitig ausgebaut werden müssten und schlimmstenfalls keiner ressourcenschonenden\r\nweiteren Verwertung zugeführt werden können. Vielmehr würden – sofern\r\nder Erdgasverteilernetzbetreiber insofern Gebrauch macht von einer Verkürzung der Abschreibungsdauern\r\n– die Erdgasverteilernetznutzer in einem hohen Maße mit diesen Kosten\r\nbelastet, obwohl absehbar ist, dass das in Rede stehende Asset in Zukunft nicht weiter\r\nverwendet werden würde.\r\nAls weiteres Kriterium kommt die aktuelle und künftige Verfügbarkeit von Fachkräften\r\nhinzu. Angesichts der sich auch weiter abzeichnenden personellen Knappheiten, die sich\r\nvor allem auch auf die Ausführung der zur Transformation erforderlichen Fachkräfteleistungen\r\nauswirken, ist es im Sinne einer Schonung von Ressourcen sinnvoller, Kosten für\r\nLeistungen von Fachkräften nur einmal statt zweimal in Anspruch zu nehmen. Vor allem\r\naber ist in die Betrachtung das Risiko einzubeziehen, dass sich aufgrund des Fachkräftemangels\r\nein für die Zukunft angestrebtes H2-Invest verzögern könnte und (auch) aus diesem\r\nGrunde Transformationsziele verfehlt werden könnten.\r\nGleichfalls dürfte im Rahmen des rein zahlenmäßigen, initialen Kostenabgleichs jedoch\r\nauch dem Umstand Rechnung zu tragen sein, dass Investitionskosten der Zukunft aufgrund\r\nvon Inflation etc. regelmäßig höher sein werden, als wenn die Investition heute vorgenommen\r\nwürde. Insoweit dürfte im Rahmen des initialen Kostenabgleichs eine „inflationsbereinigte“\r\nBetrachtungsweise anzustellen sein.\r\nOb die Einbeziehung dieser Kriterien im Wege eines Automatismus und einer damit starr\r\nvorgegebenen Wesentlichkeitsschwelle oder aber im Wege einer Einzelfallbetrachtung erfolgen\r\nsollte, bliebe zu diskutieren. Normativ dürfte dies dem Ausgestaltungsermessen der\r\nBNetzA unterfallen.\r\nb) Zweite Stufe: Methoden, mit denen die BNetzA den effizienten Kostenansatz „verproben“\r\nkönnte\r\nVon dem auf der ersten Stufe anzulegenden Effizienzkostenmaßstab zu unterscheiden\r\nsind die in einer zweiten Stufe anzuwendenden Methoden, mit denen die BNetzA den\r\neffizienten Kostenansatz „verproben“ könnte.\r\nInsoweit gibt die in § 21 Abs. 2 S. 1 EnWG angelegte Bezugnahme auf den „strukturell\r\nvergleichbaren Netzbetreiber“ einen Anhaltspunkt, dass in einem zweiten Schritt eine\r\nÜberprüfung der Kosten anhand von Vergleichsunternehmen zu erfolgen haben dürfte.\r\n54\r\nDie im Ergebnis von Stufe 1 zunächst als effizient eingestuften Kosten dürften auf der\r\nzweiten Stufe einer Vergleichsbetrachtung standhalten müssen und einer – gegebenenfalls\r\nerforderlichen – Korrektur auf ein „effizientes Maß“ zugänglich sein.\r\nDies entspräche jedenfalls dem auch im derzeit gültigen Erdgasregulierungsregime angelegten\r\nSystem und dürfte im Ausgangspunkt auch unter Anwendung des nach der GasRL\r\nmodifizierten Effizienz-Maßstabs gelten. Im bisherigen System der Anreizregulierung für\r\n(Strom- und) Gasnverteileretzbetreiber erfolgt dies im Wege eines methodisch aufwändigen\r\nund anspruchsvollen Effizienzvergleichs, bei dem ökonometrische und statistische\r\nVergleichsanalysen zur Anwendung gelangen. Fraglich ist, inwieweit ein derartiger methodisch\r\n„strenger“ Effizienzvergleich nach dem bisherigen Vorbild in einem hochlaufenden\r\nMarkt sinnvoll uneingeschränkt zur Anwendung kommen kann. So müsste insoweit berücksichtigt\r\nwerden, dass eine Vergleichsbetrachtung in einem hochlaufenden Markt per\r\nse mit erheblichen Unsicherheiten behaftet ist, weil der Wasserstoffhochlauf mit einem\r\nRücklauf des Erdgasmarktes einhergeht und sich diese gegenläufige Entwicklung in den\r\nErdgasverteilernetzen sehr unterschiedlich auswirken wird, mithin die Versorgungsaufgaben\r\nder betrachteten Unternehmen äußerst heterogen sein dürften. Sinnvolle Ergebnisse\r\nlassen sich jedoch mit den derzeit zur Anwendung kommenden Benchmarking-Methoden\r\nnur erzielen, wenn die Vergleichbarkeit der in die Betrachtung einbezogenen Unternehmen\r\nsichergestellt ist. Es dürften dabei insbesondere nicht Erdgasverteilernetzbetreiber,\r\nderen Erdgasinfrastruktur absehbar vollständig stillgelegt werden wird, mit Erdgasverteilernetzbetreibern\r\nverglichen werden, die Teile ihrer Erdgasverteilernetzinfrastruktur umstellen\r\nwerden.\r\nIn Bezug auf die hier in Rede stehende Frage der Betrachtung „strukturell vergleichbarer\r\nNetzbetreiber“ wird es entscheidend darauf ankommen, sachgerechte Kriterien, die (weitgehend)\r\nauf exogenen Umständen beruhen, für die Vergleichbarkeit zu definieren. Inwieweit\r\ndies praktisch möglich ist, bedürfte einer vertieften Prüfung durch die Regulierungsbehörde\r\nund ist nicht Gegenstand dieses Gutachtens. Jedenfalls zu berücksichtigen sein\r\ndürften jedoch die sich aus der GasRL ergebenden Grundsätze „Umstellung vor Neubau“\r\nsowie Konsistenz mit der kommunalen Wärmeplanung.\r\nc) Zwischenergebnis\r\nDamit ist festzuhalten, dass ein wie dargestellt modifizierter Transformations-Effizienzmaßstab\r\nes im Ergebnis nahelegt, „effiziente“ H2-Ready-Kosten für einen Übergangszeitraum\r\nbis zur endgültigen Umstellung der Erdgasverteilernetze auf Wasserstoff regulatorisch\r\nals „effiziente“ Erdgasverteilernetzkosten behandeln zu können. Dabei müsste auf\r\nnationaler Ebene nicht von dem auch bisher angewandten zweistufigen Vorgehen abgerückt\r\nwerden. Vielmehr wären innerhalb der bestehenden Systematik die materiellen Maßstäbe\r\n(im Hinblick auf das Effizienz-Kriterium) neu bzw. abweichend vom bisherigen Vorgehen\r\nzu definieren. In diesem Zusammenhang sei angemerkt, dass der nationale Gesetzgeber\r\naufgrund der notwendig zu gewährleistenden Unabhängigkeit der Regulierungsbehörden\r\n(Art. 76 Abs. 4 GasRL) insoweit keine weitreichenden, normativen Vorgaben\r\nmachen kann; die konkrete Ausgestaltung der Umsetzung obliegt der BNetzA.\r\n55\r\n4. GasVO\r\nWie dargestellt lässt die GasRL im Ergebnis der Begutachtung aufgrund des Transformations-\r\nEffizienzmaßstabs ein nationales Regulierungsregime zu, wonach es nicht per se\r\nausgeschlossen ist, „effiziente“ H2-Ready-Kosten für einen Übergangszeitraum bis zur\r\nendgültigen Umstellung der Erdgasverteilernetze auf Wasserstoff regulatorisch als „effiziente“\r\nErdgasverteilernetzkosten behandeln zu können. Fraglich ist, ob diesem Ergebnis\r\ninsbesondere Art. 5 der – unmittelbar im nationalen Recht anwendbaren – GasVO (a)\r\noder sonstige Vorschriften der GasVO (b) entgegen stehen.\r\na) Art. 5 GasVO\r\nFraglich ist, ob die regulatorische Einordnung von effizienten H2-Ready-Kosten als Kosten\r\ndes Erdgasverteilernetzes einen unzulässigen „Finanztransfer“ im Sinne des Art. 5 GasVO\r\ndarstellt, der nur – was sodann zu prüfen wäre – unter den engen Voraussetzungen des\r\nArt. 5 Abs. 4 GasVO zulässig wäre. Dies wäre dann der Fall, wenn die H2-Ready-Kosten\r\nregulatorisch dem Wasserstoff-Anlagevermögen zuzuordnen wären, mit dem „regulierte\r\nDienstleistungen“ im Bereich Wasserstoff erbracht würden.\r\nNach Art. 5 Abs. 1 S. 1 GasVO hat ein Fernleitungs- oder Verteilernetzbetreiber oder ein\r\nWasserstoffnetzbetreiber die Vorschriften für die Entflechtung der Rechnungslegung gemäß\r\nArt. 75 GasRL und Art. 56 der Richtlinie (EU) 2019/944 einzuhalten und sein reguliertes\r\nAnlagevermögen nach Erdgas, Wasserstoff oder Strom zu trennen, wenn dieser\r\nregulierte Dienstleistungen erbringt. Die Zielsetzung dieser Trennung des Anlagevermögens\r\nwird in Art. 5 Abs. 1 S. 2 GasVO normiert. So soll zum einen sichergestellt werden,\r\ndass Erlöse, die durch die Erbringung bestimmter regulierter Dienstleistungen erzielt wurden,\r\nnur genutzt werden können, um die Kapital- und Betriebskosten zu decken, die mit\r\nVermögenswerten verbunden sind, die Teil des regulierten Anlagevermögens sind, mit\r\ndem die regulierten Dienstleistungen erbracht wurden. Zum anderen soll sichergestellt\r\nwerden, dass, wenn Vermögenswerte auf ein anderes reguliertes Anlagevermögen übertragen\r\nwerden, ihr Wert ermittelt wird, und zwar auf der Grundlage einer Prüfung und Genehmigung\r\ndurch die Regulierungsbehörde und auf eine solche Weise, dass keine\r\nQuersubventionen erfolgen.\r\nDarüber hinaus gibt Art. 5 Abs. 2 GasVO vor, dass ein Mitgliedstaat keine Finanztransfers\r\nzwischen den gemäß Absatz 1 getrennten regulierten Dienstleistungen gestattet, wobei\r\nhiervon Ausnahmen nach Maßgabe des Art. 5 Abs. 4 GasVO zulässig sind.\r\nZu prüfen ist, ob diese Vorgabe einem nationalen, nach der GasRL zulässigen Regulierungsregime\r\nentgegenstünde, wonach effiziente H2-Ready-Kosten regulatorisch als Kosten\r\ndes Erdgasverteilernetzes anzuerkennen sind bzw. ob auch in diesem Fall eine Trennung\r\ndes Anlagevermögens im Hinblick auf das „H2-Ready-Anlagevermögen“ vorzunehmen\r\nund damit einhergehend ein Verbot von Finanztransfers zu beachten wäre.\r\nDer Begriff „reguliertes Anlagevermögen“ wird in Art. 2 Nr. 1 GasVO definiert. Hiernach ist\r\nreguliertes Anlagevermögen „das Netzanlagevermögen eines Fernleitungsnetzbetreibers,\r\n56\r\nVerteilernetzbetreibers, Wasserstofffernleitungsnetzbetreibers oder Wasserstoffverteilernetzbetreibers,\r\ndas die für die Erbringung regulierter Netzdienstleistungen genutzten Netzbetriebsmittel\r\numfasst, die bei der Berechnung der netzbezogenen Dienstleistungserlöse\r\nberücksichtigt werden.“ Die Definition stellt damit maßgeblich auf die genutzten Netzbetriebsmittel\r\nab, die bei der Ermittlung der netzbezogenen Dienstleistungserlöse berücksichtigt\r\nwerden, mithin auf die Betriebsmittel (bzw. deren Kosten), die in die Berechnung\r\nder Netzentgelte eingestellt werden.\r\nWie unter D.II. ausgeführt, ist es nach der GasRL infolge des dort normierten Transformations-\r\nEffizienzmaßstabs zulässig, Kosten von H2-Ready-Investitionen regulatorisch als effiziente\r\nKosten des Erdgasverteilernetzes zu berücksichtigen, um eine effiziente Transformation\r\nzu gewährleisten. Sofern H2-Ready-Kosten demnach zulässigerweise als Kosten\r\nder im Erdgasverteilernetz genutzten Betriebsmittel einzuordnen sind, werden diese folglich\r\nauch bei der Berechnung der Netzentgelte berücksichtigt. Demzufolge sind H2-Ready-\r\nKosten in diesem Fall dem regulierten Anlagevermögen der Sparte „Erdgas“ zuzuordnen,\r\nso dass per se schon kein Finanztransfer zwischen der regulierten Dienstleistung „Erdgasverteilung“\r\nund der regulierten Dienstleistung „Wasserstoffverteilung“ stattfindet.\r\nDamit bleibt festzuhalten, dass Art. 5 Abs. 1 und 2 GasVO einer regulatorischen Einordnung\r\nvon effizienten H2-Ready-Kosten als Kosten des Erdgasverteilernetzes nicht entgegenstehen\r\nbzw. dies keinen nach Art. 5 Abs. 2 GasVO unzulässigen Finanztransfer darstellen\r\nwürde.\r\nb) Weitere Vorgaben der GasVO\r\nDas oben formulierte Ergebnis, wonach effiziente H2-Ready-Kosten jedenfalls für eine\r\nÜbergangsphase als Kosten des Erdgasverteilernetzes anzusehen sind, steht auch nicht\r\nim Widerspruch mit sonstigen Vorgaben der GasVO. Im Gegenteil, so heißt es beispielsweise\r\nin Erwägungsgrund 4 der GasVO ausdrücklich:\r\n„Das wichtigste Ziel der vorliegenden Verordnung besteht darin, diesen Übergang\r\nzur Klimaneutralität zu ermöglichen und zu erleichtern, indem für den Ausbau\r\neines Wasserstoffmarkts und eines effizienten Erdgasmarkts gesorgt wird.“\r\nDanach ist es das wichtigste Ziel der GasVO (im Einklang mit der GasRL) den Übergang\r\nzur Klimaneutralität zu ermöglichen und zu erleichtern. Gerade dies wird aber offensichtlich\r\ngefördert, wenn H2-Ready-Kosten in dem oben herausgearbeiteten Umfang anerkannt\r\nwerden. In eine ähnliche Richtung zielt Erwägungsgrund 5:\r\n„Diese Verordnung zielt darauf ab, die Nutzung von erneuerbarem Gas und kohlenstoffarmem\r\nGas und Wasserstoff im Energiesystem zu erleichtern, um die Abkehr\r\nvon fossilem Gas zu ermöglichen, und die Voraussetzungen dafür zu schaffen,\r\ndass erneuerbares Gas und kohlenstoffarmes Gas sowie Wasserstoff bei der\r\nVerwirklichung der Klimaziele der Union für 2030 und der Klimaneutralität bis\r\n2050 einen wichtigen Beitrag leisten können. Ein weiteres Ziel der vorliegenden\r\nVerordnung besteht darin, einen Regulierungsrahmen zu schaffen, der allen\r\n57\r\nMarktteilnehmern die Möglichkeit sowie Anreize dafür bietet, eine Abkehr von fossilem\r\nGas zu vollziehen und ihre Tätigkeiten entsprechend zu planen, um Lockin-\r\nEffekte zu vermeiden, sowie für eine schrittweise und rechtzeitige Abkehr von\r\nder Nutzung fossiler Gase zu sorgen, insbesondere in allen relevanten Industriesektoren\r\nund bei der Wärmeversorgung.“\r\nHier wird sogar betont, dass der regulatorische Rahmen Anreize dafür bieten muss, eine\r\nAbkehr von fossilem Gas zu vollziehen und Tätigkeiten entsprechend zu planen, um Lockin-\r\nEffekte zu vermeiden, Auch dies spricht eindeutig dafür, die angesprochenen H2-\r\nReady-Kosten im Rahmen der Erdgasregulierung anzuerkennen. Denn dadurch wird die\r\nAbkehr von fossilen Gas beschleunigt.\r\nAuch Erwägungsgrund 9 steht diesem Ergebnis nicht entgegen. Hiernach müssen die Kriterien\r\nfür die Festlegung der Netzentgelte für den Netzzugang angegeben werden, um\r\nsicherzustellen, dass sie dem Grundsatz der Nichtdiskriminierung und den Erfordernissen\r\neines ordnungsgemäß funktionierenden Binnenmarkts vollständig entsprechen, die erforderliche\r\nNetzintegrität in vollem Umfang berücksichtigen und die Ist-Kosten widerspiegeln,\r\nsoweit diese Kosten denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers\r\nentsprechen, transparent sind und gleichzeitig die angemessene Investitionsrendite\r\numfassen, und die Integration von erneuerbarem Gas und kohlenstoffarmem Gas ermöglichen.\r\nSoweit Erwägungsgrund 9 auf die Kosten eines „effizienten und strukturell vergleichbaren\r\nNetzbetreibers“ abstellt, ist festzuhalten, dass dies jedenfalls nicht gegen die\r\nBerücksichtigung des Maßstabs der Transformationseffizienz spricht. Vielmehr gibt es\r\nhierzu gar keine Aussage in diesem Erwägungsgrund.\r\nSelbst wenn man die Anerkennung von H2-Ready-Kosten im Rahmen der Erdgasregulierung\r\nals Quersubvention ansehen würde, so bringt die GasVO in Erwägungsgrund 10\r\nzum Ausdruck, dass dies unter bestimmten Voraussetzungen und sogar gewünscht sein\r\nkönnte, um die Dekarbonisierungsziele der Union zu erreichen:\r\n„(10) Im Allgemeinen ist es am effizientesten, Infrastrukturen über Erlöse zu finanzieren,\r\ndie bei den Nutzern der jeweiligen Infrastruktur erzielt werden, und\r\nQuersubventionen zu vermeiden. Darüber hinaus wären Quersubventionen bei\r\nregulierten Vermögenswerten nicht mit dem allgemeinen Grundsatz kostenorientierter\r\nNetzentgelte vereinbar. In Ausnahmesituationen könnten Quersubventionen\r\njedoch zu gesellschaftlichen Vorteilen führen, insbesondere in den frühen\r\nPhasen der Netzentwicklung, in denen im Vergleich zur technischen Kapazität\r\nnur wenig Kapazität gebucht wird und bedeutende Unsicherheit hinsichtlich\r\ndes Zeitpunkts herrscht, zu dem sich die Kapazitätsnachfrage einstellen wird.\r\nQuersubventionen könnten daher dazu beitragen, für angemessene und vorhersehbare\r\nNetzentgelte für die ersten Netznutzer zu sorgen und die Risiken von\r\nInvestitionen von Netzbetreibern zu verringern, wodurch sie zu einem Investitionsklima\r\nbeitragen könnten, das die Dekarbonisierungsziele der Union unterstützt.“\r\n58\r\nDiese gesellschaftlichen Vorteile sind hier unter mehreren Gesichtspunkten gegeben. So\r\nführt die regulatorische Anerkennung von H2-Ready-Investitionen in dem hier vorgeschlagenen\r\nUmfang volkswirtschaftlich betrachtet gerade zu geringeren Kosten. Zudem werden\r\ndie Wasserstoffentgelte für die ersten Netznutzer dadurch geringer ausfallen und die Risiken\r\nvon Investitionen von Netzbetreibern verringert. Schließlich werden die Dekarbonisierungsziele\r\nder Union unterstützt.\r\nAbschließend ist noch auf Art. 17 GasVO einzugehen. Danach müssen die von den Regulierungsbehörden\r\ngemäß Art. 78 Absatz 7 der Richtlinie (EU) 2024/1788 genehmigten\r\nNetzentgelte oder Methoden zu ihrer Berechnung, die die Fernleitungsnetzbetreiber anwenden,\r\nsowie die gemäß Art. 31 Absatz 1 der genannten Richtlinie veröffentlichten Netzentgelte\r\ntransparent sein, der Notwendigkeit der Netzintegrität und deren Verbesserung\r\nRechnung tragen und die Ist-Kosten widerspiegeln, soweit diese Kosten denen eines effizienten\r\nund strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen, transparent sind und\r\ngleichzeitig eine angemessene Investitionsrendite umfassen. Diese Norm betrifft zum einen\r\nnur Fernleitungsnetzbetreiber; zum anderen wird die hier vertretene Auslegung des\r\nMaßstabs einer Transformationseffizienz durch diese Formulierung nicht berührt.\r\n5. Zwischenergebnis\r\nFestzuhalten ist nach all dem, dass das Gaspaket insbesondere abweichend von den\r\nfrüheren europäischen Gasrichtlinien einen Transformations-Effizienzmaßstab vorsieht,\r\nder es im Ergebnis nicht per se ausschließen würde, „effiziente“ H2-Ready-Kosten für einen\r\nÜbergangszeitraum bis zur endgültigen Umstellung der Erdgasverteilernetze auf\r\nWasserstoff regulatorisch als „effiziente“ Erdgasverteilernetzkosten behandeln zu können.\r\nEin solcher neuer Effizienzmaßstab könnte – um dem Richtlinien-Auftrag der Umsetzung\r\ndieses modifizierten Effizienzmaßstabs nach zu kommen – in das nationale Recht implementiert\r\nwerden.\r\nIII. Vorschlag zur Umsetzung des neuen regulatorischen Effizienzmaßstabs für H2-\r\nReady-Investitionen\r\nMit Blick auf H2-Ready-Maßnahmen wurde soeben unter II. herausgearbeitet, dass der\r\nveränderte Effizienzmaßstab die wohl wichtigste Neuerung ist. Insoweit stellt sich vor dem\r\nHintergrund der unter I. durchgeführten Bestandsaufnahme die Frage, welche Modifikationen\r\ndes bestehenden nationalen Rechtsrahmens durchgeführt werden müssten, um diesen\r\nMaßstab normativ zu verankern.\r\nGem. Art. 288 Abs. 3 AEUV ist eine Richtlinie für jeden Mitgliedstaat, an den sie gerichtet\r\nwird, hinsichtlich des zu erreichenden Ziels verbindlich, überlässt jedoch den innerstaatlichen\r\nStellen die Wahl der Form und der Mittel. Richtlinienumsetzung bedeutet vollständige\r\nErreichung des Richtlinienziels, nicht nur formelle wörtliche Übernahme, sondern\r\n59\r\ngleichermaßen Verwirklichung des gesamten Richtlinienprogramms auch in der Verwaltungspraxis.\r\n61\r\nIm Rahmen der Begutachtung wurde herausgearbeitet, dass § 21 Abs. 1 EnWG die Entgelte\r\nfür den Netzzugang angemessen, diskriminierungsfrei und transparent sowie\r\ndem Grundsatz extern wie intern entsprechen müssen. Die Entgelte werden nach § 21\r\nAbs. 2 S. 1 EnWG auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines\r\neffizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter\r\nBerücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen,\r\nwettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten\r\nKapitals gebildet. Gemäß § 21 Abs. 2 S. 3 EnWG dürfen im Rahmen einer kostenorientierten\r\nEntgeltbildung Kosten und Kostenbestandteile, die sich ihrem Umfang nach im\r\nWettbewerb nicht einstellen würden, nicht berücksichtigt werden (Prinzip des sog. „Als-\r\nOb-Wettbewerbs“).\r\nDiese Regelungen des EnWG im Hinblick auf die Entgeltbildung müssten zur Umsetzung\r\ndes in der GasRL vorgegebenen Transformations-Effizienzmaßstabs nicht vollständig gestrichen\r\noder ersetzt werden. Dies umso mehr, zumal die Vorgaben des EnWG für Elektrizitäts-\r\nund Erdgasnetzbetreiber (und über § 28o EnWG für Wasserstoffnetzbetreiber)\r\ngleichermaßen gelten.\r\nVielmehr dürfte es auch unter Anlegung eines modifizierten Effizienz-Kostenmaßstabs\r\ngrundsätzlich dabei bleiben, dass – im Einklang mit dem Wortlaut der europarechtlichen\r\nVorgaben – allgemein (nur) die Kosten des „effizienten und strukturell vergleichbaren\r\nNetzbetreibers“ berücksichtigungsfähig sind. Dabei gilt es allerdings, im nationalen\r\nRechtsrahmen sicherzustellen, dass an das Kriterium des „effizienten und strukturell vergleichbaren\r\nNetzbetreibers“ im Erdgasverteilernetzbereich zukünftig ein insbesondere\r\nvom Elektrizitätsverteilernetzbereich abweichender, materieller Maßstab anzulegen ist.\r\nDies sollte im nationalen Recht normativ verankert werden, wobei zugleich sicherzustellen\r\nist, dass die Unabhängigkeit der BNetzA hierdurch nicht unzulässig eingeschränkt wird.\r\nDie Sicherstellung der Anwendung des von der GasRL geforderten Transformations-Effizienzmaßstabs\r\nim Erdgasnetzbereich könnte in drei Normen des EnWG verankert werden:\r\n1. Anpassung des § 21 Abs. 2 EnWG\r\nIn § 21 Abs. 2 S. 1 EnWG könnte hinter Satz 1 ein neuer Satz 2 eingefügt werden, der\r\nwie folgt lauten könnte:\r\n61 Vgl. Ruffert, in: Calliess/Ruffert, EUV/AEUV, 6. Aufl. 2022, Art. 288, Rn. 28; EuGH, Rs. C-62/00, Slg. 2002, I-6325,\r\nRn. 26 ff. (Marks & Spencer).\r\n60\r\n„Bei der Bildung von Entgelten der Erdgasverteilernetzbetreiber soll das Erfordernis\r\neiner effizienten Transformation der Erdgasverteilernetzinfrastruktur hin zu einer\r\nWasserstoffnetzinfrastruktur berücksichtigt werden“.\r\nBegründung:\r\nEs besteht die Notwendigkeit, in der entscheidenden Norm des EnWG, die die Entgeltbildung\r\nregelt, die Berücksichtigung des Transformations-Effizienzmaßstabs zu verankern.\r\nNormativ sollte dies als eine sog. „Soll-Vorschrift“ ausgestaltet werden. Damit wird das\r\nErmessen der Behörde dahingehend eingeschränkt, dass diese im Regelfall zu der in der\r\nRechtsfolge vorgegebenen Entscheidung – hier: Berücksichtigung des Transformations-\r\nEffizienzmaßstabs – verpflichtet ist. Nur in Ausnahmefällen kann die Behörde aus wichtigen\r\nGründen oder in atypischen Einzelfällen von der vorgegebenen Rechtsfolge abweichen.\r\n62 Die Formulierung als Soll-Vorschrift ist angelehnt an die bereits existierende Formulierung\r\nin § 21 Abs. 2 S. 5 EnWG und sollte auch angesichts der durch die GasRL\r\ngeforderten Unabhängigkeit der Regulierungsbehörden europarechtskonform sein.63\r\n2. Anpassung des § 1 EnWG\r\nIn § 1 Abs. 2 S. 2 EnWG könnte hinter Nr. 1 eine neue Nr. 2 eingefügt werden, die wie\r\nfolgt lauten könnte:\r\n„die Effizienz der Transformation der Erdgasnetzinfrastruktur hin zu Wasserstoff,“\r\nBegründung:\r\n§ 1 EnWG normiert die wesentlichen Zielsetzungen des Gesetzes. Dabei werden die regulierungsspezifischen\r\nZiele in Absatz 2 des § 1 EnWG genannt, der eine Aufzählung von\r\nberücksichtigungsbedürften Zielen beinhaltet, welche die Zwecke des Abs. 1 wieder aufgreifen\r\nund im Hinblick auf den Regulierungsauftrag in Abs. 2 konkretisieren.64 Nach der\r\nAuffassung des Gesetzgebers handelt es sich bei den in Art. 1 Abs. 2 S. 2 EnWG verankerten\r\nBerücksichtigungs-Geboten um Aspekte, „denen in der aktuellen Transformationsphase\r\nbesondere Bedeutung zukommt und die daher im Rahmen der Regulierung\r\nbesonders zu berücksichtigen sind“.65 Art. 1 Abs. 2 EnWG adressiert damit heute schon\r\ndie maßgeblichen Zielbestimmungen im Hinblick auf die Regulierung, denen es in der\r\nTransformationsphase, die zukünftig die Erdgasnetzinfrastruktur wesentlich betrifft, Rechnung\r\nzu tragen gilt. Diese Zielbestimmungen des § 1 EnWG sind dabei gerade auch bei\r\n62 BVerwG NJW 1984, 70 (71); vgl. zu „Soll-Vorschri􀅌en“ und deren Auswirkung auf die rechtmäßige Ermessensausübung\r\nSachs, in: Stelkens/Bonk/Sachs, Verwaltungsverfahrensgesetz, 10. Aufl. 2023, § 40, Rn. 26; Geis, in:\r\nSchoch/Schneider, Verwaltungsrecht, Werkstand: 4. EL November 2023, § 40, Rn. 26.\r\n63 Eine ver􀆟e􀅌e Prüfung zur Europarechtskonformität der konkreten Formulierung im Hinblick auf die Gewährleistung\r\nder unionsrechtlich geforderten Unabhängigkeit der Regulierungsbehörden ist hier nicht erfolgt und muss\r\neiner weiteren Begutachtung vorbehalten bleiben.\r\n64 Winkler, in: BeckOK EnWG, Assmann/Peiffer 12. Edi􀆟on Stand: 01.09.2024, § 1, Rn. 47.\r\n65 BT-Drs. 20/9187, S. 143. Fe􀆩ung im Text durch Gutachter.\r\n61\r\nder Auslegung der Regulierungsvorschriften der Teile 2 und 3 des EnWG zu berücksichtigen,\r\nbzw. sind nach dem Willen des Gesetzgebers die Regulierungsvorschriften vor dem\r\nHintergrund dieser Zielsetzung auszulegen.66 Damit ist die Verankerung der Transformations-\r\nEffizienz in § 1 EnWG zentral.\r\n3. Anpassung des § 21 Abs. 2 S. 5 EnWG\r\nIn Satz 5 des § 21 Abs. 2 EnWG sollte nach den Worten „vorausschauender Netzausbau“\r\nfolgender Einschub vorgenommen werden:\r\n„und der künftigen Nutzung von Erdgasverteilernetzinfrastruktur für Wasserstoff“\r\nBegründung:\r\n§ 21 Abs. 2 S. 5 EnWG adressiert essentielle, grundsätzliche Anforderungen an die Netzentgelte,\r\num u.a. einen bedarfsgerechten Ausbau der Netze sowie die Erreichung nationaler\r\nund europäischer Ziele im Bereich des Klimaschutzes und der Treibhausgasneutralität\r\nzu gewährleisten.67 Dabei sollte auch im Hinblick auf die unionsrechtlich geforderte\r\nTransformationseffizienz die künftige Nutzung von Erdgasverteilernetzinfrastruktur für\r\nWasserstoff ergänzt werden, die bei der Entgeltbildung zu berücksichtigen ist. Da § 21\r\nAbs. 2 S. 5 EnWG zudem auf die (mit Anpassungsvorschlag unter vorstehender Ziff. 2\r\nmodifizierten) Ziele des § 1 EnWG Bezug nimmt, wird zugleich der in Absatz 2 aufgenommene\r\nAspekt der Effizienz der Transformation der Erdgasnetzinfrastruktur hin zu Wasserstoff\r\nin Bezug genommen.\r\n4. Aufsatzpunkte für weitere mögliche Modifikationen des EnWG\r\nDarüber hinaus könnten folgende Modifikationen des EnWG in Betracht gezogen werden,\r\nwenngleich sich diese nicht unmittelbar auf die notwendige Verankerung des Transformations-\r\nEffizienzmaßstabs im nationalen Recht beziehen:\r\n Gemäß § 28q Abs. 2 S. 4 EnWG ist die Möglichkeit der Umstellung von vorhandenen\r\nLeitungsinfrastrukturen vorrangig zu prüfen und darzulegen; hierfür kann\r\nder Antrag zum Wasserstoff-Kernnetz zusätzliche Ausbaumaßnahmen des bestehenden\r\nErdgasnetzes in einem geringen Umfang beinhalten. Nach § 28q Abs.\r\n2 S. 5 EnWG sind die zu beantragenden Projekte, wo dies möglich und wirtschaftlich\r\nsinnvoll ist und sofern es dem Ziel nach § 28q Abs. 1 S. 2 EnWG dient, auf\r\nBasis vorhandener Leitungsinfrastrukturen zu realisieren.\r\nEntsprechende Regelungen sollten auch für die Verteilernetzebene geschaffen\r\nwerden. Hier ist kein Grund für eine Ungleichbehandlung zwischen Kernnetz und\r\nVerteilernetz ersichtlich.\r\n66 BT-Drs. 15/3917, S. 47 f.\r\n67 Vgl. Begründung des Entwurfs eines Gesetzes zur Anpassung des Energiewirtscha􀅌srechts an unionsrechtliche\r\nVorgaben und zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschri􀅌en vom BT-Drs. 20/7310 vom 19.06.2023, S. 81.\r\n62\r\nIV. Regulatorische Vorgaben des EU-Gaspakets hinsichtlich des Umgangs mit Kosten\r\naus Neubaumaßnahmen von H2-Leitungen\r\nNachdem zuvor herausgearbeitet wurde, dass der europäische Rechtsrahmen eine Abbildung\r\nvon H2-Ready-Kosten über das Erdgasregulierungsregime nicht ausschließt, ist\r\nnunmehr zu analysieren, ob und, wenn ja, inwieweit der europäische Rechtsrahmen auch\r\neine Abbildung von Kosten aus Neubaumaßnahmen von H2-Leitungen über das Erdgasregulierungsregime\r\nzulässt. Dabei ist in den Blick zu nehmen, welchen Regulierungsrahmen\r\ndas vorhandene nationale Recht und das EU-Gaspaket für die Refinanzierung von\r\nKosten für Investitionen in H2-Neubau-Maßnahmen enthalten.\r\nWie unter Ziff. I dargestellt sieht das gegebene nationale Regulierungsregime jedenfalls in\r\nBezug auf das Wasserstoff-Kernnetz, aber auch in Bezug auf die Wasserstoffverteilernetzebene,\r\nmit den einschlägigen Regelungen des EnWG, der WasserstoffNEV und den\r\nFestlegungen der BNetzA einen initialen regulatorischen Rahmen vor. Dieser Rahmen\r\nbezieht sich aber im Grundsatz auf ein Versorgungssystem, in dem eine Refinanzierung\r\nüber die Erhebung von Entgelten von Netznutzern erfolgt (so ausdrücklich § 28r Abs. 1\r\nS. 1 EnWG) bzw., sofern dies wie beim Kernnetz insbesondere während der Errichtungsphase\r\nwegen des Fehlens von Netznutzern noch nicht möglich ist, über die Einführung\r\neines intertemporalen Kostenallokationsmechanismus und (Zuschuss)Zahlungen einer\r\nkontoführenden Stelle, die letztlich durch eine Garantie des Bundes abgesichert sind.\r\nAuf Verteilernetzebene ist ebenfalls davon auszugehen, dass es zu Beginn der Errichtung\r\nvon Wasserstoffverteilernetzen zwar erhebliche Kosten geben wird, im Zeitpunkt der Vornahme\r\nder Investition – und damit bei Entstehung der Kosten – jedoch noch keine Wasserstoffkunden\r\nbzw. Netznutzer physisch an das noch in der Errichtung begriffene Netz\r\nangeschlossen sind. Folglich können Entgelte die zur Finanzierung der (Errichtungs)Kosten\r\nvon H2-Neubaumaßnahmen beitragen, tatsächlich noch nicht vereinnahmt werden.\r\nAuch wenn ab einem bestimmten Zeitpunkt erste Wasserstoffnetzkunden nach und nach\r\nan das neu errichtete Wasserstoffnetz angeschlossen werden, dürfte es für einen bestimmten\r\nZeitraum (noch) nicht möglich sein, von diesen wenigen Kunden ein die tatsächlichen\r\nErrichtungskosten umfassendes und zugleich für die Finanzierung tragfähiges Netzentgelt\r\nerheben zu können.\r\nFraglich ist vor diesem Hintergrund, wie Kosten für H2-Neubaumaßnahmen in der zuvor\r\nskizzierten Fallkonstellation regulatorisch abgebildet bzw. „refinanziert“ werden können.\r\nHierfür kann zunächst der bestehende Wasserstoff-Regulierungsrahmen erste Anhaltspunkte\r\ngeben. Der Fokus wird aber wie bei den H2-Ready-Maßnahmen auf die Prüfung\r\nzu legen sein, ob und wenn ja inwieweit Kosten für H2-Neubau-Investitionen68 - ggf. nur in\r\n68 „H2-Neubau-Inves􀆟􀆟onen“ bezeichnen im Rahmen dieses Gutachtens Inves􀆟􀆟onen in reine Wasserstoffverteilernetze,\r\ndie für die Erdgasverteilernetze nicht betriebsnotwendig sind und demnach allein den Nutzern der Wasserstoffinfrastruktur\r\nzugutekommen. Die im Nachfolgenden verwendete Begrifflichkeit „H2-Neubau-Kosten“ bezieht\r\nsich auf die Kosten dieser H2-Neubau-Inves􀆟􀆟on.\r\n63\r\neiner Übergangsphase - bis zu dem Zeitpunkt, in dem diese Kosten in Entgelte für Wasserstoffnetzkunden\r\neingestellt werden können, über das Erdgas-Regulierungsregime\r\nabgebildet werden können.\r\nDarüber hinaus ist auch auf der Wasserstoff-Verteilernetzebene jedenfalls grundsätzlich\r\ndie Implementierung eines intertemporalen Kostenallokationsmechanismus denkbar – und\r\nwäre rechtlich auch zulässig (vgl. § 5 Abs. 3 GasVO). Allerdings erscheint eine Übertragung\r\ndes für das Kernnetz implementierten Finanzierungsmechanismus aus § 28r und s\r\nEnWG auf die kommunal geprägte Verteilernetzebene schon aus praktischen Gründen\r\nwegen der großen Anzahl an Gasverteilernetzbetreibern nur schwer möglich. Im Übrigen\r\nwerden kommunale Entscheidungsträger einem sog. Selbstbehalt, wie er im Bereich des\r\nKernnetzes national vorgesehen ist (vgl. § 28s Abs. 3 EnWG)69 angesichts der Situation\r\nkommunaler Haushalte kaum zustimmen können. Ein intertemporaler Kostenallokationsmechanismus\r\nmüsste vor diesem Hintergrund ohne Selbstbehalt ausgestaltet werden und\r\nwäre auch dann mit Schwierigkeiten in der praktischen Umsetzung verbunden. Vor diesem\r\nHintergrund wird die Finanzierung über andere Optionen zwangsläufig in den Vordergrund\r\ntreten müssen.\r\nFür die nachstehende Prüfung bedeutet dies folgendes:\r\nDa sich Betreiber von Wasserstoff-Verteilernetzen wie unter I. herausgearbeitet in Bezug\r\nauf H2-Neubaumaßnahmen – ungeachtet der Frage einer durch den nationalen Gesetzgeber\r\nund die BNetzA ggf. vorzunehmenden Übertragung des für das Wasserstoff-Kernnetz\r\nbereits weitgehend vorgegebenen Regulierungsregimes auf die Wasserstoff-Verteilnetzebene70\r\n– nach § 28j Abs. 3 EnWG schon heute durch Erklärung eines Opt-In71 – den\r\nVorgaben der WasserstoffNEV unterwerfen könnten, soll in einem ersten Schritt untersucht\r\nwerden, welche Mechanismen das EnWG und die WasserstoffNEV für die Situation\r\nvorsehen, dass Kosten für die Errichtung eines Wasserstoffverteilernetzes anfallen, aber\r\nnoch keine physisch an das Wasserstoffnetz angeschlossenen Netznutzer vorhanden\r\nsind, auf die diese Kosten umgelegt werden können (1.).\r\nSelbst wenn Kosten von H2-Neubau-Maßnahmen für einen bestimmten Zeitraum über das\r\nWasserstoffregulierungsregime nach den vorhandenen Regelungen für Wasserstoffnetze\r\nabgebildet werden können, so wird ein daraus resultierendes Wasserstoffnetzentgelt für\r\nzukünftige Wasserstoffkunden in vielen Fällen absehbar so hoch sein, dass es für diese\r\nKunden als nicht tragfähig zu betrachten sein dürfte. Für diese Fälle ist in einem zweiten\r\nSchritt der Frage nachzugehen, welche alternativen Refinanzierungsmöglichkeiten den\r\n69 Art. 5 Abs. 3 GasVO lässt staatliche Garan􀆟en nur vorbehaltlich des Einklangs mit europäischem Beihilferecht\r\nzu. Inwieweit eine staatliche Garan􀆟e für einen intertemporalen Finanzierungsmechanismus auf Verteilernetzebene\r\nausgestaltet werden könnte und ob diese wiederum beihilferechtlich einen Selbstbehalt erfordern würde,\r\nist nicht Gegenstand dieses Gutachtens.\r\n70 Vgl. dazu die Ausführungen unter D.I.; Fragen der konkreten Übertragung des vorhandenen Rechtsrahmens auf\r\ndie Verteilernetzebene sind nicht vom Gegenstand dieses Gutachtens umfasst.\r\n71 In Zukun􀅌 dür􀅌e davon auszugehen sein, dass der rechtliche Rahmen nicht zuletzt infolge der Umsetzung der\r\nGasRL eine verpflichtende Regulierung vorsieht.\r\n64\r\nNetzbetreibern zur Verfügung stehen. Zu prüfen wäre auch hier eine (zumindest übergangsweise)\r\nAbbildung von Investitionskosten über das Erdgas-Regulierungsregime (2.).\r\n1. Abbildung von Kosten für H2 Neubaumaßnahmen über das bestehende Wasserstoff-\r\nRegulierungsregime\r\nAusgangspunkt für die Frage, wie mit Kosten für die Errichtung von H2-Neubaumaßnahmen\r\numzugehen ist, solange noch keine physisch an das Netz angeschlossenen Netznutzer\r\nvorhanden sind, die diese Kosten über die Zahlung von Entgelten finanzieren können,\r\n§ 28o Abs. 1 S. 3 EnWG.72 Kosten werden nach § 28o Abs. 1 S. 3 EnWG jährlich anhand\r\nder zu erwartenden Kosten für das folgende Kalenderjahr sowie der Differenz zwischen\r\nden erzielten Erlösen und den tatsächlichen Kosten aus Vorjahren ermittelt und über Entgelte\r\nerlöst. Demnach sieht § 28o EnWG die Bildung von prognosebasierten Entgelten\r\nmit einem sich in den Folgejahren anschließenden Ausgleich von Differenzen zwischen\r\nKosten und Erlösen vor. Ferner sieht § 28o Abs. 1 S. 5 EnWG eine Festlegung oder Genehmigung\r\ndieser Kosten durch die BNetzA vor.\r\n§ 6 Abs. 1 S. 2 WasserstoffNEV bestimmt im Einklang mit § 28o Abs. 1 S. 3 EnWG, dass\r\nzur Bestimmung der zu erwartenden Kosten für das folgende Kalenderjahr eine bestmögliche\r\nAbschätzung vorzunehmen ist. Der erforderliche Plan-Ist-Kosten-Abgleich ist in\r\n§ 14 WasserstoffNEV geregelt. Nach § 14 Abs. 1 S. 1 WasserstoffNEV ist der Betreiber\r\neines Wasserstoffnetzes verpflichtet, nach Abschluss des Kalenderjahres (Kalkulationsperiode)\r\ndie Differenz zu ermitteln zwischen den in dieser Kalkulationsperiode aus Netzentgelten\r\nerzielten Erlösen (Nr. 1) und den für diese Kalkulationsperiode genehmigten\r\nNetzkosten (Nr. 2). Die ermittelte und verzinste Differenz des letzten abgeschlossenen\r\nKalenderjahres wird annuitätisch über bis zu zehn Kalenderjahre, die auf die jeweilige\r\nKalkulationsperiode folgen, durch Zu- und Abschläge auf die Netzkosten verteilt (§ 14\r\nAbs. 1 S. 6 WasserstoffNEV). Das bedeutet, dass ein Wasserstoffnetzbetreiber, sofern er\r\nder WasserstoffNEV unterfällt, (tatsächliche) Kosten, die er in einem Jahr nicht erlösen\r\nkann, in Zukunft durch eine Erhöhung der Netzentgelte erlösen kann.\r\nErgänzend sei noch ein Gedanke der BNetzA aus der Wanda-Festlegung aufgegriffen:\r\nVorlaufkosten können danach – soweit betriebsnotwendig – im Rahmen der jeweils ersten\r\nKostengenehmigung auch für alle vorherigen Kalenderjahre geltend gemacht werden.\r\nDies bedeutet (beispielsweise) für die Errichtung einer neuen Wasserstoffleitung Folgendes:\r\nWir unterstellen, dass für die Errichtung dieser Leitung ab Januar 2025 Kosten anfallen\r\nund die ersten Kunden diese ab dem 01.01.2029 nutzen können und ab diesem Zeitpunkt\r\nauch Netzentgelte bezahlen. Der Wasserstoffverteilernetzbetreiber, der die entsprechende\r\nH2-Leitung errichtet, würde - wenn man dieses System auf ihn übertragen würde\r\n- zunächst alle Vorlaufkosten vor dem 01.01.2025 (z.B. Planung, Personalaufwand) sowie\r\nalle nach der WasserstoffNEV relevanten Kosten der Jahre 2025 – 2028 (insbesondere\r\n72 Vgl. hierzu bereits oben Abschni􀆩 D.I.\r\n65\r\nKapitalkosten, AiB etc.) jährlich bei der BNetzA zur Genehmigung/Festlegung geltend machen.\r\nDa diesen Kosten keine Erlöse gegenüberstünden, wären diese Kosten faktisch “zu\r\nsammeln” und zu verzinsen und dann gemäß § 14 Abs. 1 S. 6 WasserstoffNEV über bis\r\nzu zehn Jahre verteilt als Zuschläge auf die Wasserstoffnetzentgelte von den dann ersten\r\nNetznutzern zu erheben.\r\nFestzuhalten ist mithin, dass das geltende regulatorische Wasserstoffregime – seine Anwendbarkeit\r\ndurch Opt-In, gesetzliche oder behördliche Regelung durch die BNetzA unterstellt\r\n– bereits durchaus einen logischen und durchdachten Mechanismus für den Umgang\r\nmit Kosten enthält, die anfallen, bevor es die ersten physisch an das Netz angeschlossenen\r\nNetznutzer gibt und diese durch die Zahlung von Netzentgelten einen Beitrag\r\nzur Finanzierung leisten können. Jedoch birgt dieses “Sammeln” und die natürlich notwendige\r\nVerzinsung dieser Kosten die Gefahr in sich, dass die “angesammelten” Kosten sehr\r\nhoch werden und dies selbst bei einer Verteilung auf zehn Jahre nach Beginn der Erhebung\r\nvon Netzentgelten von Netznutzern zusammen mit den dann anfallenden Betriebskosten\r\nin Summe zu prohibitiv hohen Entgelten führen könnte, die den Wasserstoffhochlauf\r\nbehindern würden.\r\nFraglich ist vor diesem Hintergrund, ob insbesondere der europäische Rechtsrahmen ergänzende\r\nMöglichkeiten einer zeitgerechteren und rechtssichereren (Re)Finanzierung\r\nvon H2-Neubaukosten beinhaltet. Diese Fragestellung erscheint insbesondere vor dem\r\nHintergrund angezeigt, als die Begründung zur WasserstoffNEV auf die seiner Zeit aktuell\r\nauf EU-Ebene laufenden Überlegungen zu einem künftigen europarechtlichen Rahmen\r\nverweist, „der rein nationale Regelungen der Mitgliedstaaten ergänzen und zumindest teilweise\r\nablösen wird.“73 Damit wird ersichtlich, dass der nationale Verordnungsgeber damals\r\nbereits abgesehen hat, dass ein künftiger europarechtlicher Rahmen im Hinblick auf\r\nden Aufbau und die Finanzierung der Wasserstoffinfrastruktur jedenfalls zumindest ergänzend\r\nzum nationalen Rechtsrahmen implementiert werden dürfte.\r\n2. Abbildung von Kosten für H2-Neubaumaßnahmen über das Erdgas-Regulierungsregime\r\nEine solche Möglichkeit ist mit der Abbildung von Kosten für H2-Neubau-Maßnahmen über\r\ndas Erdgas-Regulierungsregime in den Blick zu nehmen. Dies ist in den hier relevanten\r\nFallkonstellationen, in denen es nur wenige bzw. (noch) keine physisch an das Netz angeschlossenen\r\nWasserstoffnetzkunden gibt, deshalb naheliegend, weil ein in der Zukunft\r\naus „angesammelten Kosten“ resultierendes Netzentgelt für die wenigen vorhandenen wie\r\nauch für zukünftige Wasserstoffnetzkunden in vielen Fällen so hoch sein wird, dass es für\r\ndiese Kunden als nicht tragfähig zu betrachten sein könnte74.\r\n73 BR-Drs. 734/21 vom 22.09.2021, S. 1.\r\n74 Die Frage, wann Kosten für aktuelle oder kün􀅌ige Wassersto􀅆unden konkret als „nicht tragfähig“ zu betrachten\r\nsind, ist nicht Gegenstand dieses Gutachtens. Diesbezüglich dür􀅌e jedenfalls ein Einschätzungsspielraum der\r\nMitgliedsstaaten bestehen.\r\n66\r\nDiesbezüglich wird daher zu untersuchen sein, ob ein solches Vorgehen mit den Vorgaben\r\ndes EU-Gaspaketes in Einklang zu bringen ist. Dabei liegt der Schwerpunkt der Analyse\r\nauf den Vorgaben, die sich auf die Abbildung von Kosten der Investitionen in neue Wasserstoff-\r\nInfrastrukturen über das Erdgas-Regulierungsregime beziehen.\r\nDie Prüfung des durch das EU-Gaspaket vorgegebenen Rechtsrahmens für H2-Neubau-\r\nInvestitionen erfolgt zunächst anhand der Vorgaben der GasRL (a.). Im Ergebnis zeigt\r\nsich, dass die relevanten Bestimmungen der GasRL für die Bewertung der Zulässigkeit\r\nder Abbildung von Kosten für Investitionen in H2-Neubaumaßnahmen über das Erdgas-\r\nRegulierungsregime im Wesentlichen mit den für H2-Ready-Maßnahmen herausgearbeiteten\r\nMaßstäben identisch sind und deshalb den Kriterien der energieträgerübergreifenden\r\nTransformations- bzw. Systemeffizienz und der Schaffung von Anreizen für Unternehmen\r\nzur Dekarbonisierung auch hier eine grundlegende Bedeutung zukommt.\r\nNachdem in Bezug auf den Umgang mit Kosten für H2-Ready-Maßnahmen zuvor unter\r\nZiff. II. herausgearbeitet wurde, dass es infolge des durch die GasRL vorgegebenen Maßstabes\r\nder Transformations- und Systemeffizienz zulässig ist, diese Kosten unter bestimmten\r\nVoraussetzungen als effiziente Erdgasverteilernetzkosten behandeln zu können75,\r\nist in einem weiteren Schritt zu prüfen, ob rechtlich für den Umgang mit Kosten für\r\nH2-Neubau-Investitionen ein vergleichbares Vorgehen möglich ist, sprich ob auch diese\r\nKosten unter bestimmten Voraussetzungen als effiziente Erdgasverteilernetzkosten behandelt\r\nwerden können (b.). Von zentraler Bedeutung wird dabei sein, dass sich H2-Neubau-\r\nInvestitionen im Gegensatz zu H2-Ready-Investitionen, die originär den Nutzern der\r\nErdgasinfrastruktur zugutekommen und „bei Gelegenheit“ der Investition aus Effizienzgründen\r\nvorgenommen werden, allein auf das Wasserstoffverteilernetz beziehen und damit\r\n„originär“ dem Wasserstoffnetz-Anlagevermögen zuzuordnen sind.\r\nKönnen Kosten der H2-Neubau-Investition nicht als Kosten betrachtet werden, die originär\r\ndem Erdgasnetz-Anlagevermögen zuzuordnen sind, so würde eine gleichwohl erfolgende\r\n„Abbildung“ bzw. Finanzierung der Kosten über das Erdgas-Regulierungsregime einen Finanztransfer\r\nnach Art. 5 Abs. 1 GasVO darstellen, der den Mitgliedstaaten nach Art. 5\r\nAbs. 2 GasVO grundsätzlich nicht gestattet ist (c.).\r\nDie Genehmigung eines nach Art. 5 Abs. 2 GasVO unzulässigen Finanztransfers kommt\r\nnur unter den in Art. 5 Abs. 4 und 5 GasVO genannten Voraussetzungen in Betracht. In\r\ndiesem Zusammenhang stellt sich überdies die Frage, ob die Genehmigung eines gesonderten\r\nEntgelts auf Fälle beschränkt ist, in denen in Bezug auf konkret, bereits physisch\r\nan das Netz angeschlossene Wasserstoffnetzkunden beurteilt werden kann, ob die Finanzierung\r\nüber Entgelte nicht tragfähig ist oder ob die Genehmigung des gesonderten Entgelts\r\nauch dann zulässig ist, wenn an die zu errichtende Wasserstoff-Infrastruktur zum\r\nZeitpunkt der Genehmigung des gesonderten Entgelts noch keine Kunden angeschlossen\r\nsind (d.). Im Ergebnis der Analyse zeigt sich, dass bei der Beurteilung, ob die Finanzierung\r\n75 Vgl. die vorstehenden Ausführungen unter Ziff. II.2 und II.3.\r\n67\r\nüber Netzzugangsentgelte gegenüber den Wasserstoff-Netzkunden nicht tragfähig ist, die\r\nSichtweise von potenziellen künftigen Kunden in die Betrachtung einzubeziehen ist.\r\na) Vorgaben der GasRL\r\nBei der Analyse der relevanten Vorgaben der GasRL ist zwischen Normen der GasRL mit\r\nunmittelbarem Bezug zur Erdgasentgeltregulierung (a) und sonstigen Vorgaben in der\r\nGasRL, denen Relevanz für diese Thematik zukommt (b), zu unterscheiden.\r\naa) Normen der GasRL mit unmittelbarem Bezug zur Erdgasentgeltregulierung\r\nDie GasRL enthält für die konkrete Anerkennungsfähigkeit von (Investitions)Kosten in\r\nneue Wasserstoffnetze spezifische Regelungen für die Netzentgeltbildung.\r\nSo verpflichtet Art. 35 Abs. 1 und 2 GasRL entsprechend den Vorgaben nach Art. 31\r\nAbs. 1 S. 1 GasRL die Mitgliedstaaten zur Einführung eines Systems für den Zugang Dritter\r\nzu den Wasserstoffnetzen auf der Grundlage veröffentlichter Entgelte, wobei auch hier\r\ndie Zugangsregelungen für alle Kunden, einschließlich Versorgungsunternehmen, gelten\r\nund nach objektiven Kriterien und ohne Diskriminierung zwischen den Nutzern des Netzes\r\nangewandt werden sollen. Ferner sind die Mitgliedstaaten nach Absatz 2 verpflichtet, sicherzustellen,\r\ndass diese Entgelte oder die Methoden zu ihrer Berechnung gemäß Art. 78\r\nvon einer Regulierungsbehörde vor dem Inkrafttreten genehmigt werden und dass die Entgelte\r\nund - soweit nur die Methoden einer Genehmigung unterliegen - die Methoden vor\r\nihrem Inkrafttreten veröffentlicht werden.\r\nKommt eine Refinanzierung der Kosten für Wasserstoff-Neubau-Maßnahmen jedoch\r\nmangels physisch an das Netz angeschlossener Wasserstoffnetzkunden nicht in Betracht\r\nund soll geprüft werden, ob diese Kosten übergangsweise über das Erdgas-Regulierungsregime\r\n„abgebildet“ werden können, sind die Regelungen betreffend die Erdgasnetzentgeltregulierung\r\nzu untersuchen.\r\nDie Vorgaben der GasRL im Hinblick auf das Erdgasnetzentgeltregime wurden bereits im\r\nRahmen der Prüfung der Anerkennungsfähigkeit von Kosten für H2-Ready-Maßnahmen\r\nherausgearbeitet76 und stellen damit auch vorliegend den rechtlichen Maßstab dafür dar,\r\nob und inwieweit Kosten für H2-Neubau-Maßnahmen im Erdgasregulierungsregime abgebildet\r\nwerden können. Wie zuvor herausgearbeitet, ist das Kriterium der Kostenorientierung\r\nmaßgeblich. Neben der Anwendung der im Zusammenhang mit der Prüfung von H2-\r\nReady-Maßnahmen herausgearbeiteten Vorgaben der GasRL77 muss im Grundsatz auch\r\nhier das Kriterium der Transformationseffizienz als materieller Maßstab der Kostenorientierung\r\nbei der Behandlung von Kosten für H2-Neubau-Maßnahmen, aber in Erfüllung des\r\n76 Vgl. hierzu auch die obigen Ausführungen unter Ziff. II.1 und 2.\r\n77 Vgl. hierzu auch die obigen Ausführungen unter Ziff. II.1.\r\n68\r\nHauptziels der GasRL78 auch das Ziel der zur Erreichung des Hauptziels der GasRL notwendigen\r\nSchaffung von Anreizen für Investitionen zur Gewährleistung des Transformationsprozesses\r\neine maßgebliche Rolle spielen79.\r\nbb) Weitere relevante Vorgaben der GasRL\r\nMit dem demnach anzuwendenden Maßstab der Transformationseffizienz im Zusammenhang\r\nstehen in einem zweiten Schritt näher zu würdigende Vorgaben der GasRL, die sich\r\noriginär an die Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen richten und für die Abbildung von\r\nKosten über das Erdgas-Regulierungsregime mittelbar von Bedeutung sind.\r\nSo sind Wasserstoffverteilernetzbetreiber nach Art. 56 Abs. 1 GasRL verpflichtet, der Regulierungsbehörde\r\nalle vier Jahre einen Plan über die Wasserstoffnetzinfrastruktur, die\r\nsie zu errichten beabsichtigen, zu übermitteln. Der Plan ist in enger Zusammenarbeit mit\r\nden Verteilernetzbetreibern für Erdgas und Strom sowie — soweit vorhanden — mit den\r\nBetreibern von Fernwärme- und Fernkältenetzen auszuarbeiten, wodurch eine wirksame\r\nIntegration der Energiesysteme gewährleistet werden soll.\r\nNach Art. 56 Abs. 2 lit. a) GasRL muss der Netzentwicklungsplan eine Analyse des Kapazitätsbedarfs\r\nenthalten, die „das Potenzial zur Verringerung der Treibhausgasemissionen\r\nund die Energie- und Kosteneffizienz im Vergleich zu anderen Alternativen“ abbildet.\r\nFerner müssen nach Art. 56 Abs. 2 lit. b) GasRL bei der Planung die „erstellten Pläne für\r\ndie Wärme- und Kälteversorgung und der Bedarf der Sektoren, die nicht unter die Pläne\r\nfür die Wärme- und Kälteversorgung fallen, [berücksichtigt] sowie die Frage [bewertet werden],\r\nwie der Grundsatz „Energieeffizienz an erster Stelle“ im Einklang mit Artikel 27\r\nder genannten Richtlinie eingehalten wird, wenn der Ausbau des Wasserstoffverteilernetzes\r\nin Sektoren, in denen energieeffizientere Alternativen zur Verfügung stehen, in Betracht\r\ngezogen wird“.\r\nDie GasRL formuliert daher den Auftrag an die Wasserstoffnetzbetreiber, im Zuge der\r\nNetzentwicklungsplanung eine Potenzialanalyse in Bezug auf die Verringerung von\r\nTreibhausgasemissionen und eine Energie- und Kosteneffizienzanalyse unter Einbeziehung\r\nvon Alternativen durchzuführen und bestehende Wärme- und Kältepläne zu berücksichtigen.\r\nGemäß Art. 56 Abs. 4 GasRL bewertet die Regulierungsbehörde, ob der Entwicklungsplan\r\nfür das Wasserstoffverteilernetz im Einklang diesen Vorgaben steht. Daneben stellt Art. 56\r\nAbs. 5 GasRL ausdrücklich klar, dass die Regulierungsbehörde bei der Genehmigung\r\nbesonderer Entgelte im Sinne des Art. 5 GasVO die Ergebnisse der Prüfung des\r\nEntwicklungsplans für das Wasserstoffverteilernetz zu berücksichtigen hat.\r\nVor allem aus Art. 56 Abs. 5 GasRL wird deutlich, dass die Restriktionen, die Wasserstoffverteilernetzbetreibern\r\nauf Ebene der Netzentwicklungsplanung auferlegt werden, auch\r\n78 Vgl. vorstehend unter Ziff. II.1.b.\r\n79 Vgl. hierzu auch die obigen Ausführungen unter Ziff. II.2.\r\n69\r\nfür den Umgang mit Kosten, insbesondere, wenn diese nach Art. 5 GasVO durch Genehmigung\r\nbesonderer Entgelte über das Erdgas-Regulierungsregime abgebildet werden sollen,\r\nzu berücksichtigen sind.\r\ncc) Zwischenfazit\r\nAls Zwischenergebnis der vorstehenden Analyse ist festzuhalten, dass relevante Anknüpfungspunkte\r\nder GasRL für die Bewertung der Zulässigkeit der Abbildung von Kosten für\r\nInvestitionen in H2-Neubaumaßnahmen über das Erdgas-Regulierungsregime die für H2-\r\nReady-Maßnahmen herausgearbeiteten Vorgaben der GasRL sind. Zusätzlich gibt die\r\nGasRL Wasserstoffverteilernetzbetreibern im Hinblick auf die Errichtung und den Ausbau\r\ndes Wasserstoffnetzes mit der Vorgabe zur Aufstellung von Netzentwicklungsplänen eine\r\nVerpflichtung zur Durchführung einer Potenzialanalyse in Bezug auf die Verringerung von\r\nTreibhausgasemissionen und einer Energie- und Kosteneffizienzanalyse unter Einbeziehung\r\nvon Alternativen und bestehenden Wärme- und Kälteplänen auf. Diese Kriterien sind\r\nnachstehend sowohl bei der Prüfung, ob Kosten für Investitionen in H2-Neubau-Maßnahmen\r\noriginär oder als auch im Rahmen eines genehmigten Sonderentgelts bzw. Finanztransfers\r\nüber das Erdgasregulierungsregime abgebildet werden können, zu berücksichtigen.\r\nb) Zulässigkeit einer Behandlung der Kosten als effiziente Erdgasnetzkosten analog H2-\r\nReady-Kosten\r\nNachdem für H2-Ready-Kosten unter D.II. begründet wurde, dass es nach der GasRL\r\ninfolge des dort normierten Transformations-Effizienzmaßstabs zulässig ist, Kosten von\r\nH2-Ready-Investitionen regulatorisch als effiziente Kosten des Erdgasverteilernetzes zu\r\nberücksichtigen, um eine effiziente Transformation zu gewährleisten und die H2-Ready-\r\nKosten in diesem Fall dem regulierten Anlagevermögen der Sparte „Erdgas“ zuzuordnen\r\nsind80, ist für Kosten von Investitionen in H2-Neubau zu prüfen, ob diese unter Zugrundelegung\r\nder gleichen Logik dem regulierten Anlagevermögen der Sparte „Erdgas“ zugeordnet\r\nwerden könnten. Dies hätte zur Folge, dass auch insoweit schon kein Finanztransfer\r\nzwischen der regulierten Dienstleistung „Erdgasverteilung“ und der regulierten Dienstleistung\r\n„Wasserstoffverteilung“ stattfinden würde.\r\nGegen ein solches Vorgehen spricht jedoch, dass es im Falle von H2-Neubaukosten an\r\neinem Anknüpfungspunkt für die Bewertung der Transformationseffizienz für die Investition\r\nin das Erdgasnetz fehlt. Insoweit wurde im Zusammenhang mit H2-Ready-Kosten herausgearbeitet,\r\ndass infolge des durch die GasRL modifizierten Effizienzkosten-Maßstabs\r\nAufsatzpunkt für die Bewertung der Effizienz der H2-Ready-Investition die Kosten für die\r\nreine Erdgasverteilernetz-Investition81 und damit die Kosten für originäre Erdgasnetzinvestitionen\r\nsind.\r\n80 Vgl. vorstehende Ausführungen unter Ziff. D.II.4.\r\n81 Vgl. vorstehende Ausführungen unter Ziff. D.II.3.a.\r\n70\r\nEine Übertragung auf reine H2-Neubau-Investitionen scheidet daher schon deshalb aus,\r\nweil in diesem Fall keine Kosten für eine reine Erdgasverteilernetz-Investition existieren,\r\ndie unter dem Gesichtspunkt der Transformationseffizienz beurteilt werden könnten. Der\r\nfür H2-Ready-Investitionen entwickelte Kostenabgleich würde ins Leere laufen. Im Gegensatz\r\nzu H2-Ready-Investitionen, die den Nutzern der Erdgasinfrastruktur jedenfalls partiell\r\nzugutekommen, finden Investitionen in neue Wasserstoffnetzinfrastrukturen außerhalb der\r\nErdgasnetzinfrastruktur statt.\r\nc) Vorliegen eines Finanztransfers nach Art. 5 Abs. 1 und 2 GasVO\r\nKönnen Kosten der H2-Neubau-Investition dementsprechend nicht als Kosten betrachtet\r\nwerden, die originär dem Erdgas-Anlagevermögen zuzuordnen sind, so würde eine gleichwohl\r\nerfolgende Abbildung der Kosten über das Erdgas-Regulierungsregime einen Finanztransfer\r\nnach Art. 5 Abs. 1 GasVO darstellen, der den Mitgliedstaaten nach Art. 5\r\nAbs. 2 GasVO grundsätzlich nicht gestattet ist.\r\nDiesbezüglich regelt Art. 5 Abs. 1 GasVO, dass Verteilernetzbetreiber und Wasserstoffnetzbetreiber\r\nbei der Erbringung von regulierten Dienstleistungen für Erdgas, Wasserstoff\r\noder Strom die Vorschriften für die Entflechtung der Rechnungslegung gemäß Art. 75\r\nGasRL einzuhalten und ihr reguliertes Anlagevermögen nach Erdgas, Wasserstoff oder\r\nStrom zu trennen haben. Die Trennung des regulierten Anlagevermögens umfasst nach\r\nArt. 5 Abs. 1 S. 2 lit. a) GasVO die Verpflichtung sicherzustellen, dass\r\n„Erlöse, die durch die Erbringung bestimmter regulierter Dienstleistungen erzielt\r\nwurden, nur genutzt werden [können], um die Kapital- und Betriebskosten zu decken,\r\ndie mit Vermögenswerten verbunden sind, die Teil des regulierten Anlagevermögens\r\nsind, mit dem die regulierten Dienstleistungen erbracht wurden.“\r\nMit anderen Worten und konkret für Erdgasverteilernetzbetreiber gibt die Regelung daher\r\nvor, dass Erlöse, die aus Erdgasnetzentgelten resultieren und daher dem Erdgas-Anlagevermögen\r\nzuzuordnen sind, nur zur Deckung der Kapital- und Betriebskosten des Erdgas-\r\nAnlagevermögens genutzt werden dürfen. Können Kosten für den Neubau von H2-Leitungen\r\nmangels H2-Kunden nur über Erlöse im Erdgas-Anlagevermögen bzw. über Netznutzungsentgelte,\r\ndie gegenüber den Erdgasnetzkunden erhoben werden, refinanziert werden,\r\ndann werden Erlöse über Erdgasnetzkunden erzielt, um die Kapital- und Betriebskosten\r\nzu decken, die an sich dem H2-Anlagevermögen zuzuordnen wären. Es handelt\r\nsich damit um einen Finanztransfer, der den Mitgliedstaaten nach Art. 5 Abs. 2 GasVO\r\ngrundsätzlich nicht gestattet ist.\r\nd) Zulässigkeit der Genehmigung eines gesonderten Entgelts nach Art. 5 Abs.4 und Abs. 5\r\nNr. 1 GasVO\r\nDie Gestattung eines Finanztransfers kommt nur unter den in Art. 5 Abs. 4 und 5 GasVO\r\ngenannten Voraussetzungen durch Genehmigung eines gesonderten Entgelts für Erdgasnetzkunden\r\nin Betracht.\r\n71\r\nInsoweit eröffnet Art. 5 Abs. 4 S. 1 GasVO den Mitgliedstaaten die Möglichkeit, Finanztransfers\r\nzwischen den gemäß Absatz 1 getrennten regulierten Dienstleistungen zu gestatten,\r\nsofern die Regulierungsbehörde festgestellt hat, dass die Finanzierung betreffender\r\nNetze über Netzzugangsentgelte, die nur von den jeweiligen Netznutzern gezahlt werden,\r\nnicht tragfähig ist.\r\nWann eine Finanzierung betreffender Netze über Netzzugangsentgelte, die nur von den\r\njeweiligen Netznutzern gezahlt werden, nicht tragfähig ist, wird in der Regelung nicht weiter\r\npräzisiert. Auch dem insoweit maßgeblichen Erwägungsgrund 10 der GasVO ist hierzu\r\n(unmittelbar) keine Erläuterung zu entnehmen. Tatsächlich ist die Formulierung in Art. 5\r\nAbs. 4 GasVO missverständlich. Denn in einem System der kostenorientierten Entgeltbildung\r\ndürfte ein streng an diesem Maßstab orientiertes Entgelt immer für die Finanzierung\r\ntragfähig sein, weil es dem Netzbetreiber gerade gestattet ist, die betriebsnotwendigen\r\nund effizienten Kosten der Errichtung der Netzinfrastruktur in die Entgelte einzustellen.\r\nAllerdings würde dies insbesondere in der Anfangsphase zu derart hohen Netzentgelten\r\nführen, dass diese prohibitiv wirken könnten. Maßgeblich abzustellen sein dürfte damit im\r\nRahmen des Art. 5 Abs. 4 S. 1 GasVO zunächst auf die Höhe der „Netzzugangsentgelte,\r\ndie nur von den jeweiligen Netznutzern gezahlt werden“. Insoweit wird in Erwägungsgrund\r\n10 ausgeführt, dass in Ausnahmesituationen an sich verbotene Quersubventionierungen\r\nzu gesellschaftlichen Vorteilen führen könnten und Quersubventionen dazu beitragen,\r\n„für angemessene und vorhersehbare Netzentgelte für die ersten Netznutzer zu sorgen“.\r\nSodann wird auf den intertemporalen Kostenallokationsmechanismus verwiesen als\r\n„Alternative zu den erwarteten höheren Netzentgelten, die andernfalls den frühen Wasserstoffnetznutzern\r\nin Rechnung gestellt werden müssten“. Damit wird ersichtlich, dass sich\r\ndie fehlende Tragfähigkeit einer Finanzierung über die von den jeweiligen Netznutzern zu\r\nzahlenden Netzzugangsentgelte ausgehend von den für diese angemessenen und vorhersehbaren\r\nEntgelten beurteilen muss. Hierbei dürfte dem Mitgliedstaat bzw. der zu genehmigenden\r\nRegulierungsbehörde ein Ausgestaltungsspielraum zukommen, wobei\r\ndie Regulierungsbehörde nach Art. 5 Abs. 4 S. 2 GasVO bei der Prüfung unter anderem\r\nden Wert der prognostizierten Finanztransfers, die sich daraus ergebende Quersubventionierung\r\nzwischen den Nutzern der jeweiligen Netze und die Kosteneffizienz dieser Finanztransfers\r\nzu berücksichtigen hat. Für die Bewertung der Tragfähigkeit einer Finanzierung\r\nüber die von den Wasserstoffnetznutzern zu zahlenden Netznutzungsentgelte könnte\r\nin erster Annäherung ein Vergleich mit den Erdgas-Netzentgelten die Grundlage sein. Das\r\nKriterium der Kosteneffizienz des Finanztransfers dürfte dabei jedenfalls mittelbar auch für\r\ndie Beurteilung des angemessenen Entgelts in der Hochlaufphase relevant sein.\r\nArt. 5 Abs. 4 S. 3 lit. a) bis e) GasVO enthält Bedingungen für die Genehmigung von Finanztransfers,\r\ninsbesondere sind nach Buchstabe a) alle für den Finanztransfer erforderlichen\r\nErlöse als gesondertes Entgelt einzuholen. Dies könnte etwa so umgesetzt werden,\r\ndass ein verbrauchsbezogener Betrag, der vom Netznutzer des Gasverteilernetzes\r\nzusätzlich zum Netznutzungsentgelt Gas zu entrichten ist, im betreffenden Kalenderjahr\r\nauf dem Preisblatt des Gasverteilernetzbetreibers ausgewiesen wird.\r\n72\r\nFraglich ist in diesem Zusammenhang, ob zwingende Voraussetzung einer Genehmigung\r\nvon gesonderten Entgelten durch die Regulierungsbehörde ist, dass in Bezug auf konkret\r\nvorhandene Wasserstoffkunden beurteilt werden kann, ob Entgelte nicht tragfähig sind\r\noder ob einer Genehmigung von gesonderten Entgelten entgegensteht, dass es im Einzelfall\r\nnoch keine physisch an das Netz angeschlossene Wasserstoffnetzkunden gibt.\r\nNach Art. 5 Abs. 5 lit. a) kann die Regulierungsbehörde einen Finanztransfer und das gesonderte\r\nEntgelt gemäß Absatz 4 genehmigen, wenn\r\n„a) Netzzugangsentgelte bei den Nutzern des regulierten Anlagevermögens erhoben\r\nwerden, das von dem Finanztransfer profitiert,“\r\nDer Wortlaut der Regelung spricht zunächst dafür, dass sie sich auf bereits vorhandene\r\nNetznutzer bezieht, wenn Entgelte bei Nutzern „erhoben werden“. Das könnte dafür sprechen,\r\ndass die Erhebung eines gesonderten Entgelts voraussetzt, dass die Frage der\r\nTragfähigkeit der Wasserstoffnetzentgelte in Bezug auf bereits vorhandene Wasserstoffnetzkunden\r\nzu beurteilen ist.\r\nAllerdings enthält Art. 2 Nr. 12 GasVO i.V.m. Art. 2 Nr. 60 GasRL eine Legaldefinition des\r\nBegriffs „Netznutzer“, die einer derartigen Verengung des Anwendungsbereichs entgegensteht.\r\nSo enthält Art. 2 Nr. 12 GasVO zunächst hinsichtlich des Begriffs des „Netznutzers“\r\neinen Verweis auf die Legaldefinition in Art. 2 Nr. 60 GasRL. Danach bezeichnet der\r\nBegriff „Netznutzer“\r\n„einen Kunden oder einen potenziellen Kunden eines Netzbetreibers oder einen\r\nNetzbetreiber selbst, sofern dieser Netzbetreiber seine Funktionen im Zusammenhang\r\nmit dem Transport von Erdgas oder Wasserstoff wahrnehmen muss“\r\nZwar bezieht Art. 5 Abs. 5 lit. a) GasVO sich nicht explizit auf „Netznutzer“, sondern auf\r\nden „Nutzer des regulierten Anlagevermögens“. Dies bedeutet jedoch nicht, dass sich\r\ndiese Formulierung nicht auf den Begriff „Netznutzer“ im Sinne der vorstehenden Definition\r\nbezieht. So ist der Begriff „reguliertes Anlagevermögen“ in Art. 2 Nr. 1 GasVO definiert\r\nals das „Netzanlagevermögen eines (…) Verteilernetzbetreibers, (…) Wasserstoffverteilernetzbetreibers\r\n(…)“. Damit wird deutlich, dass mit „Nutzer des regulierten Anlagevermögens“\r\nder Nutzer des Netzanlagevermögens, mithin des Netzes gemeint ist. Vor diesem\r\nHintergrund ist davon auszugehen, dass dem Begriff „Nutzer des regulierten Anlagevermögens“\r\nin Art. 5 Abs. 5 lit. a) GasVO inhaltlich die gleiche Bedeutung zukommt wie\r\ndem Begriff „Netznutzer“ im Sinne des Art. 2 Nr.12 GasVO i.V.m. Art. 2 Nr. 60 GasRL.\r\nDamit stellt sich die weitere Frage, welcher Kreis von Netznutzern vom Begriff des „potenziellen\r\nKunden“ umfasst ist. Nach dem Wortlaut bedeutet „potenziell“ „möglich (im Gegensatz\r\nzu wirklich), denkbar; der Anlage, Möglichkeit nach [vorhanden]; vielleicht zukünftig“\r\n82. Wenn der Begriff potenzielle Kunden gleichbedeutend mit möglichen Kunden ist,\r\nspricht dies dafür, dass auch künftige Kunden umfasst sind und es im Umkehrschluss\r\n82 Vgl. h􀆩ps://www.duden.de/rechtschreibung/potenziell.\r\n73\r\nkeiner aktuellen und insbesondere noch nicht physisch an das Netz angeschlossener Kunden\r\nbedarf, um die Bedingung des Art. 5 Abs. 5 lit. A) GasVO hinsichtlich eines zulässigen\r\nFinanztransfers zu erfüllen.\r\nOb es in Bezug auf potenzielle Kunden überdies schon eines ggf. näher zu bestimmenden\r\nGrades der Wahrscheinlichkeit bedarf, dass diese sich auch an die zu errichtende Wasserstoffinfrastruktur\r\nanschließen lassen, ist zwar nach dem Wortlaut von Art. 2 Nr. 60\r\nGasRL offen. Allerdings kann unter systematischen und teleologischen Gesichtspunkten\r\ndie Vorgabe des Art. 56 Abs. 5 GasRL nicht außer Betracht bleiben. Danach müssen die\r\nRegulierungsbehörden bei der Genehmigung besonderer Entgelte nach Art. 5 Abs. 5\r\nGasVO die Ergebnisse der Prüfung des Wasserstoffnetzentwicklungsplans berücksichtigen.\r\nDamit verbunden ist die Notwendigkeit einer Prüfung von gesonderten Entgelten unter\r\nBerücksichtigung der Netzentwicklungsplanung nach Art. 56 GasRL und der damit im\r\nZusammenhang stehenden Verpflichtungen der Wasserstoffnetzbetreiber, im Zuge der\r\nNetzentwicklungsplanung eine Potenzialanalyse durchzuführen. Diese hat sich auf die\r\nVerringerung von Treibhausgasemissionen zu beziehen und erfordert eine Energie- und\r\nKosteneffizienzanalyse unter Einbeziehung von Alternativen und bestehenden Wärmeund\r\nKälteplänen. Es bietet sich daher beispielsweise an, bei der Frage der Berücksichtigung\r\npotenzieller Kunden insbesondere auf vorhandene Dokumente im Zuge der Netzentwicklungsplanung\r\nbzw. der ad hoc Bedarfsprüfung nach § 28 p EnWG abzustellen.\r\nAuch wenn mit diesen Vorgaben im Hinblick auf die Auslegung des Begriffs „potenzielle\r\nKunden“ über die in Art. 56 Abs. 5 GasRL vorgegebene Berücksichtigung der Ergebnisse\r\nder Prüfung des Wasserstoffnetzentwicklungsplans letztlich eine Bedarfsprüfung verbunden\r\nist, dürften im Rahmen dieser Abwägungsentscheidungen, die insoweit von der Regulierungsbehörde\r\nzu treffen sind, die Ziele der GasRL zu berücksichtigen sein. Das gilt\r\ninsbesondere für das Hauptanliegen der GasRL, den Übergang zur Klimaneutralität zu\r\nermöglichen und zu erleichtern, indem der Aufbau eines Wasserstoffmarkts und eines effizienten\r\nErdgasmarkts sichergestellt und dem durch die GasRL vorgegebenen Grundsatz\r\nder energieträgerübergreifenden Transformationseffizienz Rechnung getragen wird.\r\nWenn demnach im Zuge von H2-Neubauprojekten Synergie-Effekte realisiert werden können\r\n(die nach den Zielsetzungen der GasRL auch realisiert werden sollen), wie es in dem\r\neingangs geschilderten Beispiel bezüglich der Errichtung einer Abgriffstation im Zuge der\r\nKernnetzrealisierung der Fall sein würde, so würde dies dafür sprechen, dass auch solche\r\nKosten im Ausgangspunkt (zunächst jedenfalls) über das Erdgasregulierungsregime finanziert\r\nwerden können müssten, sofern die weiteren Voraussetzung des Art. 5 Abs. 4-5\r\nGasVO erfüllt sind.\r\nDaneben gilt dies aber auch für den damit verbundenen Auftrag an die Mitgliedstaaten,\r\nzugunsten der Marktakteure Anreize für Investitionen durch Gewährleistung der Refinanzierbarkeit\r\nzu schaffen.\r\nDiesen Maßstäben für die Abwägungsentscheidung wird vor allem auch vor dem Hintergrund\r\nBedeutung zukommen, dass normativ nicht konkret vorgegeben ist, wie die Regulierungsbehörde\r\nmit Blick auf „potenzielle“ Kunden feststellen soll, dass die Finanzierung\r\n74\r\nder Netze über Wasserstoffnetzentgelte im Sinne von Art. 5 Abs. 4 GasVO nicht tragfähig\r\nist. Denn hierbei müsste im Grundsatz eine bestimmte Anzahl potenzieller Netznutzer zugrunde\r\ngelegt werden. Insoweit enthält die GasVO allerdings keine weitere Präzisierung.\r\nVielmehr dürfte eine Präzisierung und praktische Handhabung dem Ausgestaltungsermessen\r\nder Regulierungsbehörde unterfallen. In der Praxis könnte sich diese Herausforderung\r\nbeispielsweise dergestalt auflösen lassen, dass für die Betrachtung der Tragfähigkeit\r\nder Finanzierung im Ausgangspunkt auf den Zeitpunkt des Finanztransfers abgestellt\r\nwird, wobei Entgelte bei „potenziellen Kunden“ nur insoweit in die Betrachtung einfließen\r\nkönnten, als Entgelte von diesen absehbar und mit einem gewissen Grad an Wahrscheinlichkeit\r\nerhoben werden. Kriterium für die Wahrscheinlichkeit könnte dabei bspw. sein,\r\ninwieweit bereits verbindlich abgeschlossene Netzanschlussverträge existieren o.ä.In diesem\r\nZusammenhang ist anzumerken, dass ACER nach Art. 5 Abs. 6 S. 3 lit. b) GasVO\r\nEmpfehlungen zur Berechnung der Höhe und der maximalen Dauer des Finanztransfers\r\nund des gesonderten Entgelts abgeben kann.\r\nKlarstellend sei noch angemerkt, dass die Genehmigung von Finanztransfers und konkret\r\ndie Feststellung, dass die Finanzierung nicht tragfähig ist, wie vorstehend festgestellt zwar\r\neinerseits keine im Zeitpunkt der Kostenentstehung physisch bereits angeschlossenen\r\nWasserstoffnetzkunden voraussetzt, andererseits aber selbstverständlich auch über den\r\nZeitpunkt hinaus möglich bleibt, in dem ein Wasserstoffnetz mit angeschlossenen Kunden\r\nspäter tatsächlich existiert. Auch die im Betrieb weiter entstehenden Kosten können, insbesondere\r\nwährend einer Hochlaufphase, anfangs so hoch sein, dass die Finanzierung\r\nbetreffender Netze über Netzzugangsentgelte, die nur von den jeweiligen H2-Netznutzern\r\ngezahlt werden, nicht tragfähig sind und dem Hochlauf daher – konträr zu den in diesem\r\nGutachten ausführlich dargestellten Transformationszielen der GasVO und GasRL – entgegen\r\nstünden.\r\n3. Ergebnis\r\nIm Ergebnis bleibt damit festzuhalten, dass eine Abbildung von Kosten, die mit H2-Neubaumaßnahmen\r\neinhergehen, unter den Voraussetzungen des Art. 5 Abs. 4-6 GasVO als\r\nein von der Regulierungsbehörde zu genehmigender Finanztransfer zulässig sein kann.\r\nVoraussetzung hierfür ist die Feststellung der Regulierungsbehörde, dass die Finanzierung\r\nbetreffender Netze über Netzentgelte, die nur von den jeweiligen Netznutzern gezahlt\r\nwerden, nicht tragfähig ist. Entsprechend der Definition des Begriffs „Netznutzer“ ist hierbei\r\nauch auf potenzielle, also zukünftige Kunden abzustellen. Das bedeutet konkret, dass\r\nein Finanztransfer auch bereits dann zulässig sein kann, wenn an das betreffende Netz\r\nphysisch noch keine Netznutzer angeschlossen sind. Die Einbeziehung auch „potenzieller\r\nKunden“ in die Definition des Netznutzers erfordert es sodann jedoch, eine Konkretisierung\r\ndahingehend vorzunehmen, ab welchem Grad der Wahrscheinlichkeit des Anschlusses\r\nzukünftiger Netzkunden von einem „potenziellen Kunden“ gesprochen werden kann.\r\nInsoweit ist auch die Verweisung des Art. 56 Abs 5 GasRL von Relevanz, der vorgibt, dass\r\ndie Regulierungsbehörde bei der Genehmigung besonderer Entgelte im Sinne des Art. 5\r\nGasVO die Ergebnisse der Prüfung des Entwicklungsplans für das Wasserstoffverteilernetz\r\nzu berücksichtigen hat. Damit verbunden ist folglich eine Bedarfsprüfung, die jedoch\r\n75\r\nim Lichte der Ziele der GasRL vorzunehmen ist, und daher auch den Auftrag an die Mitgliedstaaten\r\nzu berücksichtigen hat, zugunsten der Marktakteure Anreize für Investitionen\r\ndurch Gewährleistung der Refinanzierbarkeit zu schaffen.\r\nZum Hochlauf der Wasserstoff-Infrastruktur in Deutschland bedarf es der Ausgestaltung\r\nder Methodik eines (zulässigen) Finanztransfers im nationalen Rechtsrahmen sowie durch\r\ndie nationale Regulierungsbehörde, wobei ACER auch diesbezüglich Empfehlungen abgeben\r\ndarf. Adressiert sind insoweit die Mitgliedstaaten. Inwiefern dies bedeutet, dass die\r\nMethodik normativ (umfassend) im nationalen Rechtsrahmen verankert sein muss, oder\r\ndiese nicht vielmehr durch die Regulierungsbehörde unabhängig ausgestaltet werden können\r\nmuss, bedürfte einer vertiefenden Prüfung.\r\nDISCLAIMER: Die vorstehende gutachterliche Stellungnahme gibt ausschließlich die Rechtsauffassung\r\nvon Rosin Büdenbender Rechtsanwaltsgesellschaft mbH wieder. Es ist nicht auszuschließen, dass eine\r\nBehörde oder ein Gericht bezüglich einzelner sich stellender Rechtsfragen eine andere Auffassung vertritt.\r\n***"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015498","regulatoryProjectTitle":"Tragfähiger rechtlicher Rahmen für eine Transformationsregulierung für Erdgasverteilernetzbetreiber","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4c/5a/724738/Stellungnahme-Gutachten-SG2604200033.pdf","pdfPageCount":10,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets (RL (EU) 2024/1788) vom 25. März 2026\r\nHintergrund und Vorstellung der Interessensvertreter:\r\nDie Transformation der Gasverteilernetze ist eine zentrale Voraussetzung für das Gelingen der Energiewende. Mit dem aktuellen Gesetzesvorhaben zur Umsetzung der Planungsvorschriften der Gasbinnenmarktrichtlinie wird dieser Transformation mit dem Verteilernetzentwicklungs-plan (VNEP) erstmals ein kohärenter rechtlicher Rahmen gegeben.\r\nUm frühzeitig die Konzeptionierung und prozessualen Notwendigkeiten der Gasverteilernetzplanung bzw. des VNEP ausgestalten und bewerten zu können und einen Austausch mit Gesetzgeber und Regulierungsbehörden zu ermöglichen, haben sich deutschlandweit zehn Gasverteilernetzbetreiber in einer Projektgruppe zusammengeschlossen („Pilotgruppe VNEP“), die bereits zeitnah eine Einreichung eines VNEPs bei den Regulierungsbehörden beabsichtigen.\r\nAn der Pilotgruppe VNEP beteiligen sich folgende Gasverteilernetzbetreiber:\r\nDie Pilotgruppe VNEP befasst sich mit der Frage, wie die Gasverteilernetze in Deutschland zukunftsfähig weiterentwickelt werden können. Hierzu arbeiten die Unternehmen zusammen, um ein Konzept zu entwickeln, welches die Abgabe eines Verteilernetzentwicklungsplans bereits im Jahr 2026 ermöglicht, sobald notwendige Rahmenbedingungen, inklusive der Eck-punkte für die Finanzierung, hinreichend und klar erkennbar sind. Hierbei werden sowohl die Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen zum Aufbau von Wasserstoffverteilernetzen als auch zur Stilllegung von Gasverteilernetzen betrachtet. Seit 2022 sammeln die Unternehmen im Rahmen des sogenannten Gasnetzgebietstransformationsplans (GTP) jährlich zunehmend Erfahrung mit der Planung der Verteilnetztransformation. Diese Erfahrungen fließen nun in die Arbeit am Verteilernetzentwicklungsplan (VNEP) ein und bilden – gestützt durch daraus entstandene konkrete Projekte – eine wichtige Grundlage für eine mögliche Einreichung von VNEPs bei der Regulierungsbehörde im Jahr 2026.\r\nZentraler Arbeitsfokus der Pilotgruppe ist neben dem Entwurf von branchentauglichen Standards auf Basis realer Projekte die Identifikation von Hindernissen und kritischen Punkten. Nach gemeinsamer Analyse des Gesetzesentwurfs sehen wir insbesondere die folgenden Ausgestaltungspunkte als kritisch an und möchten dem Gesetzgeber dringlich eine Anpassung nahelegen, um eine Umsetzbarkeit für Gasverteilernetzbetreiber in Deutschland zu ermöglichen als auch den hieraus resultierenden Bürokratieaufwand bei den zuständigen Behörden angemessen zu halten.\r\nÜbersicht über die wesentlichen Punkte (gesetzliche Reihenfolge):\r\nDie Projektgruppe möchte hierbei die Punkte v., vi. und vii. besonders betonen.\r\ni. § 16b Abs. 5 S. 4: Keine unverzüglichen Aktualisierungspflichten\r\nii. § 16d Abs. 3 Nr. 1: Möglichkeit zur Stilllegung auf Basis planerischer und wirtschaftlicher Erwägungen\r\niii. § 16e Abs. 1: Zuständigkeit der Regulierungsbehörden sinnvoll ausgestalten\r\niv. § 16e Abs. 2:\r\na. Keine Anfechtbarkeit durch Dritte\r\nb. Begrenzung der Frist für die behördliche Genehmigung\r\nv. § 17l Abs. 4: Verkürzung von Ankündigungsfristen\r\nvi. § 17l Abs. 6: Keine Verhinderung von Transformation/Stilllegung durch verspätete kWP-Maßnahmen\r\nvii. § 28o: Finanzinstrumente ermöglichen\r\nDie Ausführung und Begründung der einzelnen Punkte sind im Folgenden zu finden.\r\ni. § 16b Abs. 5 S. 4: Keine unverzüglichen Aktualisierungspflichten\r\nAusgangspunkt:\r\nDer aktuelle Formulierungsvorschlag sieht vor, VNEPs unverzüglich bei der Bestätigungsbehörde einzureichen, wenn der vorliegende VNEP nicht mehr mit dem aktuellen NEP oder der aktuellen kommunalen Wärmeplanung (kWP) übereinstimmt:\r\nForderung:\r\nWir fordern stattdessen den Wortlaut des § 16b Abs. 5 aus dem ursprünglichen Referentenentwurf wieder aufzunehmen, der diese Pflicht noch nicht vorsah:\r\n„(5) (…) Auf die Aktualisierungen nach den Sätzen 1 bis 3 ist § 16c Absatz 5 mit der Maßgabe anzuwenden, dass die aktualisierten Verteilernetzentwicklungspläne bei der zuständigen Behörde im Fall von Satz 1 vier Jahre und im Fall von den Sätzen 2 und 3 zwei Jahre nach der jeweiligen Bestätigung des vorangegangen Verteilernetzentwicklungsplans nach § 16e Absatz 2 Satz 1 einzureichen sind (…)“\r\nHilfsweise regen wir an, zu prüfen, ob bei Änderungen ein vereinfachtes Verfahren in Form eines Anzeigeverfahrens angewendet werden kann.\r\nBegründung:\r\nVNEPs, die z. B. mehrere kWPs als Eingangsgrößen berücksichtigen, stehen vor der Herausforderung, dass die verschiedenen kWPs unterschiedliche Aktualisierungszeiträume aufweisen. Im ungünstigsten Fall kann dies dazu führen, dass ein einzelner VNEP mehrfach inner-halb der gesetzlichen Aktualisierungsfrist von vier Jahren gemäß § 16b Abs. 5 S. 2 oder 3 EnWG-E erneuert werden muss. Diese Situation führt nicht nur bei den Gasverteilernetzbetreibern zu einem erhöhten administrativen Aufwand, sondern betrifft auch die jeweils zuständige Prüfbehörde. Insbesondere besteht die Möglichkeit, dass der „gleiche“ VNEP innerhalb eines Zeitraums von vier oder zwei Jahren mehrfach zur Bestätigung vorgelegt werden muss. Dies erhöht insgesamt den Bearbeitungsaufwand auf Seiten aller beteiligten Stellen erheblich.\r\nWeiterhin stellt sich die Frage, ob der gegenwärtige Aufwand im Sinne der Behörde und der Gasverteilernetzbetreiber ist. Hier könnte ein Vorschlag zur Umstellung vom Konsultations-verfahren hin zum Anzeigeverfahren für ein vereinfachtes Verfahren sinnvoll sein. Dabei wäre als Standard eine 2-jährige Aktualisierung vorgesehen; das Anzeigeverfahren käme nur dann zum Einsatz, wenn die kWP signifikante Änderungen auslöst, die im VNEP berücksichtigt wer-den müssen. Ein solcher Ablauf würde die Prozesse vereinfachen und die Arbeitslast für alle Beteiligten reduzieren.\r\nii. § 16d Abs. 3 Nr.1: Möglichkeit zur Stilllegung auf Basis planerischer und wirtschaftlicher Erwägungen\r\nAusgangspunkt:\r\nDie Voraussetzungen zur Erstellung eines Verteilernetzentwicklungsplanes, der die dauer-hafte Außerbetriebnahme des Gasverteilernetzes oder Teilen davon gem. §§ 16b, 16d Gesetzentwurf vorsieht, enthalten materiell u. a. Prognosen zur Erdgasnachfrage und -versorgung, sowie den Abgleich/ die Berücksichtigung von Plänen (u. a. kWP, NEP) ebenso wie Strategien (u. a. Systementwicklungsstrategie, Szenariorahmen). Eine Außerbetriebnahme aus wirtschaftlichen oder planerischen Gesichtspunkten ist dabei bisher nicht vorgesehen.\r\nForderung:\r\nWir sprechen uns für die Ergänzung der prognostischen und technischen Erwägungen, um optionale wirtschaftliche und planerische Erwägungen aus, da diese für die Entscheidung zur Außerbetriebnahme des Gasverteilernetzes oder Teilen davon relevant sein können. Dafür ist neu am Ende von § 16d Absatz 3 Nr. 1 folgende Textpassage anzufügen:\r\n„und können zusätzlich im Fall einer dauerhaften Außerbetriebnahme des Gasverteilernetzes, von Teilen des Netzes oder Leitungen planerische und wirtschaftliche Erwägungen enthalten.“\r\nBegründung:\r\nEs besteht das Risiko, dass die Erfüllung der Anforderung einer „dauerhaften Verringerung der Erdgasnachfrage“ für die Erstellung von VNEPs nach § 16b Abs. 2 erschwert wird. Dies könnte u. a. auf die Technologieoffenheit der Eckpunkte des Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) zurückgeführt werden.\r\nDeswegen erweitert der Textvorschlag die Anforderungen für die Verteilernetzentwicklungs-von prognostischen und technischen Parametern zusätzlich, um die Möglichkeit auch planerische und wirtschaftliche Erwägungen bei der Erstellung einbeziehen zu können. Planerische Erwägungen berücksichtigen beispielsweise den Zeitbedarf, der für die Außerbetriebnahme des Gasverteilernetzes erforderlich ist, um die Klimaneutralität bis 2045 sicherzustellen.\r\nDie Berücksichtigung von wirtschaftlichen Erwägungen durch den Gasverteilernetzbetreiber (z. B. die Vorhaltung/ Planung von Personalkapazitäten oder die Bewertung von Instandhaltungs- & Erneuerungskosten) ist für eine effiziente Netzbewirtschaftung erforderlich.\r\niii. § 16e Abs. 1: Zuständigkeit der Regulierungsbehörden sinnvoll ausgestalten\r\nAusgangspunkt:\r\nIn § 16e Abs. 1 wird die Zuständigkeit der BNetzA nur im Falle von mehr als 200.000 angeschlossenen Kunden im Rahmen des VNEPs vorgesehen. Dies widerspricht der allgemeinen Zuständigkeit der BNetzA gemäß § 54 EnWG (hier ist die Schwelle 100.000). Zudem wird bei bundeslandübergreifenden Plänen die Landesregulierungsbehörde, in deren Gebiet die Mehrzahl, der vom VNEP betroffenen Kunden liegt, als zuständig gesetzt.\r\nForderung:\r\nAbsatz 1 sollte wie folgt geändert werden:\r\n„(1) Die für die Prüfung und Bestätigung von Verteilernetzentwicklungsplänen\r\nzuständige Behörde ist die für den einreichenden Verteilnetzbetreiber nach § 54 zu-ständige Regulierungsbehörde. Wird ein Verteilernetzentwicklungsplan gemeinsam von mehreren Verteilnetzbetreibern eingereicht, die für die nach § 54 unterschiedlichen Regulierungsbehörden zuständig sind, liegt die Zuständigkeit bei der Bundesnetzagentur.\r\n1. die Bundesnetzagentur, sofern in dem Netzgebiet oder den Netzgebieten, auf das\r\noder die sich der jeweilige Verteilernetzentwicklungsplan bezieht, im Zeitpunkt der\r\nVorlage nach § 16c Absatz 5 kumuliert insgesamt mehr als 200 000 Gas- und\r\nWasserstoffkunden unmittelbar angeschlossen sind,\r\n2. in allen übrigen Fällen die nach Landesrecht zuständige Behörde.\r\nReichen das Netzgebiet oder die Netzgebiete im Falle des Satzes 1 Nummer 2 über\r\ndas Gebiet eines Landes hinaus, so ist die Behörde desjenigen Landes zuständig, in\r\ndessen Gebiet kumuliert die meisten der vom jeweiligen Verteilernetzentwicklungsplan betroffenen Gas- und Wasserstoffkunden unmittelbar angeschlossen sind. Die nach Satz 2 zuständige Behörde trifft die Entscheidungen nach den Absätzen 2 und 3 im Einvernehmen mit den nach dem Landesrecht der übrigen betroffenen Länder\r\nzuständigen Behörde.“\r\nBegründung:\r\nDie Zuständigkeit der Bundesnetzagentur soll nicht anhand der im VNEP betrachteten Anschlüsse festgelegt werden, sondern auf Basis der Zuständigkeit im Rahmen der Anreizregulierung für Gas. Es ist grundsätzlich davon auszugehen, dass alle zukünftigen Wasserstoffnetzbetreiber von hierfür relevanter Größenordnung bereits heute der Erdgasregulierung unterliegen.\r\nHieraus ergibt sich auch, dass im Falle von länderübergreifenden Plänen stets die Bundesnetzagentur zuständig ist.\r\nBei der folgenden Ausgestaltung der Wasserstoffregulierung ist die Zuständigkeit analog zu Strom und Gas ebenso in § 54 EnWG zu verankern.\r\nEs ist nicht ersichtlich, inwieweit die von der Größenschwelle der Anreizregulierung abweichende Anzahl der unmittelbar angeschlossenen Gas- und Wasserstoffkunden von 200.000 als Tatbestand für die Zuständigkeit der Bundesnetzagentur zielführend sein soll.\r\nDurch die Verweisung der Zuständigkeit bei länderübergreifenden Plänen auf Länderebene er-folgt eine Konkurrenz zwischen Landesrechten. Es ist aktuell nicht sichergestellt, dass die jeweiligen Landesgesetze in der Art miteinander harmonisiert sind. Eine Zuweisung der sachlichen Zuständigkeit an die BNetzA bei länderübergreifenden Netzgebieten sollte daher analog § 54 EnWG vorgesehen werden.\r\niv. § 16e Abs. 2:\r\n• Keine Anfechtbarkeit durch Dritte\r\n• Begrenzung der Frist für die behördliche Genehmigung\r\nAusgangspunkt:\r\nDer aktuelle Kabinettsbeschluss lautet wie folgt:\r\n„Die nach Absatz 1 zuständige Behörde bestätigt den Verteilernetzentwicklungsplan, sofern er den Anforderungen nach den §§ 16c und 16d entspricht.“\r\nHierbei wurde im Vergleich zum Referentenentwurf der Satz 2 („Die Bestätigung ist nicht selbstständig durch Dritte anfechtbar.“) kommentarlos gestrichen.\r\nDer Regulierungsbehörde werde dabei zudem keinerlei Fristen für die Prüfung der Pläne ge-setzt.\r\nForderung:\r\nIn der Formulierung von Abs. 2 soll Satz 2 aus dem Referentenentwurf und eine angemessene Frist mit automatischer Genehmigung nach deren Verstreichen aufgenommen werden:\r\n„(2) Die nach Absatz 1 zuständige Behörde bestätigt den Verteilernetzentwicklungs-plan, sofern er den Anforderungen nach den §§ 16c und 16d entspricht. Der Verteiler-netzentwicklungsplan ist von der zuständigen Behörde nach Absatz 1 innerhalb von sechs Monaten nach Zustellung bei der zuständigen Behörde zu bestätigen. Sollte innerhalb der nach Satz 2 gestellten Frist keine Bestätigung der zuständigen Behörde erfolgen, so gilt der Verteilernetzentwicklungsplan als bestätigt. Die Bestätigung ist nicht selbstständig durch Dritte anfechtbar.“\r\nBegründung:\r\nDie Festlegung einer verbindlichen Frist für die behördliche Entscheidung ist vor dem Hintergrund der vom Gesetzgeber verfolgten Klimaziele sowie der in den §§ 16b ff. EnWG-E gegen-über den Netzbetreibern vorgesehenen gesetzlichen Fristen zwingend erforderlich. Ohne eine zeitliche Bindung der Entscheidung der zuständigen Behörde besteht die Gefahr, dass die im EnWG-E vorgesehenen Maßnahmen faktisch durch behördliche Verzögerungen aufgehalten werden und sich die Umsetzung der Netztransformation unnötig verzögert.\r\nDarüber hinaus sollte der im Referentenentwurf (Stand November 2025) enthaltene Satz 2 des § 16e Abs. 2 („Die Bestätigung ist nicht selbstständig durch Dritte anfechtbar.“) im finalen Gesetz wieder aufgenommen werden. Durch dessen Streichung wird Dritten die Möglichkeit eröffnet, Rechtsmittel gegen die Bestätigung des Verteilernetzentwicklungsplans einzulegen. Dies birgt erhebliche Risiken für Verzögerungen in der Umsetzung der Verteilernetzentwicklungspläne und schafft zusätzliche Unsicherheiten hinsichtlich der Rechts- und Investitionssicherheit für die Netzbetreiber. Die Streichung des Anfechtungsausschlusses steht im Widerspruch zum erklärten Ziel der Bundesregierung, Bürokratie abzubauen. Anstelle einer Verfahrensvereinfachung wird zusätzlicher administrativer und rechtlicher Aufwand erzeugt, der die Umsetzung zentraler energie- und klimapolitischer Vorhaben erschwert.\r\nv. § 17l Abs. 4: Verkürzung von Ankündigungsfristen\r\nAusgangspunkt: Bei der Umstellung von Verteilernetzen auf Wasserstoff ist gegenwärtig eine 10-jährige Ankündigungsfrist vorgesehen.\r\nForderung:\r\nAnalog zur Stilllegung beim Vorhandensein einer Fernwärmeversorgung, sollte eine Fristverkürzung auf 5 Jahre auch im Falle der Anschlussmöglichkeit an ein Wasserstoffnetz aufgenommen werden. Hierzu regen wir an § 17l Abs. 4 folgend zu ergänzen:\r\n„[…] wenn sich der von der Trennung betroffene Anschlussnehmer zum Zeitpunkt der Trennung des Netzanschlusses an ein Wärmenetz oder Wasserstoffnetz anschließen\r\nlassen kann. Im Falle eines Wasserstoffnetzes ist dies anzunehmen, wenn ein solcher Anschluss auf Basis eines bei der Regulierungsbehörde eingereichten Verteilernetzentwicklunsplans oder dem Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff erwartbar ist. Im Falle eines Wärmenetzes ist dies anzunehmen, wenn […]“\r\nZudem ist folgender Satz aufzunehmen:\r\n„Sollten die Voraussetzungen für eine Fristverkürzung nur für Teile eines Verteilernetzentwicklungsplans gelten, so kann die Fristverkürzung auf diese Teile beschränkt genehmigt werden.“\r\nEinschätzung:\r\nAn eine 10-jährige Ankündigungsfrist knüpfen sich technische Umstellzeiträume an. Betrachtet man die L-H-Gas-Umstellung (10 Jahre Dauer) im Vergleich, wird erkenntlich, dass eine 10-jährige Frist nicht mit den Klimazielen von Bund und Ländern vereinbar ist und die rechtzeitige Transformation der Gasverteilernetze unnötig verhindert wird. Im Falle von umfangreichen VNEPs mit mehreren Maßnahmen sollen Fristverkürzungen auch partiell, spezifisch und um-setzungsgerecht ermöglicht werden, ohne dass dazu die Notwendigkeit besteht, den VNEP in mehrere VNEPs aufzuteilen. Dies ist insbesondere auch bei der regionalen Bündelung von Plänen sinnvoll und zielführend.\r\nvi. § 17l Abs. 6: Keine Verhinderung von Transformation/Stilllegung durch verspätete kWP-Maßnahmen\r\nAusgangspunkt:\r\nDer Regierungsentwurf sieht vor, dass der Anschlussnehmer nicht vom Netz getrennt werden darf, wenn zwei Jahre vor dem Termin der Trennung absehbar ist, dass der Anschlussnehmer nicht an das Wärmenetz angeschlossen werden kann. Somit wäre der Gasverteilernetzbetreiber verpflichtet, seine bestätigte Planungsausführung zu stoppen und zu verschieben.\r\nForderung:\r\nErsatzlose Streichung des § 17l Abs. 6 EnWG-E.\r\n„(6) Abweichend von Absatz 1 darf ein Anschluss nicht getrennt werden, wenn zwei Jahre vor dem Termin zur Trennung des Anschlusses absehbar ist, dass im Zeitpunkt der Anschlusstrennung die Wärmeversorgungsart, die für das Teilgebiet, in dem sich der Netzanschluss befindet, im aktuellen Wärmeplan als besonders geeignet eingestuft wird, aller Wahrscheinlichkeit nach für den Anschlussnehmer nicht zur Verfügung stehen wird. Im Fall des Satzes 1 hat der Betreiber\r\ndes Gasverteilernetzes einen neuen Termin zur Anschlusstrennung zu bestimmen, wobei mit Blick auf den neuen Termin Satz 1 sowie Absatz 1 Nummer 5 entsprechend anzuwenden sind.“\r\nBegründung:\r\nDie aktuelle Ausgestaltung des § 17l Abs. 6 EnWG-E birgt die Gefahr, die Erreichung der Klimaneutralitätsziele sowohl auf Landes- als auch auf Bundesebene zu gefährden. Insbesondere besteht die Möglichkeit, dass die Abtrennfrist mehrfach um jeweils zwei Jahre verschoben werden kann, etwa wenn ein geplantes Wärmenetz nicht rechtzeitig fertiggestellt wird. Hierbei ist auch zu bedenken, dass eine solche Verschiebung in einer regionalen Planung gravierende Seiteneffekte haben kann: Wird ein Netzbetreiber zur Aufrechterhaltung der Erdgasversorgung in einem Gebiet gezwungen, dessen versorgende Regionalleitung eigentlich für eine Transformation zu Wasserstoff vorgesehen war, so kann dadurch die Transformation anderer durch diese Leitung versorgter Gebiete zu Wasserstoff ebenso verzögert werden. Dies hat gegebenenfalls gravierende wirtschaftliche Auswirkungen auf Wirtschaftsbetriebe, die ihre Produktionsstraßen auf eine Umstellung auf Wasserstoff vorbereitet und auf den Umstellungszeitpunkt vertraut haben. Diese potenziellen Verzögerungen dürfen nicht zulasten des Gasverteilernetzbetreibers und anderer Verbraucher gehen, da die Nicht-Realisierung oder verspätete Realisierung von Wärmenetzen nicht im Verantwortungsbereich des Gasverteilernetzbetreibers liegt.\r\nNeben einer Verzögerung durch den Wärmenetzbetreiber besteht parallel die Gefahr, dass in kWP-Gebieten, in denen eine dezentrale Wärmeversorgung vorgesehen ist, ein Untätigbleiben von bestehenden Anschlussnehmern dazu führen könnte, dass deren Anschluss nicht recht-zeitig zur Verfügung gestellt werden kann. Auch in diesem Fall wäre eine Aufschiebung ein unverhältnismäßiger Eingriff in die Rechte der Netzbetreiber.\r\nUm die Planungssicherheit der Netzbetreiber nicht erheblich zu beeinträchtigen und so den Transformationsprozess der Wärmewende zu gefährden, ist der Absatz zu streichen.\r\nvii. § 28o: Finanzinstrumente ermöglichen\r\nAusgangspunkt:\r\nEs bleibt weiterhin unklar, wie die Finanzierung des Wasserstoffverteilernetzes ausgestaltet werden soll. Die EU-Gas/H2-Verordnung erlaubt abweichend vom grundsätzlichen Quersub-ventionierungsverbot in engen Grenzen temporäre Finanztransfers, sofern die Mitgliedstaaten eine intertemporale Kostenverteilung – was im EnWG-E in § 28o Abs. 2 Nr. 3 nunmehr angelegt ist – und ergänzend gem. Artikel 5 Abs. 4 EU-VO 2024/1789 temporäre Finanztransfers gestatten. Diese grundsätzliche Möglichkeit temporärer Finanztransfers fehlt im vorliegenden\r\n10 von 10\r\nEnWG-E jedoch. Dies könnte mit der vorgeschlagenen Ergänzung in § 28o Abs. 2 Ziffer 3 EnWG-E adressiert werden:\r\nForderung:\r\nGegenwärtig ist aus den Instrumenten aus Artikel 5 EU-VO 2024/1789 im EnWG nur die inter-temporale Kostenverschiebung erwähnt (siehe § 28o Abs. 2 Nr. 3 EnWG-E) und deren Ermöglichung der BNetzA überlassen. Beide Instrumente aus Artikel 5 – Intertemporale Kostenverschiebung und Finanztransfers – sollten im EnWG grundsätzlich ermöglicht werden und die Ausgestaltung der Modalitäten sowie die Einzelfallprüfung der BNetzA übertragen werden.\r\nBegründung:\r\nEine Verankerung beider Mechanismen im EnWG ist zentral für die zukünftige Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen. Durch die Verankerung obliegt der BNetzA die weitere Prüfung und Ausgestaltung gemäß ihrer Festlegungskompetenz.\r\nZusätzlicher Hinweis: Diese beiden Instrumente dienen der Senkung von Netzentgelten im Wasserstoffnetz nach der Umstellung/Inbetriebnahme. Da viele technische Maßnahmen vor der Umstellung auf Wasserstoff noch während des Erdgasbetriebs erfolgen müssen, ist sicherzustellen, dass Vorbereitungen der Netztransformation zu Wasserstoff in der Erdgasregulierung anerkannt werden (spätestens nach Genehmigung eines VNEPs, sinnvollerweise sind jedoch auch Regelinvestitionen im Gasverteilernetz H2-ready durchzuführen).\r\nFazit\r\nDie aufgezeigten Punkte machen den dringenden Anpassungsbedarf deutlich. Der Gesetzentwurf sollte daher an den benannten Stellen überarbeitet werden, um die Weichen für die Transformation der Gasverteilnetze jetzt richtig zu stellen. Der aktuelle Kabinettsbeschluss bildet die hierfür notwendige Praxistauglichkeit noch nicht ausreichend ab. Eine solche Ausgestaltung ist jedoch die zentrale Voraussetzung, um die Transformation verlässlich und mit der erforderlichen Geschwindigkeit voranzubringen. Wir fordern deshalb nachdrücklich, die vorgeschlagenen Anpassungen im weiteren Gesetzgebungsverfahren einzuarbeiten."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-04-20"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}