{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.22/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.22.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-05-25T16:54:43.173+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R006849","registerEntryDetails":{"registerEntryId":46897,"legislation":"GL2024","version":3,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R006849/46897","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f4/23/602148/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R006849-2025-08-14_15-40-27.pdf","validFromDate":"2025-08-14T15:40:27.000+02:00","validUntilDate":"2025-11-18T10:45:40.000+01:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2025-08-14T15:40:27.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-11-20T11:20:50.000+01:00","untilDate":"2025-11-18T10:45:40.000+01:00"}],"inactiveDateRanges":[{"fromDate":"2025-11-18T10:45:40.000+01:00"}],"inactiveLobbyistStartDate":"2025-11-18T10:45:40.134+01:00","firstPublicationDate":"2024-07-11T16:12:53.000+02:00","lastUpdateDate":"2025-08-14T15:40:27.000+02:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":46897,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R006849/46897","version":3,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-08-14T15:40:27.000+02:00","validUntilDate":"2025-11-18T10:45:40.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":45859,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R006849/45859","version":2,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-11-20T11:20:50.000+01:00","validUntilDate":"2025-08-14T15:40:27.000+02:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"Hynamics Deutschland 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":"+4915253209240","emails":[{"email":"marc.ackermann@hynamics.de"},{"email":"pauline.mathieu@hynamics.de"}],"websites":[{"website":"---"}]},"address":{"type":"NATIONAL","street":"Friedrichstraße","streetNumber":"94","zipCode":"10117","city":"Berlin","country":{"code":"DE","de":"Deutschland","en":"Germany"}},"capitalCityRepresentationPresent":false,"legalRepresentatives":[{"lastName":"Hirtz","firstName":"Raphael","function":"Geschäftsführer","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}}],"entrustedPersonsPresent":true,"entrustedPersons":[{"lastName":"Mathieu","firstName":"Pauline","recentGovernmentFunctionPresent":false}],"membersPresent":false,"membershipsPresent":true,"memberships":[{"membership":"Deutscher Wasserstoffverband e.V."},{"membership":"HYPOS Hydrogen Power Storage & Solutions East Germany e.V."},{"membership":"Aviation Initiative for Renewable Energy in Germany e.V."},{"membership":"Erneuerbare Energien Hamburg (EEHH)"},{"membership":"Trinationale Wasserstoff Initiative 3H2"}]},"activitiesAndInterests":{"activity":{"code":"ACT_ORGANIZATION_V2","de":"Sonstiges Unternehmen","en":"Other company"},"typesOfExercisingLobbyWork":[{"code":"SELF_OPERATED_OWN_INTEREST","de":"Die Interessenvertretung wird in eigenem Interesse selbst wahrgenommen","en":"Interest representation is self-performed in its own interest"},{"code":"CONTRACTS_OPERATED_BY_THIRD_PARTY","de":"Die Interessenvertretung wird in eigenem Interesse durch die Beauftragung Dritter wahrgenommen","en":"Contracts are awarded to third parties to represent own interests of the company"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"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_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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}],"activityDescription":"Die Hynamics Deutschland GmbH ist im Bereich der Projektentwicklung sowie der Realisierung und des Betriebs von Produktionsanlagen zur Herstellung von grünem Wasserstoff tätig. Im Rahmen dieser Tätigkeit nehmen Vertreterinnen und Vertreter der Hynamics an Veranstaltungen wie Kongressen, Branchentreffen und Verbandstreffen teil. Desweiteren erstellt die Hynamics direkt oder über ihre Verbandsmitgliedschaften Stellungnahmen zu regulatorischen Themen der Wasserstoffbranche. Daneben finden Expertenaustausche mit Vertretern der jeweiligen Ministerien zur fachlicher Unterfütterung der Gesetzesvorhaben statt.    "},"employeesInvolvedInLobbying":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","employeeFTE":0.6},"financialExpenses":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","financialExpensesEuro":{"from":60001,"to":70000}},"mainFundingSources":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","mainFundingSources":[{"code":"MFS_ECONOMIC_ACTIVITY","de":"Wirtschaftliche Tätigkeit","en":"Economic activity"}]},"publicAllowances":{"publicAllowancesPresent":false,"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31"},"donators":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalDonationsEuro":{"from":0,"to":0}},"membershipFees":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalMembershipFees":{"from":0,"to":0},"individualContributorsPresent":false,"individualContributors":[]},"annualReports":{"annualReportPreviousLastFiscalYearExists":true,"previousLastFiscalYearStart":"2023-01-01","previousLastFiscalYearEnd":"2023-12-31","annualReportPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/42/01/602137/20240530-Jahresabschluss-2023-Hynamics-Deutschland-GmbH-signed.pdf"},"regulatoryProjects":{"regulatoryProjectsPresent":true,"regulatoryProjectsCount":9,"regulatoryProjects":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0011004","title":"Novellierung der 37. BImSchV, 38. BImSchV und des §37a BimSchG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Hynamics setzt sich für die Implementierung einer RFNBO-Mindestquote im Verkehr- und im Industriesektor (Umsetzung REDIII) und für die Novellierung des THG-Quote-Markts, um Wasserstoffprojekte wettbewerbsfähig zu machen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Verordnung zur Neufassung der Siebenunddreißigsten Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 37 2024","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_37_2024"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011006","title":"Neuer §13k EnWG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Abstimmung der Umsetzung zum Umgang der Abregelungsmengen RE für Nutzung zur Produktion von grünem Wasserstoff. Hynamics setzt sich für Regeln, die für die Teilnahme von Elektrolyseuren an dem Mechanismus geeignet sind.","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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013292","title":"Methodik der CO2 Berechnung im RFNBO und Low-carbon Delegated Acts","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Hynamics plädiert für die Möglichkeit, einen stündlichen Durchschnitt benutzen zu dürfen, um die CO2 Intensität eines nationalen elektrischen Mixes zu berechnen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Neufassung der Siebenunddreißigsten Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 37 2024","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_37_2024"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013293","title":"Neue Kraftwerkstrategiesicherheitsgesetz ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Antwort zur Konsultation über die Kraftwerkstrategie der Bundesregierung. Hynamics plädiert für die Förderung von grünem Wasserstoff-Verbrauch in den Kraftwerken.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013294","title":"Erweiterung des Anwendungsbereichs im Wasserstoffbeschleunigungsgesetz zur Beschleunigung der gesamten Wasserstoffwertschöpfungskett","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","printingNumber":"265/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0265-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-beschleunigung-der-verf%C3%BCgbarkeit-von-wasserstoff-und-zur-%C3%A4nderung/312436","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Hynamics begrüßt das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz und die vorgesehenen Maßnahmen zur Digitalisierung und Beschleunigung von Genehmigungsverfahren. Kritisch angemerkt wird jedoch, dass wichtige Anlagen wie Wasserstoffeinspeiseanlagen und Erzeugungsanlagen für Wasserstoffderivate nicht im Anwendungsbereich berücksichtigt sind. Diese sind essenziell für die Versorgungssicherheit und den Markthochlauf. Hynamics fordert daher eine Erweiterung der Definition in Paragraph 2, um auch diese Anlagen zu erfassen und die gesamte Wertschöpfungskette der Wasserstoffwirtschaft zu beschleunigen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019061","title":"Verordnung zur Anrechnung von strombasierten Kraftstoffen und mitverarbeiteten biogenen Ölen auf die Treibhausgasquote - 37. BImSchV","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Verordnung zur Neufassung der siebenunddreißigsten Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes - (Verordnung zur Anrechnung von strombasierten Kraftstoffen und mitverarbeiteten biogenen Ölen auf die Treibhausgasquote - 37. BImSchV)","printingNumber":"20/9844","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/098/2009844.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/verordnung-zur-neufassung-der-siebenunddrei%C3%9Figsten-verordnung-zur-durchf%C3%BChrung-des-bundes/307079","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz","shortTitle":"BMUV","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmuv.de/"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Hynamics plädiert dafür, die im Delegierten Rechtsakt 2023/1184 festgelegten aktuellen Strombezugskriterien für die Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff auf das Jahr 2035 zu verschieben.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Neufassung der Siebenunddreißigsten Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 37 2024","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_37_2024"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019062","title":"Reform der Stromnetzentgelte (AgNeS)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Elektrolyseure leisten einen wichtigen Beitrag zur Netzstabilität, indem sie flexibel auf das Angebot erneuerbarer Energien reagieren. Trotz ihrer systemdienlichen Fahrweise erhalten sie keine Vergütung, da sie an langfristige Stromverträge (PPAs) gebunden sind. Hynamics plädiert daher für faire Rahmenbedingungen, insbesondere eine Befreiung von Netzentgelten und dynamische Entgeltsysteme, um die Wirtschaftlichkeit und Flexibilität von Elektrolyseuren zu fördern. Zudem wird vor pauschalen Netzentgelten für Einspeiser gewarnt, da diese die Energiewende verteuern und Investitionen in grüne Technologien gefährden könnten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019063","title":"BNetzA-Konsultation zur Festlegung für die Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes (WANDA) ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Hynamics Deutschland begrüßt den Entwurf zur Ergänzungsfestlegung WANDA, sieht jedoch Anpassungsbedarf bei der Berechnungsmethodik und der Höhe der Netzentgelte. Unklarheiten bestehen hinsichtlich der Bezugswerte. Die angesetzten Netzentgelte von 25e/kWh/h/a sowie die Multiplikatoren werden als zu hoch bewertet und könnten den Markthochlauf von Wasserstoff gefährden. Hynamics plädiert für eine Preisobergrenze in den ersten zehn Jahren, zusätzliche Quartalsprodukte und eine Orientierung der Multiplikatoren an Erdgaswerten. Auch bei der Nutzung von Speichern und unterbrechbaren Kapazitäten werden gezielte Anreize und höhere Rabatte gefordert, um die Wirtschaftlichkeit und Versorgungssicherheit im Wasserstoffsystem zu gewährleisten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019064","title":"Entwurf eines zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhaus gasminderungs-Quote ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Referentenentwurf eines zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","publicationDate":"2025-06-19","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-eines-zweiten-gesetzes-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote","draftBillProjectUrl":"https://www.bundesumweltministerium.de/gesetz/referentenentwurf-eines-zweiten-gesetzes-zur-weiterentwicklung-der-treibhausgasminderungs-quote"}]},"description":"Hynamics begrüßt die nationale Umsetzung der RED III im Verkehrsbereich und betont die zentrale Rolle der THG-Quote für die Dekarbonisierung. Hynamics fordert insgesamt ambitioniertere Zielvorgaben, mehr Investitionssicherheit und eine Stärkung der Systemintegrität.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":8,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0011004","regulatoryProjectTitle":"Novellierung der 37. BImSchV, 38. BImSchV und des §37a BimSchG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e3/61/333623/Stellungnahme-Gutachten-SG2407080025.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier: Kritischer Wasserstoffmarkt und notwendige Anreize für einen Wasserstoffhochlauf\r\nDie aktuellen gesetzlichen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen haben sich in den letzten Monaten stark verändert, sodass die Abwicklung von Projekten, die einer FID nahekommen, kaum möglich ist. Eines der größten Hindernisse ist mit dem BImSchG verbunden. Die Wasserstoffprojekte in Raffinerien sind solche, die mit am schnellsten und am einfachsten implementierbar sind. Die Regierung hat angekündigt, dass 2 GW Wasserstoff aus der “Umsetzung von RED II” kommen sollten, das heißt aus der Erreichung der Ziele für die Einbeziehung erneuerbarer Energien in den Verkehrssektor (§37a BImSchG). Dennoch ist es im Sektor „Raffinerie“ nach wie vor durch den starken Verfall der Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) momentan nicht möglich, ein wirtschaftliches Geschäftsmodell zu entwickeln. Wir begrüßen die Erhöhung des Faktors von zwei auf drei zur Erfüllung von Treibhausgasminderungen durch Wasserstoff. Eine Mehrfachanrechnung ist jedoch aktuell nicht genügend. Unserer Berechnung zufolge müsste bei einer Dreifachanrechnung der THG-Preis auf dem Preisniveau von Sommer 2022 liegen, damit Wasserstoff als Erfüllungsoption attraktiv wird. Das Preisniveau lag bei 400 €/tCO2 und liegt heute bei ca. einem Drittel dieses Preises. Die aktuelle Situation führt unserer Ansicht nach zu einem Ausbremsen des von der Bundesregierung stark kommunizierten und gewünschten Wasserstoffhochlaufs.\r\nDennoch sehen wir Ansätze, wie ein Wasserstoffhochlauf gelingen könnte. Die Förderung grüner Technologien durch Quotenmodelle ist ein klassischer Ansatz, der bereits bei der Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in vielen Staaten erprobt, aufgrund von Schwierigkeiten jedoch häufig aufgegeben wurde. Für die Investoren waren die Einspeisevergütungen mit sicheren Preisen deutlich attraktiver und lösten das Quotenmodell in der Folge häufig ab.\r\nIm Rahmen der THG-Quote zeigt sich mit der Volatilität der Zertifikatspreise nun eine typische Schwäche von Quotenmodellen. Unserer Ansicht nach sind jedoch Möglichkeiten gegeben, die die für Investoren so kritische Volatilität regulieren könnten und somit den THG-Preis für Investitionen planbarer machen. Dabei kann nicht zuletzt aus den Erfahrungen mit Quotenmodellen zur Förderung erneuerbarer Stromerzeugung gelernt werden. Im Folgenden sind fünf Optionen aufgelistet, die jeweils für sich oder kombiniert zu einer sichereren Investition führen und den Wasserstoffhochlauf unterstützen könnten.\r\n1. Einführung von Unterquoten für die notwendige Verwendung von Wasserstoff: Ähnlich zu dem Ansatz des §37a Absatz 4a BImSchG, der einen Mindestanteil an RFNBO für Flugturbinenkraftstoff einsetzt, könnte für eine Stabilisierung des Wasserstoffbedarfs ein Mindestprozentsatz für die Verwendung von RFNBO zur THG-Minderungsoption eingeführt werden. Dies würde zu einer konstanten Nachfrage führen.\r\n2. Streichung von Erfüllungsoptionen: Mit der Anerkennung des so genannten „Brown Grease“ aus China als fortschrittlichen Biodiesel sind zusätzliche Erfüllungsoptionen kurzzeitig hinzugekommen, die zu einem Verfall der THG-Quotenpreise führten. Gegen den Verfall des THG-Quotenpreises sollten importierte Kraftstoffe außerhalb der EU als Erfüllungsoption nicht dienen können, um erstens das Volumen der erzeugten THG-Quoten zu reduzieren und somit den Preis wieder zu erhöhen. Zweitens würde es das Dilemma von nicht überprüfbaren Zertifizierungsprozessen vermeiden (§37a Absatz 5 BImSchG).\r\n3. Einen zum Preis der THG-Quote verknüpften Faktor: Wie wir momentan gesehen haben, ist der Faktor drei bei dem aktuellen Preisniveau der THG-Quoten nicht annähernd ausreichend, um ein wirtschaftliches Geschäftsmodell zu entwickeln. Wir schlagen vor, einen zum THG-Quotenpreis verknüpften und dynamischen H2-Faktor einzuführen. Bei einem niedrigen THG-Quotenpreis würde der Faktor steigen und bei einem hohen Preis, würde der Faktor bis auf eins reduziert werden (§3 37. BImSchV).\r\n4. Die Gültigkeit der akquirierten Zertifikate begrenzen: Die Erfüllungsoptionen des Vorjahres können momentan in das Folgejahr transferiert werden. Dadurch entsteht ein unkontrolliertes Volumen an THG-Quoten. Dies könnte durch eine Befristung der Gültigkeit vermieden werden (§37a Absatz 6 BImSchG).\r\n5. THG-Anrechnungsverpflichtung erhöhen: Um den Bedarf an THG-Quoten zu erhöhen, könnte man die THG-Minderungsziele pro Anlage weiter erhöhen. Es wurde die Nachfrage der Zertifikate erhöhen und dadurch den Preis höher halten (§37a Absatz 4 BImSchG)."},"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":"2024-03-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013292","regulatoryProjectTitle":"Methodik der CO2 Berechnung im RFNBO und Low-carbon Delegated Acts","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9d/4d/374925/Stellungnahme-Gutachten-SG2411080013.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":" 05.09.2024\r\nStellungnahme zum EU delegierten Rechtsakt über kohlenstoffarme Kraftstoffe\r\nWir begrüßen die fortlaufenden Diskussionen im Rahmen der Verordnung über kohlenstoffarme \r\nKraftstoffe. Während kohlenstoffarmer Wasserstoff eine Rolle in dem Wasserstoff-Hochlauf spielen\r\nwird, darf er Projekte für erneuerbaren Wasserstoff nicht gefährden. Der folgende Ansatz soll einen \r\nRechtsrahmen gewährleisten, der einen positiven Beitrag zum Klimaschutz sicherstellt und \r\ngleichzeitig die Kohärenz zwischen der Nutzung von erneuerbarem und kohlenstoffarmem \r\nWasserstoff wahrt.\r\nNur die besten kohlenstoffarmen Technologien zulassen\r\nDer wirksamste Weg zur Dekarbonisierung besteht darin, Emissionen an der Quelle zu verhindern. \r\nSoll kohlenstoffarmer Wasserstoff in diesem Prozess eine Rolle spielen, muss seine Definition \r\nsicherstellen, dass nur die fortschrittlichsten und effizientesten Technologien zugelassen werden. \r\nWir unterstützen die Einbeziehung von vor- und nachgelagerten Emissionen von blauem\r\nWasserstoff sowie die Festlegung von Standardwerten für Methanleckagen, da bislang eine \r\nstandardisierte Methodik fehlt. Dieser Ansatz wird dazu beitragen, das Risiko von \r\nZertifizierungsbetrug zu mindern. Der Preisverfall der THG-Quote hat gezeigt, dass die derzeitigen \r\nZertifizierungssysteme noch anfällig sind. Durch die Verwendung von Standardwerten können wir \r\nsicherstellen, dass fossile Wasserstofflieferanten ihre Treibhausgasemissionen nicht durch \r\nBilanzierungsmöglichkeiten senken und unfair mit erneuerbarem Wasserstoff konkurrieren.\r\n• Schlüsselpunkt: Die Einbeziehung vorgelagerter Emissionen durch strenge und zuverlässige \r\nMethoden ist entscheidend, um gleiche Wettbewerbsbedingungen zwischen \r\nkohlenstoffarmem und erneuerbarem Wasserstoff zu gewährleisten.\r\nPriorisierung von erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biologischen Ursprungs (RFNBO)\r\nWährend die besten kohlenstoffarmen Wasserstofftechnologien in einer frühen Phase die \r\nDekarbonisierungsbemühungen unterstützen werden, besteht das Risiko, dass bedeutende \r\nInvestitionen in spezielle Infrastrukturen wie die CO2 Abscheidung und Speicherung (CCS) zu einer \r\nlangfristigen Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen und begrenzten Speicherkapazitäten führen. \r\nObwohl viele Länder CO2-Managementstrategien entwickeln, bleibt die zukünftige \r\nSpeicherungskapazität der EU unsicher. Deutschland plant beispielsweise, einen beträchtlichen Teil \r\nseines CO2 zu exportieren. Darüber hinaus müsste die CCS-Infrastruktur, um diese Projekte \r\nrentabel zu machen und Fehlinvestitionen zu vermeiden, mindestens 10-15 Jahre in Betrieb sein. \r\nDiese Investitionen könnten jedoch Mittel von Projekten für erneuerbaren Wasserstoff abziehen.\r\n• Schlüsselpunkt: Die überlegene Umweltwirkung von RFNBO muss anerkannt werden, \r\nindem ihm Prioritätsstatus gewährt wird: es sollten klare Unterquoten für RFNBO festgelegt \r\nwerden.\r\nEinführung eines stündlichen Durchschnitts für die CO2-Berechnung\r\nDie delegierten Rechtsakte schlagen drei Methoden zur Berechnung der CO2-Emissionen aus dem \r\nnationalen Stromnetz vor, die für die Wasserstoffproduktion verwendet werden: (1) ein jährlicher \r\nDurchschnitt der CO2-Intensität des Netzes, (2) eine stündliche CO2 Berechnung bei der die\r\n 05.09.2024\r\nIntensität durch die Grenzkosten bestimmende Erzeugungsanlage ermittelt wird oder (3) eine \r\nproportionale Berechnung auf Basis emissionsfreier Stromquellen. Da der deutsche Strommix noch\r\nstark kohlenstoffhaltig ist, ist die ausschließliche Nutzung von Netzstrom für die elektrolytische \r\nWasserstoffproduktion nicht praktikabel. Um die erneuerbare Natur des Wasserstoffs zu \r\ngewährleisten, werden Strombezugsverträge (PPAs) abgeschlossen. Der zusätzliche Bezug von \r\nNetzstrom, in Zeiten hoher Produktion erneuerbarer Energien, erhöht die Wirtschaftlichkeit von \r\nElektrolyseanalgen und ermöglicht niedrigere Wasserstoffkosten. In diesem Zusammenhang sind \r\nGrenzkostenemissionsansätze ungeeignet da auch in Stunden mit hoher erneuerbaren \r\nEnergieproduktion die Grenzkosten und Grenzemissionen noch häufig durch fossile Anlagen \r\nbestimmt werden. Laut den JRC-Prognosen für 2030 könnten fossile Kraftwerke nur 16 % zur \r\nStromerzeugung in der EU beitragen, aber mehr als 80 % der Zeit die Grenzkosten bestimmen. Bei \r\neiner Grenzemissionsberechnung bestände für Elektrolyseure nur in 1.700 Betriebsstunden ein \r\nAnreiz auf hohe Angebotsmengen von erneuerbaren Energien zu reagieren um RFNBO Wasserstoff \r\nzu erzeugen.\r\nDaher ist die Verwendung des CO2-Intensitätsdurchschnitts die praktikabelste Option. Diese \r\nMethode könnte jedoch weiter optimiert werden, indem ein stündlicher Durchschnitt anstelle \r\neines jährlichen eingeführt wird. Ein stündlicher Ansatz würde das Volumen an RFNBO erhöhen, \r\ndas ein Elektrolyseur produzieren könnte, und damit die Rentabilität dieser Projekte deutlich \r\nsteigern. Zwar würden ohnehin Strombezugsverträge (PPAs) abgeschlossen, doch durch eine \r\nstündliche Berechnung könnte die RFNBO-Menge, die aus Netzstrom gewonnen wird, aufgrund \r\neines höheren Anteils erneuerbarer Energien im Mix signifikant steigen. Nach unseren \r\nBerechnungen könnte ein Elektrolyseur im Jahr 2030 durch die stündliche Bilanzierung 7% - 9% \r\nmehr RFNBO produzieren und so die Kosten um etwa 0,50 €/kg Wasserstoff reduzieren. Darüber \r\nhinaus würde dieser Ansatz sowohl dem Klima als auch dem Stromnetz zugutekommen, da er einen \r\nstarken Anreiz zur Nutzung von Strom in Zeiten hoher erneuerbarer Erzeugung schafft (Reduzierung \r\nder Netzüberlastung) und den Bezug von zusätzlichen Strommengen in Stunden mit hohem Anteil \r\nfossiler Energieerzeugung und hoher CO2 Emissionen reduziert.\r\nUm sicherzustellen, dass diese Methodik praktikabel ist, ohne übermäßige Komplexität \r\neinzuführen, müssten Betreiber von Elektrolyseuren Zugang zu zuverlässigen Prognosewerten für \r\ndie stündlichen CO2-Emissionen des Netzes haben, die auch für die CO2 Bilanzierung des \r\nproduzierten Wasserstoffs als bindend verwendet werden. Da der Day-Ahead-Markt bereits \r\nSchätzungen für erneuerbare Stromquellen liefert, könnte ein Index entwickelt werden, der Day\u0002Ahead-CO2-Werte für das Netz einbezieht. Dies würde sicherstellen, dass alle Beteiligten Zugang \r\nzu konsistenten, zuverlässigen Informationen haben, die eine genaue Betriebsplanung für \r\nElektrolyseure ermöglichen.\r\nSchlüsselpunkte:\r\n• Stündliche CO2-Bilanzierung: Die Berechnung der CO2-Intensität eines Strommixes auf \r\nstündlicher Basis ist sowohl besser für die Umwelt als auch für die Wirtschaftlichkeit von \r\nProjekten.\r\n• Notwendigkeit konsistenter Vorhersagen: Für die Umsetzung dieser Methodik sind \r\nzuverlässige und konsistente stündliche CO2-Emissionsvorhersagen für die Intensität des \r\nStromnetzes unerlässlich."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013293","regulatoryProjectTitle":"Neue Kraftwerkstrategiesicherheitsgesetz ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a1/f3/374927/Stellungnahme-Gutachten-SG2411080012.pdf","pdfPageCount":90,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Konsultationsfragebogen KWSG \r\n\r\nHynamics Deutschland GmbH begrüßt den Entwurf zu den Ausschreibungen im Rahmen des Kraftwerkssicherheitsgesetzes und bedankt sich für die Möglichkeit der Stellungnahme. Hynamics ist ein Unternehmen der französischen EDF-Gruppe. Mit Sitz in Deutschland entwickelt Hynamics seit 2020 RFNBO Wasserstoff- und Wasserstoffderivate-Projekte. \r\n\r\n(1) Wie bewerten Sie die Beihilfefähigkeit der im Konsultationsdokument beschriebenen Maßnahmen? \r\n\r\nAus Sicht von Hynamics ist die Beihilfe für diese Maßnahme begründet und sogar notwendig, um ein grünes und flexibles Energiesystem zu schaffen.  \r\n\r\nSystemdienlichkeit für den Strommarkt: Die Ausschreibung für Sprinter und H2-Ready-Kraftwerke ist für die Schaffung des zukünftigen Strommarktdesigns geeignet. In einem System mit weniger fossilen und mehr erneuerbaren Energien wird ein Mechanismus benötigt, der die überschüssige erneuerbare Energie (EE) speichern kann und gleichzeitig flexible Stromerzeugungskapazitäten bereitstellt, um die Variabilität der erneuerbaren Energien auszugleichen. \r\n\r\n \r\n\r\nSystemdienlichkeit für den Wasserstoffhochlauf: Die H2-Kraftwerke sind ein wichtiges Nachfragepotenzial für Wasserstoff. Zusammen mit den erforderlichen zusätzlichen Maßnahmen können die Ausschreibungen dazu beitragen, Abnahmesicherheit für Investitionen in Wasserstoffprojekte zu schaffen. Dies wird zu einem liquideren Wasserstoffmarkt, zur Senkung der Technologierisiken und damit zu niedrigeren Wasserstoffpreisen beitragen. \r\n\r\n \r\n\r\nTeil der Energie Transition: Die Maßnahme zielt darauf ab, die konventionelle fossile Stromerzeugung zu ersetzen und ist somit ein wichtiger Schritt auf dem Weg zur Dekarbonisierung. Dies funktioniert jedoch nur, wenn langfristig keine fossilen Energieträger mehr genutzt werden. Die Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff muss daher sichergestellt sein. Wir begrüßen die im Entwurf enthaltenen Bedingungen, die die Wasserstoffnutzung nach acht Jahren Betrieb vorgeben.  \r\n\r\n \r\n\r\nKein Projekt ohne Förderung: Um die umweltfreundliche Wirkung und die Wirtschaftlichkeit eines Wasserstoffkraftwerks zu erreichen, ist eine staatliche Förderung unerlässlich, sowohl als CAPEX für den Bau des Kraftwerks als auch als OPEX für den Verbrauch von Wasserstoff. Wasserstoff wird während des Hochlaufs voraussichtlich teurer als Gas bleiben. Es muss daher sichergestellt werden, dass Wasserstoffkraftwerke in der Merit-Order so positioniert werden, dass sie vor den fossilen Anlagen zum Einsatz kommen. \r\n\r\n \r\n\r\n(2) Stimmen Sie zu, dass Wasserstoff langfristig eine nachhaltige, sichere und kosteneffiziente Langzeitspeicher-Technologie ist, die den Kraftwerkspark dekarbonisieren kann? \r\n\r\nWasserstoff, wenn elektrolytisch hergestellt, bietet mehrere Vorteile. Er stellt eine dekarbonisierte Lösung dar, um 1) überschüssige erneuerbare Energie langfristig zu speichern und 2) grünen Strom durch Rückverstromung flexibel zu erzeugen. Für eine vollständige Dekarbonisierung des Energiesystems sind Wasserstoffkraftwerke daher unerlässlich. \r\n\r\n \r\n\r\nDiese Stromquelle ist jedoch kostspielig. Je mehr Spitzenlasten durch Wasserstoffkraftwerke gedeckt werden, desto teurer wird die Stromerzeugung. Der Einsatz von Wasserstoffkraftwerken sollte daher gezielt für Lastspitzen und Dunkelflauten erfolgen. Sie sind nur ein Teil der Lösung für die Dekarbonisierung und müssen durch ergänzende Maßnahmen wie Nachfragesteuerung, den Ausbau erneuerbarer Energien und zusätzliche Speicherkapazitäten unterstützt werden. \r\n\r\n \r\n\r\nDie Kosteneffizienz dieser Art der Stromerzeugung hängt zudem stark vom CO₂-Preis ab. Je höher der Preis für Emissionen, desto wirtschaftlicher wird die Stromerzeugung mit Wasserstoff und desto einfacher wird der „Fuel Switch“. \r\n\r\n \r\n\r\n(3) Teilen Sie die Ansicht, dass die Förderung auf die in der nationalen Wasserstoffstrategie genannten Wasserstofffarben beschränkt werden sollte? \r\n\r\nDie Stromerzeugung durch Wasserstoff bietet dem Energiesystem mehrere Vorteile. Nur der Einsatz von grünem Wasserstoff ermöglicht es aber, alle Ziele gleichzeitig zu erreichen: \r\n\r\nFlexible Stromeinspeisung ins Netz: Hierfür eignen sich alle Wasserstoffarten. \r\n\r\nReduktion der Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen: Der Einsatz von blauem Wasserstoff (aus Erdgas) als Ersatz für Kohle- oder Gaskraftwerke ist auf Systemebene wenig sinnvoll. \r\n\r\nSpeicherung und Rückverstromung von erneuerbarem Strom: Nur elektrolytisch hergestellter Wasserstoff aus erneuerbaren Energien kann als Ausgleich und Speicher für Ökostrom dienen. \r\n\r\nDie Förderung sollte sich ausschließlich auf die Nutzung von grünem Wasserstoff konzentrieren, da nur diese Technologie alle drei Ziele unterstützt. Eine solche Förderung würde zudem den Hochlauf des grünen Wasserstoffmarktes beschleunigen, indem sie für eine sichere Abnahme sorgt. \r\n\r\n \r\n\r\n(15) Wie beurteilen Sie die vorgegebenen förderfähigen Vollbenutzungsstunden in beiden Maßnahmen (wasserstofffähige Gaskraftwerke und Wasserstoffsprinterkraftwerke)? \r\n\r\nEntscheidend ist, dass die Förderung im Rahmen der gesamten Wertschöpfungskette gedacht wird. Die förderfähigen Vollbenutzungsstunden garantieren den Kraftwerksbetreibern einen erschwinglichen Preis und decken ihre Betriebskosten, wenn sie Wasserstoff verbrauchen werden. Diese Maßnahme unterstützt jedoch nicht die Elektrolyseurbetreiber, die sehr variablen Volumen Wasserstoff pro Jahr liefern sollen.    \r\n\r\nIn einem Wasserstoffmarkt, dessen zukünftige Liquidität noch unklar ist, ist es derzeit nicht denkbar, Verträge mit Kunden abzuschließen, deren Verbrauch variabel ist und erst in fünf Jahren beginnt. Um jedoch ab 2030 (für Sprinter) bzw. 2036 (für H2-Ready-Kraftwerke) Wasserstoff liefern zu können, müssen schon jetzt Investitionsentscheidungen für Elektrolyseurprojekte getroffen werden. Daher müssen OPEX-Subventionen für Kraftwerke bereits heute mit CAPEX-Unterstützung für den Bau von Elektrolyseuren kombiniert werden, z.B in Form einer CAPEX-Förderung oder einer monatlichen Kapazitätsgebühr. Zusätzlich sollten Bedingungen für die Förderfähigkeit von OPEX-Subventionen hinzugefügt werden, und zwar die Verpflichtung, langfristige Verträge mit H2-Produzenten abzuschließen. Nur so kann die Versorgungssicherheit im Strombereich garantiert werden.  \r\n\r\nDarüber hinaus müssen auch Investition in die Infrastruktur (Wasserstoffnetze und Speicher) parallel gefördert werden. \r\n\r\n \r\n\r\n(18) Wie beurteilen Sie den Umstand, dass nach dem verpflichtenden Umstiegsdatum neben dem Wasserstoffbetrieb kein bivalenter Betrieb mit Erdgas ermöglicht wird? \r\n\r\nSiehe Antwort zur Frage 1 - Nur durch den Wechsel von einem Gas- zu einem H2-Kraftwerk können die Ziele der Dekarbonisierung erreicht werden.  \r\n\r\nDarüber hinaus können Kraftwerke einen großen Teil der Nachfrage für die Entwicklung des Wasserstoffmarktes ausmachen. Ohne eine Garantie, dass diese Mengen an Wasserstoff in den nächsten Jahren benötigt werden, werden die jetzt zu treffenden Investitionsentscheidungen nicht getroffen und die Verfügbarkeit großer H2-Mengen verzögert. \r\n\r\n​ \r\n\r\n(36) Inwieweit sind aus Ihrer Sicht die auszuschreibenden Gesamtkapazitäten für neue Kraftwerke als erster Schritt auf dem Weg zur Dekarbonisierung des Kraftwerksparks notwendig? \r\n\r\nAngesichts der Bauzeiten der Kraftwerke sowie der acht Jahre Gasbetrieb sind Ausschreibungen bereits jetzt erforderlich.  \r\n\r\nUnseren Berechnungen nach würden Sprinter-Kraftwerke (500 MW) 20 000 Tonnen Wasserstoff pro Jahr verbrauchen, wenn sie 800 Volllaststunden (VLS) fahren. Das würde einer Elektrolyseurkapazität von 230 MW (bei 5 000 VLS) entsprechen, die ab 2028 Wasserstoff liefern sollte. Ab 2038 sollten alle H2-Ready-Kraftwerke (7.5 GW) Strom durch Rückverstrommung von Wasserstoff erzeugen. Mit 800 VLS pro Jahr entspricht es 300 000 Tonnen Wasserstoffverbrauch, das heißt ~3,5 GW Elektrolyseurkapazität (bei 5 000 VLS).  Diese Volumina sind groß, aber nicht unerreichbar. Sie betragen zum Beispiel weniger als die Mengen, die notwendig sind, um 1/4 der deutschen Stahlproduktion auf das DRI-Verfahren umzustellen. Die Einführung der Ausschreibungen ab 2025 ist notwendig, um die Wasserstoffnachfrage vorhersehbar zu machen und die Projekte zum Bau von Kraftwerken und Elektrolyseuren rechtzeitig zu entwickeln. Dies wird die Dekarbonisierung der Stromerzeugung in Deutschland sowie die Versorgungssicherheit gewährleisten.  \r\n\r\nBesondere Aufmerksamkeit muss jedoch dem Koordinationsbedarf mit dem Ausbau der Infrastruktur gewidmet werden. Viele unterstützende Maßnahmen laufen bereits für den Bau des Kernnetzes. Zudem muss sichergestellt werden, dass ausreichend Speicherkapazitäten rechtzeitig errichtet werden. Die Speicherkapazitäten erlauben, eine strategische Wasserstoffreserve anzulegen, um ausreichende Wasserstoffkapazität für die Stromerzeugung während Lastspitzen zügig zur Verfügung zu haben. \r\n\r\n \r\n\r\n(44) Wie schätzen Sie die Entwicklung des Wasserstoffmarktes ein? Wenn möglich, legen Sie bitte geeignete Belege zur Untermauerung Ihrer Antworten vor. \r\n\r\n(47) Werden Ihrer Meinung nach die Förderung des Einsatzes von Wasserstoff in der Stromerzeugung und damit einhergehende Skaleneffekte bei der Herstellung von Wasserstoff dazu führen, dass die Kosten für Wasserstoff für den Einsatz in der Industrie perspektivisch sinken werden und der Hochlauf der Wasserstoffindustrie angeschoben wird? \r\n\r\nDer Wasserstoffhochlauf ist unerlässlich, um die Dekarbonisierung Deutschlands zu erreichen. Zahlreiche Akteure sind im Markthochlauf involviert, viele Projekte entwickeln sich, Förderungen wurden implementiert. Aufgrund der hohen Produktionskosten für grünen Wasserstoff und unklarer Rahmenbedingungen bleibt die Nachfrage aber gering. Maßnahmen müssen sicherstellen, dass die nationale Produktion von grünem Wasserstoff durch einen klaren Kompass geleitet wird und die Nachfrage effektiv erhöht (durch Quotas zB) und unterstützt (durch Ausschreibungen, staatliche Garantien) wird.  \r\n\r\nEine gesicherte Wasserstoffabnahme hat das Potenzial, zahlreiche Wasserstoffherstellungsprojekte zu ermöglichen und das Treffen von Investitionsentscheidungen zu unterstützen. Die Skalierung wirkt sich positiv auf die Reduzierung von Technologierisiken und die Marktliquidität aus, was letztlich zu sinkenden Preisen führen wird. Je liquider der Wasserstoffmarkt wird, desto zugänglicher wird Wasserstoff für alle potenziellen Abnehmer. Aus dieser Perspektive sind die Ausschreibungen der Kraftwerkssicherheitsgesetz sinnvolle und notwendige Maßnahmen. \r\n\r\nWie in der Antwort zur Frage 15 bereits erwähnt, bietet die aktuelle Ausschreibung jedoch keine ausreichende Garantie für Wasserstofflieferanten. Um heute in den Bau von Elektrolyseuren zu investieren, wird mehr Vorhersehbarkeit benötigt. Dies sollte in Form einer Garantie erfolgen, dass nach acht Jahren Betrieb sicher Mengen an grünem Wasserstoff abgenommen werden. Darüber hinaus müssen OPEX-Subventionen für Kraftwerke mit CAPEX-Unterstützung für den Bau von Elektrolyseuren kombiniert werden – entweder durch direkte Förderung oder durch langfristige Wasserstofflieferverträge mit Kapazitätsgebühren. \r\n\r\n "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013294","regulatoryProjectTitle":"Erweiterung des Anwendungsbereichs im Wasserstoffbeschleunigungsgesetz zur Beschleunigung der gesamten Wasserstoffwertschöpfungskett","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/95/52/602138/Stellungnahme-Gutachten-SG2507150017.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\n\r\nStellungnahme – Wasserstoffbeschleunigungsgesetz\r\n\r\nHynamics GmbH begrüßt das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz (WassBG). Die Digitalisierung und Beschleunigung der Genehmigungsverfahren sind entscheidend für die effiziente Entwicklung unserer Projekte. Wir begrüßen auch, dass Nebenanlagen in der Liste von Vorhaben im §2 hinzugefügt wurden.\r\nDie Elektrolyse erfordert Nebenanlagen, die für den Betrieb des Elektrolyseurs notwendig sind – wie beispielsweise Prozesskühlanlagen oder Wasserstoffverdichter. \r\n\r\nLeider wurden Anlagen zur Einspeisung von Wasserstoff in eine Pipeline in der Liste vom §2 nicht berücksichtigt. Die Mehrheit der Projekte wird auf das Kernnetz angewiesen sein, um die Wasserstoffabnehmer zu erreichen. Ohne Einspeiseanlagen ins Netz werden die Elektrolyseure nicht produzieren können, da sie keine Abnehmer haben. Es ist daher unerlässlich, das Genehmigungsverfahren für die Wasserstofferzeugung und die Einspeisung ins Netz zu koordinieren.\r\n\r\nAußerdem werden nur Wasserstofferzeugungsprojekte berücksichtigt. Die Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoffderivaten (z.B e-Amoniak, e-Methanol oder e-Kerosin) sind in der Liste des §2 nicht enthalten. Dies bedeutet, dass die Umsetzung von Derivateerzeugungsprojekten in Deutschland durch das WassBG nicht beschleunigt bzw. erleichtert werden. Zur Erreichung der Klimaziele müssen die Luftfahrtindustrie und der maritime Sektor e-Fuels einsetzen und werden damit wichtige Absatzmärkte für Wasserstoffderivate. Durch das WassBG in der aktuellen Fassung wird nur der erste Schritt (Wasserstoffproduktion) berücksichtigt, nicht jedoch der zweite Schritt (e-Kerosin-Produktion). Dadurch wird sich die notwendige Produktion von Kerosin- und Methanolersatzprodukten verzögern, was der Hochlauf der Wasserstoffproduktion ausbremsen wird. Außerdem würde die Erleichterung von Derivateerzeugung Projekte in Deutschland deutsche oder europäische Technologien unterstützen. Durch Heimproduktion würden Technologiegeber erlaubt, ihre ersten Anlagen auf industrielle Größe zu bauen. Damit würde auch ein Teil von Deutschlands Bedarf an e-Fuels durch Selbstproduktion abgedeckt, was die Versorgungssicherheit erhöhen würde.  \r\n\r\nAus diesem Grunde ist die Definition unter § 2 entsprechend zu ergänzen, damit alle nötigen Anlagen unter die Regelungen des WassBG fallen und die Erzeugung von Wasserstoff tatsächlich beschleunigt wird.\r\n \r\nÄnderungsvorschlag\r\n§ 2 – Anwendungsbereich\r\n(1) Dieses Gesetz ist anzuwenden auf die Zulassung:\r\n1. eines Elektrolyseurs an Land mit den erforderlichen Nebenanlagen zur Erzeugung von Wasserstoff,\r\n2. einer Anlage mit den erforderlichen Nebenanlagen zur Erzeugung von Wasserstoffderivate aus erneuerbaren Energien, \r\n3. einer Anlage zur Einspeisung von Wasserstoff in eine Pipeline,\r\n4. […]\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019061","regulatoryProjectTitle":"Verordnung zur Anrechnung von strombasierten Kraftstoffen und mitverarbeiteten biogenen Ölen auf die Treibhausgasquote - 37. BImSchV","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8c/65/602140/Stellungnahme-Gutachten-SG2507150013.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Initiative 2035:\r\nHürden abbauen für Wasserstoffinvestitionen \r\n\r\nDie Entwicklung eines Marktes für grünen Wasserstoff kommt nur schleppend voran, dies gilt sowohl für die Europäische Union  als auch für Deutschland  . Dafür gibt es mehrere Ursachen, doch ein wesentlicher Grund sind die hohen Produktionskosten von Renewable Fuels of Non Biological Origin (RFNBO) – grünem Wasserstoff. Kostentreiber sind die geltenden Strombezugskriterien, die für die Erzeugung des grünen Wasserstoffs einzuhalten sind. \r\nDie Definition des Strombezugs für RFNBO wurde nach langen Verzögerungen (ähnlich wie bei der Notifizierung der IPCEI-Fördergelder) in einem Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) im Februar 2023 festgelegt. Viele Unternehmen aus Industrie und Energiewirtschaft hatten damals Bedenken gegen die strikten Kriterien geäußert. Dennoch war die Erwartung, dass mit der Definition und der daraus resultierenden Planungssicherheit der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft mit grünen Projekten Fahrt aufnehmen würde. \r\nEs ist inzwischen aber evident, dass der Hochlauf noch nicht im gewünschten Umfang stattfindet. Bis Mitte 2028 ist ein Bericht zum Delegierten Rechtsakt seitens der EU-Kommission vorgesehen, worauf eine Anpassung der Kriterien folgen könnte. Dieser Zeitpunkt ist jedoch viel zu spät für eine Revision, die einen erfolgreichen und zügigen Wasserstoffhochlauf ermöglicht. \r\nHelfen würde die Verschiebung der ab 2028 bzw. 2030 geltenden Strombezugskriterien für Additionalität und zur zeitlichen Korrelation auf das Jahr 2035. Für eine Verschiebung des Inkrafttretens der verschärften Kriterien müssten im Delegierten Rechtsakt selbst keine großen systematischen Veränderungen vorgenommen werden. Es sind lediglich die Jahreszahlen auszutauschen: zweimal 35! \r\nEine solche Vereinfachung ist im Sinne des Clean Industrial Deal der neuen EU-Kommission, fährt bestehende Überregulierung zurück, kann den Wirtschaftsstandort unbürokratisch stärken und zur Erreichung der Klimaschutzziele beitragen. \r\nEin erfolgreicher Wasserstoffmarkthochlauf, der Aufbau sauberer Technologien und die Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit energieintensiver Industrien im Sinne der Resilienz Europas und Deutschlands gehören zusammen. \r\nAdditionalität ab 2035 \r\nNach aktueller Fassung des Delegierten Rechtsaktes darf der Strom für RFNBO ab 2028 nur noch aus neuen und ungeförderten Anlagen erneuerbarer Energien (EE-Anlagen) bezogen werden. Diese Anlagen dürfen maximal 36 Monate vor dem für die Herstellung von RFNBO-konformem Wasserstoff notwendigen Elektrolyseur in Betrieb gegangen sein. Ursprünglich sollte damit der Ausbau von EE-Anlagen angereizt werden. \r\nDurch die aktuelle Ausgestaltung des Kriteriums der Additionalität werden die Wasserstoffgestehungskosten allerdings um 1-2 Euro/kg verteuert.  Dies bedeutet rund 3-6 Mrd. Euro zusätzliche Produktionskosten bei einem Bedarf von 100 TWh im Jahr 2030 im Vergleich zum Strombezug aus erneuerbaren Bestandsanlagen. Jeder Euro zu viel schwächt die Wasserstoffnachfrage z.B. in Industriebranchen, die die höheren Produktionskosten nicht weiterreichen können. \r\nEE-Anlagen werden nur errichtet, wenn sie wirtschaftlich sinnvoll sind, unabhängig davon, ob der Strom an einen Elektrolyseur oder in den Strommarkt geliefert wird. Die Verpflichtung für Elektrolyseure bei Produktion von grünem Wasserstoff, Strom nur aus neuen EE-Anlagen zu beziehen, hat daher insgesamt keinen expansiven Effekt auf den Bau von EE-Anlagen, schränkt dafür aber die Bezugsoptionen der Wasserstoffproduzenten massiv ein. \r\nStündliche Korrelation ab 2035 \r\nGegenwärtig muss der Strombezug eines Elektrolyseurs der Stromerzeugung des zugehörigen EE-Portfolios in einem Monat entsprechen. Ab 2030 sieht der Delegierte Rechtsakt vor, dass dies in jeder Stunde der Fall sein muss. \r\nDie aktuell geltende monatliche zeitliche Korrelation erlaubt es dem Elektrolyse-Betreiber, den Strombezug am Spotmarkt zu optimieren. Er kann seine Wasserstoffproduktion, in anlagenabhängigen Grenzen, an die Preissignale des Strommarktes anpassen. Die Preissignale wiederum sind ein geeigneter Indikator dafür, wie viel Strom EE-Anlagen in einer Gebotszone zu dem jeweiligen Zeitpunkt produzieren. Der Elektrolyseur läuft unter diesen Voraussetzungen also tendenziell in Zeiten mit hoher EE-Einspeisung. In Zeiten hoher Strompreise hingegen kann der Strom aus dem eigenen Bezugsportfolio wieder verkauft werden. Insgesamt dämpft die Möglichkeit zum bilanziellen Ausgleich von EE-Stromerzeugung aus kontrahierten Anlagen und EE-Stromverbrauch im Elektrolyseur über einen Monat die Strombezugskosten für den Elektrolyseur im Vergleich zur stündlichen Korrelation um rd. 1€/kg – ein weiterer Baustein zur Minderung der Förderlücke. \r\n Dies hat zudem zwei günstige Markteffekte: Bei Knappheit wird der Strompreis im Markt durch Mengen aus dem Bezugsportfolio des Elektrolyseurs gedämpft. Umgekehrt wird mittels des steigenden Strombedarfs durch Elektrolyseure in Stunden mit hohem EE-Angebot der Förderbedarf von EE-Anlagen reduziert, weil sehr geringe oder negative Strompreise weniger häufig auftreten. \r\nDarüber hinaus erlaubt die monatliche zeitliche Korrelation es Elektrolyseur-Betreibern, unvorhersehbare Abweichungen zwischen unzutreffender Wetterprognose und Lieferverpflichtung auszugleichen. Auf stündlicher Basis muss hingegen eine zusätzliche Speicherung einkalkuliert oder mehr Flexibilität vom Kunden verlangt werden. Beides verursacht höhere Kosten bei der grünen Wasserstofferzeugung. \r\nJe kürzer die zeitliche Korrelation vorgeschrieben wird, desto komplexer ist eine Strombeschaffung, die eine Fahrweise des Elektrolyseurs mit Mindestlast gewährleistet. Denn dies verhindert ein verschleiß- und damit kostenintensives Ab- und Anfahren der Anlage. \r\nAuch für die Senkung der CO2-Emissionen ist eine monatliche Korrelation günstiger. Zwar kann ein Elektrolyseur durch monatliche Optimierung am Strommarkt in einigen Stunden Strom beziehen, der teilweise aus fossilen Kraftwerken stammt. Doch dafür ersetzt EE-Strom aus dem Bezugsportfolio des Elektrolyseur-Betreibers in hochpreisigen Stunden oftmals CO2-intensivere Elektrizität. \r\nDaher wäre es sinnvoller, eine monatliche Korrelation beizubehalten. Um zumindest initiale Investitionen in den Wasserstoffhochlauf zu erleichtern, sollte eine engere stündliche Korrelation jedenfalls auf 2035 verschoben werden. \r\nKonkrete Anpassungsbedarfe \r\n- Additionalität ab 2035: Im Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) sollten in Art. 11 die Jahreszahlen 2028 gegen 2035 ausgetauscht werden. \r\n- Stündliche Korrelation ab 2035: Im Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) sollte in Art. 6, Abs. 1 die Angabe 2029 durch 2034 ausgetauscht werden. Zudem sollte in Abs. 2, Satz 1 die Jahreszahl 2030 durch 2035 ersetzt werden. \r\nFazit \r\nMit einer administrativ wenig aufwändigen Anpassung des Delegierten Rechtsaktes kann ein großer wirtschaftlicher Effekt erzielt und der Wasserstoffmarkthochlauf unkompliziert beschleunigt werden. Durch den Abbau der existierenden Überregulierung können die Wasserstoffgestehungskosten signifikant gesenkt werden – mit einem positiven Effekt für die ganze Wasserstoffwertschöpfungskette. Eine Verlängerung der Kriterien bis 2035 ermöglicht mehr Zeit für ein gründliches Review, während der Rahmen für den Markthochlauf in den nächsten Jahren weiterhin gesetzt ist. Die hier aufgeführten Unternehmen sind auf verschiedenen Stufen entlang der Wasserstoffwertschöpfungskette aktiv und unterstützen diese Initiative. \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019062","regulatoryProjectTitle":"Reform der Stromnetzentgelte (AgNeS)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e8/c1/602142/Stellungnahme-Gutachten-SG2507150020.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Konsultationsbeitrag: Aktenzeichen: GBK-25-01-1#3 – AgNes\r\n\r\nAnpassungsoption – Speicherentgelte \r\nElektrolyseure können das Stromsystem stärken – brauchen aber faire Rahmenbedingungen. Elektrolyseure finanzieren Netzinfrastruktur wie Umspannwerke und leisten Baukostenzuschüsse. Sie entlasten das Netz, indem ihre Produktion flexibel auf erneuerbare Einspeisung reagiert und weil die Meisten im Norden, nah an Wind- und Solaranlagen gebaut werden. Trotzdem erhalten sie für diese systemdienliche Fahrweise keine Vergütung, da sie an feste Stromverträge (PPAs) gebunden sind. Eine Befreiung von Netzentgelten und eine Sonderregelung sind notwendig, um ihren Beitrag zum Energiesystem wirtschaftlich tragfähig zu machen.\r\n\r\nElektrolyseure tragen zur Flexibilität und Planbarkeit im Stromnetz bei - bekommen aber keine Vergütung dafür\r\nSie entlasten das Netz, da sie nicht rund um die Uhr Strom beziehen – typischerweise laufen sie etwa 5.000 Vollbenutzungsstunden (VLS) pro Jahr. Stattdessen passen sie ihren Stromverbrauch an die Verfügbarkeit erneuerbarer Energien (EE) an: da die Erzeugung von grünem Wasserstoff an strikten Kriterien von Power Purchase Agreements (PPAs) verbunden ist, fahren Elektrolyseure vor allem dann, wenn viel Strom aus Wind- und Solaranlagen ins Netz eingespeist wird. Im Gegenteil und in Zeiten geringer EE-Erzeugung, reduzieren Elektrolyseure ihren Betrieb. Dadurch verschärfen sie nicht die Netzbelastung in Phasen hoher Strompreise, die durch knappe Versorgung entstehen.\r\nZudem ermöglichen PPAs eine bessere Steuerung der EE-Volumina. Sie helfen dabei, die benötigte Infrastruktur vorausschauend zu planen und sicherzustellen, dass die erzeugte Energie von einem vorher definierten Abnehmer genutzt wird.\r\nJedoch erhalten Elektrolyseure keine Vergütung für ihre netzdienliche Wirkung, im Gegensatz zu anderen Technologien wie Batteriespeichern, die durch Arbitrage am Strommarkt Einnahmen erzielen. Aufgrund regulatorischer Vorgaben (RFNBO-Kriterien) müssen Elektrolyseure langfristige Stromabnahmeverträge abschließen. Dadurch sind sie an feste Strompreise gebunden und können nicht von kurzfristig niedrigen Marktpreisen profitieren. Dennoch tragen sie zur Netzstabilität bei, indem sie flexibel auf das volatile Angebot erneuerbarer Energien reagieren – ohne dafür eine finanzielle Anerkennung aus dem Stromsystem zu erhalten.\r\n\r\nDie richtigen Preissignale würden zusätzliche Flexibilität durch Elektrolyseure ermöglichen\r\nElektrolyseure können nicht nur flexibel auf das Stromangebot reagieren, sondern auch gezielt zur Netzstabilität beitragen – vorausgesetzt, die richtigen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen sind gegeben.\r\nBereits heute können Elektrolyseure während rund 3.000 VLS (8.760 - 5.000) flexibel auf Marktsignale reagieren. So kann z. B. ein Betreiber mit einem Offshore-Wind-Portfolio gezielt zusätzliche Strommengen aus Photovoltaik nutzen, wenn diese das Netz überlasten.\r\nPerspektivisch könnten größere Elektrolyseure mit Pufferspeichern gebaut werden, um gezielt Flexibilität bereitzustellen und zusätzliche Netzdienstleistungen zu erbringen.\r\nVoraussetzung dafür ist jedoch ein wirtschaftlich tragfähiger Betrieb. Eine Befreiung von Netzentgelten sowie zusätzliche finanzielle Anreize – analog zu den vermiedenen Netzentgelten – könnten dieses flexible Verhalten gezielt fördern.\r\n\r\nDer Wasserstoffmarkt steht am Anfang – politische Entscheidungen sind entscheidend\r\nDer Hochlauf des Wasserstoffmarkts ist stark abhängig von politischen Rahmenbedingungen, da die wirtschaftlichen Grundlagen derzeit noch nicht gegeben sind. Ohne gezielte politische Unterstützung droht der Markthochlauf zu scheitern.\r\nDie Betriebskosten von Elektrolyseuren sind hoch – insbesondere durch die Stromkosten.\r\nHinzu kommen Netzentgelte, die bis zu 2 €/kg Wasserstoff ausmachen können – ein erheblicher Kostenfaktor. Wenn Wasserstoff zu teuer ist, wird der Markt nicht entstehen, und die damit vorgesehenen Stromentnahme und Flexibilitätsdienste am Stromnetz auch nicht.\r\n\r\nAnpassungsoption – Dynamische Netzentgelte \r\nDynamische Netzentgelte sind zentral für ein zukunftsfähiges Stromsystem\r\nEin modernes Stromsystem braucht Netzentgelte, die als echte Preissignale wirken und ein Anreizsystem für netzdienlichen Verbrauch – insbesondere in Zeiten von Netzüberkapazitäten- darstellen. \r\n- Sie sollten sinken, wenn Strom im Überfluss vorhanden ist, und steigen, wenn das Netz stark belastet ist.\r\n- Pauschale Entgelte oder Zahlungen nur bei Spitzenlasten setzen falsche Anreize und widersprechen marktwirtschaftlichen Prinzipien.\r\nOb dies über eine vollständige Netzentgeltbefreiung in bestimmten Stunden oder über hochdynamische, stündlich angepasste Entgelte erfolgt, ist eine Frage der Umsetzbarkeit und der Digitalisierung /Messinfrastruktur. Ein gutes Beispiel liefert Spanien: Dort basieren die Netzentgelte auf historischen Verbrauchs- und Netzbelastungsdaten. Sie variieren je nach Stunde, Tageszeit, Monat und Jahreszeit – sind aber im Voraus festgelegt. Dadurch entsteht ein dynamisches, aber gleichzeitig planbares System, das insbesondere für industrielle Verbraucher verlässliche Rahmenbedingungen schafft.\r\n\r\n\r\nAnpassungsoption - Beteiligung der Einspeiser\r\nPauschale Netzentgelte für Einspeiser setzen falsche Anreize und belasten letztlich die Verbraucher.\r\nErneuerbare Einspeiser sind ein wesentlicher Treiber der Energiewende und tragen höhere Risiken als fossile Kraftwerke (Wetter, Technik, volatile Märkte). Dass sie sich am Netzausbau beteiligen und Anreize bekommen, um systemdienlich zu erzeugen, ist nachvollziehbar – doch dafür gibt es bereits geeignete regulatorische Instrumente, etwa die Nichtvergütung bei negativen Strompreisen. Weitere Maßnahmen wie rückwirkende Entgelte bei unerwarteten Netzbelastungen könnten diskutiert werden. Pauschale Netzentgelte für Einspeiser hingegen setzen falsche Anreize.\r\nNetzentgelte für Einspeiser belasten letztlich die Verbraucher. Kosten, die auf Erzeuger umgelegt werden, schlagen sich in höheren PPA-Preisen nieder. Das trifft insbesondere industrielle Abnehmer, die durch PPAs bereits zur Systemstabilität beitragen, aber nicht von kurzfristig günstigen Strompreisen profitieren.\r\nAnlagen mit PPA-Vermarktung schaffen Planbarkeit und Versorgungssicherheit. Werden sie zusätzlich mit Netzentgelten belastet, droht eine doppelte Kostenlast – über den Strompreis und über die Netznutzung. Dadurch würden diese Projekte unwirtschaftlich und den Markthochlauf klimafreundlicher Technologien gebremst.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019063","regulatoryProjectTitle":"BNetzA-Konsultation zur Festlegung für die Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes (WANDA) ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5d/51/602144/Stellungnahme-Gutachten-SG2507150024.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Konsultation über die Ergänzungsfestlegung zur Festlegung GBK-24-01-2#1 (WANDA) \r\n\r\nHynamics Deutschland GmbH begrüßt den Entwurf, den die Festlegung Wanda ergänzen soll und bedankt sich für die Möglichkeit der Stellungnahme. Hynamics ist eine Tochtergesellschaft der französischen EDF-Gruppe (Electricité de France). Mit Sitz in Deutschland entwickelt Hynamics seit 2020 RFNBO Wasserstoff- und Wasserstoffderivate-Projekte.  \r\n\r\nBerechnungsmethodik \r\n\r\nEs ist uns nicht klar, ob wir bei der Berechnung auf den Heizwert oder den Brennwert von Wasserstoff Bezug nehmen sollen. Wir berechnen die Netzentgelte von 25 €/kWh/h/a mit einem Betriebsprofil von 5.000 Volllaststunden (VLS) pro Jahr1. Aus der Berechnung mit dem Heizwert ergibt sich ein Entgelt von ca. 0,17 €/kg H₂ für die Einspeisung und ebenso 0,17 €/kg H₂ für die Ausspeisung – insgesamt also 0,34 €/kg H₂ pro Transport. Die Berechnung mit dem Brennwert würde 0,20 €/kg H₂ pro Einspeisung, also 0,40€/kg H₂ pro Transport entsprechen. \r\n\r\nHöhe des Netzentgeltes und Multiplikatoren \r\n\r\nAls Wasserstofferzeuger begrüßen wir ausdrücklich die Möglichkeit, sowohl Jahreskapazität als auch unterjährige Produkte buchen zu können. Wir bewerten jedoch die Höhe der angesetzten Netzentgelte mit 25 €/kWh/h/a, sowie die Multiplikatoren als zu hoch. Daraus resultiert ein Risiko für den Wasserstoffmarkthochlauf.  \r\n\r\nDiese Kosten entsprechen etwa dem Vierfachen der heutigen Gastransportkosten. Fossiles Gas ist preislich günstiger als Wasserstoff. Wenn zusätzlich auch die Transportkosten deutlich günstiger ausfallen, ist es wahrscheinlicher, dass weiterhin Gas anstelle von Wasserstoff genutzt wird, was den Dekarbonisierungszielen Deutschlands entgegensteht.   \r\n\r\nDie Netzentgelte haben einen besonderen starken Einfluss auf den Markhochlauf. Während bei Strom und Gas Entgelte auf einem reifen Markt erhoben werden und keinen erheblichen Einfluss mehr auf die Nachfrage haben, ist der Wasserstoffmarkt noch im Aufbau. Hohe Entgelte könnten dazu führen, dass keine ausreichende Nachfrage entsteht, da potenzielle Abnehmer äußerst preissensibel reagieren. Dies könnte den Wasserstoffhochlauf erheblich behindern. \r\n\r\nAnnahmen zu den Wasserstoffvolumen sind sorgfältig zu betrachten. Die Szenarien, auf denen die Mengenprognosen für Wasserstoff beruhen, sind derzeit nicht einsehbar (der angegebene Link ist ungültig). Ohne diese Informationen ist es schwierig nachzuvollziehen, wie der Preis von 25 €/kWh/h/a begründet wird. Selbst bei geringen Anfangsmengen wäre ein niedrigeres Entgelt sinnvoll, um einen Anreiz für die Nutzung und somit für den Markthochlauf zu schaffen. \r\n\r\nFirst Mover sollten unterstützt werden. Mit dem aktuellen Modell wären insbesondere die ersten Projekte von hohen Entgelten betroffen, während spätere Nutzende womöglich von sinkenden Kosten durch Skalierungseffekte profitieren könnten. Der Mechanismus sollte jedoch darauf abzielen, einen gegenteiligen Effekt zu erzeugen – also frühe Projekte zu belohnen und nicht zu benachteiligen. \r\n\r\nà Eine Preisobergrenze für den Netzentgelt während der ersten zehn Jahre wäre ein wirksames Instrument, um den Vorreitern Planungssicherheit zu geben. Damit würde sichergestellt, dass die Transportkosten nicht über eine Höchstgrenze steigen können, sodass ein echter Anreiz für die Produktion und den Verbrauch von Wasserstoff entsteht. \r\n\r\nà Zusätzliche Quartalsprodukte, wie sie bereits im Gasnetz existieren, würden wir sehr begrüßen. \r\n\r\nà Erdgasäquivalentwerte für die Multiplikatoren sollten als Obergrenze angesetzt werden. Die Abdeckung von 80 % der Leerstandskosten halten wir für wirtschaftlich sinnvoll. Die vorgeschlagenen Multiplikatoren erscheinen uns jedoch als zu hoch.  \r\n\r\nProduktklassifizierung für Gas 2 \r\n\r\nProduktlaufzeit in Tagen \r\n\r\nMultiplikator \r\n\r\nUntertägiges Produkt \r\n\r\n0 - 1 \r\n\r\n2 \r\n\r\nTagesprodukt \r\n\r\n1 - 27 \r\n\r\n1,4 \r\n\r\nMonatsprodukt \r\n\r\n28 – 89 \r\n\r\n1,25 \r\n\r\nQuartalsprodukt \r\n\r\n90 – 364 \r\n\r\n1,1 \r\n\r\nJahresprodukt \r\n\r\n>365 \r\n\r\n1 \r\n\r\n \r\n\r\nRabattmöglichkeiten bei der Speicherung  \r\n\r\nDie Nutzung von Speichern ist essenziell für das Funktionieren des deutschen Wasserstoffmarkts. \r\nSie übernehmen eine zentrale Rolle für die Systemdienlichkeit entlang der gesamten Wertschöpfungskette: \r\n\r\nAuf Erzeugerseite gleichen sie die Wasserstoffproduktion aus, die von der Volatilität erneuerbarer Energien abhängig ist. \r\n\r\nAuf Infrastrukturseite stabilisieren sie den Netzdruck. Hier besteht ein höherer Bedarf an Stabilität als im Erdgasnetz – beim Wasserstoff müssen Schwankungen innerhalb weniger Stunden ausgeglichen werden, während beim Erdgas in Deutschland ein Tagesausgleich genügt.  \r\n\r\nAuf Abnehmerseite gewährleisten sie eine kontinuierliche Versorgung der Kunden mit Wasserstoff. Diese Planbarkeit ist entscheidend, um langfristige Lieferverträge abzuschließen. \r\n\r\nDie Ein- und Ausspeisung bei Speichern darf daher nicht wirtschaftlich unattraktiv gestaltet sein. Im Gegenteil: Es braucht gezielte Anreize für die Nutzung, um den Bau und Betrieb von Speichern überhaupt erst zu ermöglichen. \r\n\r\nàIm Erdgasbereich profitieren Speicher von einem Netzentgelt-Rabatt von 75%, bzw. bis zu 100% für die Speicherung von erneuerbaren Gasen. Eine analoge Kostenreduktion muss auch für Wasserstoffspeicher gelten. \r\n\r\n \r\n\r\nRabattmöglichkeiten bei der Buchung von unterbrechbaren Kapazitäten \r\n\r\nErzeugerseite: Eine Unterbrechung der Wasserstoffeinspeisung hat Auswirkungen auf das Wasserstoffportfolio (1), sowohl als auf das Stromportfolio (2) eines Projekts.  \r\n\r\nAbhängig von der geplanten Verwendung des H2 – sei es Einspeicherung oder Lieferung – müssen kurzfristig Ersatzmaßnahmen ergriffen werden, die erhebliche zusätzliche Kosten verursachen.  \r\n\r\nBereits beschaffte Strommengen werden mit Verlust verkauft oder führen zu Strafzahlungen (Ausgleichsenergie). Auch systemrelevante Dienstleistungen wie Flexibilitätsdienstleistungen im Rahmen des §13 EnWG „Nutzen statt abregeln“ müssen dann entfallen.  \r\n\r\nAbnehmerseite: Bei der Buchung unterbrechbarer Kapazitäten durch Wasserstoffabnehmer sollte auch die Erzeugungsseite berücksichtigt werden. Kann der erzeugte Wasserstoff aufgrund einer Kapazitätsunterbrechung nicht geliefert werden, entstehen erhebliche Kosten. Es existiert derzeit kein funktionierender liquider Commodity-Markt, über den kurzfristig alternative Abnehmer gefunden werden könnten. In solchen Fällen muss die Energie zwischengespeichert werden, was mit zusätzlichen Netzentgelten verbunden ist.  \r\n\r\nàDa Wasserstoff in direktem Zusammenhang mit den Strom- und Wasserstoffmärkte steht, erscheint der erzielte Rabatt von 10% nicht ausreichend, um die Verluste zu kompensieren.  \r\n\r\nàDarüber hinaus hat die Buchung von unterbrechbaren Kapazitäten vom Abnehmer Auswirkung auf den Business Case des Wasserstofferzeugers. Dies sollte durch Garantien berücksichtigt werden. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-04-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019064","regulatoryProjectTitle":"Entwurf eines zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhaus gasminderungs-Quote ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7f/ba/602146/Stellungnahme-Gutachten-SG2507280011.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 zum Entwurf über die Umsetzung der RED III im Verkehr\r\nDie Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) bildet die wirtschaftliche Grundlage der Dekarbonisierung im Verkehrssektor. Als marktwirtschaftlicher Mechanismus hat sie ihre Effizienz bereits unter Beweis gestellt. Die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen rund um die THG-Quote haben sich in den letzten Jahren jedoch stark verändert. Durch den starken Verfall der Zertifikatspreises war die Durchführung von Wasserstoffprojekten zur Dekarbonisierung von Raffinerien, die kurz vor einer finalen Investitionsentscheidung stand, kaum noch möglich.  \r\nWir begrüßen deshalb den neuen Entwurf und die Umsetzung der RED III Ziele im Verkehrsbereich auf nationaler Ebene. Diese Novellierung, wenn ambitioniert genug, wird von entscheidender Bedeutung für die Wirtschaftlichkeit von RFNBO Projekten im Verkehrsbereich. \r\n\r\nTHG-Quote und RFNBO Unterquote – Ein zentraler Hebel für die Dekarbonisierung\r\n-\tDie angekündigte Planbarkeit der Quote bis 2040 ist zu begrüßen. Allerdings fehlt es den aktuellen Zielvorgaben an Ambition: Eine Emissionsminderung von lediglich 53 % bis 2040 reicht nicht aus, um das Ziel der Klimaneutralität bis 2045 zu erreichen.\r\n-\tDie Idee, die THG-Quote bei einem Überangebot an Zertifikaten dynamisch anzupassen, ist grundsätzlich nachvollziehbar, wirft jedoch erhebliche Fragen hinsichtlich der praktischen Umsetzbarkeit auf. Insbesondere ist unklar, ob die Markttransparenz ausreicht, um eine Übererfüllung zuverlässig zu erkennen, und ob die Quoten flexibel und zeitnah angepasst werden könnten, ohne die Marktstabilität zu gefährden.\r\n-\tZur Sicherung der Verlässlichkeit des Systems schlagen wir vor, die Gültigkeit von Zertifikaten auf ein Jahr zu begrenzen. Alternativ könnte auch die Übertragbarkeit von Zertifikaten in das Folgejahr beschränkt werden – etwa nach dem Vorbild Spaniens, wo maximal 30 % der Zertifikatsmenge übertragen werden dürfen. \r\n-\tDie Einführung einer RFNBO-Unterquote begrüßen wir ausdrücklich, da sie eine verbindliche Nachfrage im Verkehrssektor schafft. Allerdings entspricht die geplante Quote von 1,5 % einem Drittel des heutigen Wasserstoffverbrauchs in deutschen Raffinerien. Dadurch droht eine Verdrängung anderer Anwendungen, die bis 2035 kaum Anreize für den Einsatz von RFNBO hätten.\r\n\r\n\r\n\r\nMultiplikatorregelung – gezielte Förderung statt Marktverzerrung\r\n-\tDie Einführung eines Multiplikators ist ein bewährtes Instrument zur Unterstützung des Markthochlaufs neuer Technologien, solange deren Wettbewerbsfähigkeit noch nicht gegeben ist. In diesem Sinne begrüßen wir ausdrücklich den Faktor 3 für RFNBO-Anwendungen. Um jedoch Investitionssicherheit zu gewährleisten, sollte die Degression des Multiplikators erst einsetzen, wenn der Markthochlauf tatsächlich gesichert ist. Eine zu früh festgelegte Degressivität kann Unsicherheit erzeugen und Investitionen hemmen.\r\n-\tPositiv bewerten wir auch die Entscheidung, fortschrittliche Biokraftstoffe künftig nicht mehr doppelt anzurechnen. Diese verfügen bereits über einen etablierten Markt und benötigen keine zusätzlichen Anreize. Zudem handelt es sich um begrenzte Ressourcen, deren Einsatz gezielt und effizient gesteuert werden sollte.\r\n\r\nPönale als ergänzender Anreiz zur Quotenerfüllung\r\nWir sprechen uns für die Einführung einer Pönale aus, die zusätzlich zu den nachzukaufenden Zertifikatsmengen erhoben wird. Ziel ist es, sicherzustellen, dass die nachträgliche Erfüllung der Quote durch Zukauf zwar möglich bleibt, aber nicht zur strategischen Umgehung der Verpflichtung führt. Eine solche Pönale schafft einen zusätzlichen Anreiz zur frühzeitigen und direkten Erfüllung der THG-Quote und der RFNBO-Unterquote und stärkt die Integrität des Instruments.\r\n\r\nMaßnahmen gegen Quoten-Betrug – Integrität des Systems stärken\r\nWir begrüßen ausdrücklich die geplante Einschränkung der Anrechnung von Palmölreststoffen. Diese Maßnahme ist ein wichtiger Schritt, um Schlupflöcher zu schließen und die ökologische Glaubwürdigkeit der THG-Quote zu sichern. Ebenso unterstützen wir eine Ausweitung der Kontrollen entlang der gesamten Nachweiskette. Nur durch konsequente Überwachung und Transparenz kann das Vertrauen in das Quotensystem langfristig erhalten bleiben.\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-08"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}