Energierecht

Netzanschluss für Batteriespeicher nach § 17 EnWG

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Energierecht ,, 0 Kommentare
Netzanschluss für Batteriespeicher nach § 17 EnWG

Batteriespeicher sind ein wichtiger Baustein für ein stabiles und flexibles Stromsystem. Sie können Strom aufnehmen, wenn viel erneuerbare Energie verfügbar ist, und ihn zu einem späteren Zeitpunkt wieder in das Netz einspeisen. Damit können sie Schwankungen der Stromerzeugung aus Wind und Sonne ausgleichen, Netzengpässe abfedern und zur Systemstabilität beitragen.

Für Betreiber sind Batteriespeicher zugleich ein zunehmend interessantes Geschäftsmodell. Geld verdienen lässt sich insbesondere mit der zeitlichen Verschiebung von Strombezug und -einspeisung („Arbitrage“), also dem Laden bei niedrigen und Entladen bei hohen Strompreisen. Hinzu kommen Erlöse aus Regelenergie, weiteren Systemdienstleistungen und der Vermarktung von Flexibilität. Die Kombination mehrerer Erlösquellen – das sogenannte Revenue Stacking – ist für die Wirtschaftlichkeit vieler Großspeicher von zentraler Bedeutung.

Dem steht allerdings ein erhebliches praktisches Problem gegenüber: Viele Speicherprojekte warten lange auf ihren Netzanschluss. Die Zahl der Anschlussbegehren ist in den vergangenen Jahren stark gestiegen, während die verfügbaren Netzkapazitäten vielerorts begrenzt sind. Der Netzanschluss kann damit zum entscheidenden Engpass für die Realisierung und Finanzierung eines Speicherprojekts werden.

Anspruch auf Netzanschluss nach § 17 EnWG

Ausgangspunkt ist § 17 Abs. 1 EnWG. Danach sind Betreiber von Energieversorgungsnetzen verpflichtet, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie zu angemessenen, diskriminierungsfreien und transparenten Bedingungen an ihr Netz anzuschließen. Batteriespeicher werden damit ausdrücklich als Anlagen erfasst, für die grundsätzlich ein gesetzlicher Anspruch auf Netzanschluss besteht.

Der Anspruch ist allerdings nicht grenzenlos. Nach § 17 Abs. 2 EnWG kann der Netzbetreiber einen Anschluss ablehnen, wenn er nachweist, dass ihm der Anschluss aus betriebsbedingten oder sonstigen wirtschaftlichen oder technischen Gründen unter Berücksichtigung der Ziele des Energiewirtschaftsgesetzes nicht möglich oder nicht zumutbar ist. Eine bloße pauschale Berufung auf „fehlende Netzkapazität“ genügt jedoch nicht.

In der Praxis relevanter als die edngütlige Weigerung ist jedoch die teils erhebliche Verzögerung. Zwar haben EEG- und KWKG-Anlagen gemäß § 17 Abs. 2a EnWG keinen Vorrang vor Energiespeichern. Den Speichern wird aber auch kein Vorrang eingeräumt sodass sie mit solchen Anlagen um die knappen Anschlussressorcen der Netzbetreiber konkurrieren.

Damit stellt sich die Frage, nach welchen Kriterien der Netzbetreiber entscheidet, welches Projekt zuerst angeschlossen wird. Das geltende Regime schreibt hierfür keine einheitliche Methode vor. In Betracht kommen etwa das Windhundprinzip („First Come, First Served“, was allerdings Anreize zur Beantragung spekulativer Vorratsanschlüsse setzt), eine Priorisierung nach dem Projektfortschritt („First Ready, First Served“) oder eine anteilige Aufteilung der verfügbaren Kapazität.

In jedem Fall muss das vom Netzbetreiber gewählte Verfahren sachgerecht, transparent und diskriminierungsfrei sein und darf nicht willkürlich zugunsten einzelner Projekte verändert oder angewandt werden. Für Speicherbetreiber kann deshalb die Frage, wie der Netzbetreiber die vorhandene Kapazität verteilt und welche Projekte vor dem eigenen berücksichtigt werden, ebenso wichtig sein wie die technische Frage des Netzanschlusspunkts.

Eine hilfreiche Option bietet hier § 17 Abs. 2b EnWG. Danach können Netzbetreiber und Anschlussbegehrende eine flexible Netzanschlussvereinbarung treffen. Ein Anschluss kann damit trotz begrenzter Netzkapazität ermöglicht werden, wenn die Einspeise- oder Entnahmeleistung des Speichers bei bestimmten Netzsituationen begrenzt wird. Für Speicherprojekte kann ein solcher Ansatz attraktiv sein, weil er einen früheren Netzanschluss ermöglichen kann. Beispiel: Ein Betreiber möchte einen 4 MW Speicher ans Netz bringen; die Stromleitungen geben jedoch nur 2 MW her. Statt nun auf die für 4 MW nötige Ertüchtigung der Leitungen zu warten, können Speicher- und Netzbetreiber eine vorläufige Inbetriebnahme mit nur 2 MW vereinbaren, sodass der Speicher zumindest eingeschränkt betrieben werden und sich amortisieren kann.

Gerichtliche Durchsetzung des Netzanschlusses

Verzögert sich der Netzanschluss oder lehnt der Netzbetreiber ihn ab, sollten Speicherbetreiber die Entscheidung nicht bei einer pauschalen Aussage wie „keine Netzkapazität vorhanden“ belassen. § 17 Abs. 2 EnWG sieht vor, dass eine Ablehnung in Textform zu begründen ist. Bei einem Kapazitätsmangel kann der Anschlussbegehrende zudem Informationen darüber verlangen, welche Maßnahmen und Kosten erforderlich wären, um den Anschluss zu ermöglichen.

Damit lässt sich zunächst überprüfen, ob tatsächlich ein technischer oder wirtschaftlicher Hinderungsgrund besteht. Ebenso kann geprüft werden, ob der Netzbetreiber die verfügbare Kapazität zutreffend ermittelt und bei konkurrierenden Anschlussbegehren ein sachgerechtes Verfahren angewandt hat.

Gerade bei Großspeichern ist eine solche Prüfung wichtig. Die Aussage, das Netz sei „voll“, beantwortet noch nicht die entscheidende rechtliche Frage. Zu klären ist vielmehr, welche Netzkapazität konkret fehlt, auf welcher Netzebene der Engpass besteht, welche anderen Projekte Kapazität beanspruchen, nach welchen Kriterien diese Projekte priorisiert werden und ob ein Netzausbau oder eine flexible Anschlusslösung möglich ist.

Der Anspruch aus § 17 EnWG kann grundsätzlich gerichtlich durchgesetzt werden. Im gerichtlichen Verfahren ist zunächst der konkrete Netzanschlussanspruch des Speicherbetreibers darzulegen. Dem können die Einwände des Netzbetreibers gegenübergestellt werden. Von besonderer Bedeutung sind dabei die Unterlagen aus dem Anschlussverfahren: das ursprüngliche Anschlussbegehren, technische Daten und Netzberechnungen, Angaben zum Netzverknüpfungspunkt, die Kommunikation mit dem Netzbetreiber sowie Informationen über konkurrierende Anschlussprojekte und die angewandten Priorisierungskriterien.

Dabei muss es nicht zwingend nur um die Frage gehen, ob ein ganz bestimmter Netzanschlusspunkt sofort zur Verfügung gestellt werden muss. Je nach Einzelfall kann auch zu prüfen sein, ob eine alternative Anschlusslösung in Betracht kommt oder ob der Netzbetreiber einen Netzausbau vornehmen muss. Entscheidend ist, ob die vom Netzbetreiber angeführten technischen oder wirtschaftlichen Gründe den gesetzlichen Anforderungen genügen und ob der Netzbetreiber seine Entscheidung nachvollziehbar und diskriminierungsfrei getroffen hat.

Besondere Bedeutung kann der einstweilige Rechtsschutz haben. Bei einem großen Speicherprojekt können Verzögerungen erhebliche wirtschaftliche Folgen haben. Finanzierungszusagen, Grundstücksverträge, Lieferverträge für Batterien und Transformatoren, Bauzeitenpläne sowie Vermarktungsverträge können von einem bestimmten Inbetriebnahmetermin abhängen. Verschiebt sich der Netzanschluss um Monate oder sogar Jahre, kann dadurch die Wirtschaftlichkeit des gesamten Projekts beeinträchtigt werden.

In geeigneten Fällen kann deshalb neben dem Hauptsacheverfahren ein Antrag auf einstweiligen Rechtsschutz in Betracht kommen. Ziel kann sein, den Anspruch des Speicherbetreibers vorläufig zu sichern oder eine vorläufige Anschlusslösung zu erreichen. Die Anforderungen an einen solchen Eilantrag sind allerdings hoch. Insbesondere müssen sowohl der geltend gemachte Anspruch als auch die besondere Dringlichkeit nachvollziehbar dargelegt werden.

Für Speicherbetreiber empfiehlt es sich deshalb, mögliche spätere gerichtliche Schritte bereits während des Netzanschlussverfahrens mitzudenken. Wichtig ist eine lückenlose Dokumentation: Wann wurde welcher Anschluss beantragt? Welche Leistung wurde begehrt? Welche Informationen hat der Netzbetreiber angefordert und erhalten? Welche Fristen wurden genannt? Welche technischen Varianten wurden geprüft? Welche anderen Projekte wurden berücksichtigt? Und nach welchen Kriterien wurde die verfügbare Kapazität verteilt?

Je besser diese Fragen dokumentiert sind, desto leichter lässt sich später beurteilen, ob der Netzbetreiber seinen Pflichten aus § 17 EnWG nachgekommen ist. Gerade wenn mehrere Speicherprojekte um dieselbe Netzkapazität konkurrieren, kann die gerichtliche Auseinandersetzung letztlich weniger eine Frage der abstrakten Anschlussberechtigung als eine Frage der rechtmäßigen Priorisierung sein.

Ausblick: Unionsrecht und neues Netzanschlussregime

Der Blick auf das europäische Recht zeigt, dass Speicher inzwischen nicht mehr lediglich als zusätzliche Stromverbraucher oder Einspeiser betrachtet werden. Die Richtlinie (EU) 2019/944 erkennt Energiespeicher als eigenständige Marktakteure und als wichtige Flexibilitätsressource des Stromsystems an.

Nach Art. 32 der Richtlinie sollen die Mitgliedstaaten einen Regulierungsrahmen schaffen, der Verteilernetzbetreiber in die Lage versetzt und Anreize schafft, Flexibilitätsleistungen zu beschaffen. Als Anbieter solcher Leistungen werden ausdrücklich auch Betreiber von Energiespeichern genannt. Die Beschaffung soll grundsätzlich transparent, diskriminierungsfrei und marktgestützt erfolgen.

Für Speicher ist das von erheblicher Bedeutung. Sie sollen nicht lediglich Kapazität im Netz beanspruchen, sondern können selbst dazu beitragen, Netzengpässe zu bewirtschaften und den Netzausbau effizienter zu gestalten. Die europäische Perspektive verschiebt damit den Blick von der Frage „Wie viel Netzkapazität benötigt der Speicher?“ zunehmend auch auf die Frage „Welche Flexibilität kann der Speicher für das Netz bereitstellen?“.

Das geplante Netzpaket

Auf nationaler Ebene zeichnet sich mit dem sogenannten Netzpaket eine weitergehende Reform des Netzanschlussrechts ab. Die Bundesregierung hat im Juli 2026 einen entsprechenden Gesetzentwurf beschlossen. Die neuen §§ 17a bis 17f EnWG sollen das Netzanschlussverfahren stärker standardisieren, transparenter machen und die knappen Netzkapazitäten besser mit dem erwarteten Anlagenzubau synchronisieren.

Mit dem neuen § 17a EnWG sollen die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsame Verfahren und Grundsätze für Netzanschlüsse entwickeln. Die Verfahren sollen transparent und diskriminierungsfrei sein und von der Bundesnetzagentur bestätigt werden können. § 17b EnWG sieht die Festlegung von Kriterien für die Reihenfolge konkurrierender Netzanschlussbegehren vor. Berücksichtigt werden sollen unter anderem die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems, gesetzliche Ausbauziele, die im Szenariorahmen abgebildeten Entwicklungen und eine möglichst effiziente Nutzung der Netzverknüpfungspunkte. Für Speicher ist relevant, dass Energiespeicheranlagen ausdrücklich in den Kreis der Anlagen einbezogen werden, deren Ausbauziele bei der Priorisierung berücksichtigt werden können. Daraus folgt allerdings kein genereller Vorrang von Batteriespeichern. Vielmehr soll die Entscheidung künftig stärker anhand vorab festgelegter Kriterien erfolgen.

Damit könnte sich die Bedeutung des bisherigen Windhundprinzips verringern. Nicht allein der Zeitpunkt des Anschlussbegehrens soll entscheidend sein. Vielmehr kann es darauf ankommen, wie weit ein Projekt entwickelt ist, welchen systemischen Beitrag es leistet und wie die knappe Netzkapazität möglichst effizient eingesetzt werden kann. Veröffentliche Verfahren werden es den Betreibern erleichtern, eine etwaige Diskriminierung in der Schlange zu erkennen und ggf. gerichtlich dagegen vorzugehen.

Mehr Transparenz über Netzkapazitäten

Der geplante § 17c EnWG soll die Transparenz über verfügbare Netzanschlusskapazitäten verbessern. Netzbetreiber sollen verfügbare Kapazitäten auf bestimmten Netzebenen künftig geografisch darstellen und regelmäßig aktualisieren.

Für Speicherentwickler könnte dies einen erheblichen praktischen Vorteil bringen. Bereits vor einer verbindlichen Projektentscheidung lässt sich besser abschätzen, an welchen Standorten ein Netzanschluss grundsätzlich realistisch erscheint. Das kann bei der Standortwahl, der Projektentwicklung und der Finanzierung eine wichtige Rolle spielen.

Die veröffentlichten Kapazitätsangaben sollen allerdings keinen eigenen Rechtsanspruch auf die ausgewiesene Kapazität begründen. Sie dienen vielmehr der Information und einer besseren Steuerung der Anschlussbegehren.

Verbindlichere Kommunikation und digitale Verfahren

Der geplante § 17d EnWG soll außerdem die Kommunikation zwischen Netzbetreiber und Anschlussbegehrendem verbindlicher machen. Netzbetreiber sollen innerhalb eines bestimmten Zeitraums Informationen zum Status und zur weiteren Bearbeitung eines Anschlussbegehrens zur Verfügung stellen. Kann innerhalb dieser Frist noch keine abschließende Entscheidung getroffen werden, sollen die Informationen regelmäßig aktualisiert werden.

Hinzu kommt die geplante Digitalisierung des Anschlussprozesses. Nach § 17e EnWG sollen digitale Netzanschlussportale geschaffen werden, über die das Verfahren von der Einreichung des Anschlussbegehrens bis zur weiteren Bearbeitung digital abgewickelt werden kann.

Gerade bei großen Batteriespeichern könnte dies die bislang häufig langwierige Abstimmung über technische Daten, Netzberechnungen und Projektfortschritte vereinfachen. Zugleich entstehen dadurch bessere Möglichkeiten, Bearbeitungsstände und Fristen nachvollziehbar zu dokumentieren.

Reservierung und Freigabe von Netzkapazität

Besonders praxisrelevant ist schließlich der geplante § 17f EnWG. Danach sollen insbesondere auf Verteilernetzebene gemeinsame, objektive, transparente und diskriminierungsfreie Vorgaben für die Reservierung von Netzanschlusskapazität entwickelt werden.

Die Reservierung soll stärker an den tatsächlichen Projektfortschritt gekoppelt werden. Dadurch soll verhindert werden, dass Netzkapazitäten über längere Zeit für Projekte blockiert werden, die letztlich nicht realisiert werden. Gleichzeitig erhalten ernsthaft entwickelte Projekte eine bessere Möglichkeit, die für ihre spätere Inbetriebnahme erforderliche Kapazität zu sichern.

Für Batteriespeicher zeichnet sich damit ein möglicher Paradigmenwechsel ab. Die zentrale Frage könnte künftig weniger lauten, wer zuerst einen Antrag gestellt hat, sondern vielmehr, welches Projekt die Voraussetzungen für einen Netzanschluss tatsächlich erfüllt, welchen Beitrag es zum Stromsystem leistet und ob die reservierte Kapazität innerhalb eines angemessenen Zeitraums auch genutzt wird.

Fazit

Der Netzanschluss entwickelt sich damit zu einem zentralen rechtlichen und wirtschaftlichen Thema für Batteriespeicher. Nach geltendem Recht bietet § 17 EnWG einen grundsätzlich durchsetzbaren Anspruch auf Netzanschluss. Bei knappen Kapazitäten kommt es allerdings entscheidend darauf an, nach welchen Kriterien der Netzbetreiber konkurrierende Anschlussbegehren behandelt und ob diese Kriterien transparent und diskriminierungsfrei angewandt werden.

Für Speicherbetreiber bedeutet das: Das Netzanschlussverfahren sollte nicht als rein technische Vorstufe des eigentlichen Projekts verstanden werden. Es ist vielmehr ein eigenständiger rechtlicher und wirtschaftlicher Prozess. Eine frühzeitige Prüfung der Anschlussbedingungen, eine sorgfältige Dokumentation und gegebenenfalls eine rechtzeitige gerichtliche Durchsetzung können entscheidend dafür sein, ob ein Speicherprojekt tatsächlich rechtzeitig ans Netz kommt.

Mit der europäischen Vorgabe zur stärkeren Nutzung von Flexibilität und dem geplanten neuen Netzanschlussregime könnte sich die Situation künftig weiter verändern. Transparente Kapazitätsinformationen, standardisierte Verfahren, neue Priorisierungskriterien und digitale Prozesse sollen die knappe Ressource Netzanschlusskapazität effizienter verteilen. Für Batteriespeicher eröffnet dies Chancen – zugleich wird es für Projektentwickler noch wichtiger werden, den eigenen Projektstand und den systemischen Nutzen des Speichers frühzeitig rechtssicher zu dokumentieren.

Altholz-Verbrennung im BEHG

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Emissionshandel,Energierecht,Kreislaufwirtschaft 2 Kommentare
Altholz-Verbrennung im BEHG

Seit 2024 unterfällt unter bestimmten Voraussetzungen auch die thermische Verwertung von Abfällen einschließlich Biomasse (insbesondere Altholz) dem nationalen Emissionshandelssystem nach BEHG. Doch wann genau unterliegt die Verbrennung von Altholz dem BEHG? Welcher Emissionswert ist anzusetzen, und bezogen auf welche Brennstoffmenge?

Wann unterliegt die Verbrennung von Altholz dem BEHG?

Das BEHG gilt gemäß § 2 Abs. 1 BEHG „für die Emission von Treibhausgasen aus den in Anlage 1 genannten Brennstoffen, die gemäß den Absätzen 2 und 2a in Verkehr gebracht werden.“ Anlage 1 BEHG listet abschließend die Warenklassen auf, die als „Brennstoffe“ im Sinne des BEHG gelten. In der Liste in Satz 1 der Anlage ist Altholz zwar nicht als Warenklasse aufgeführt. Nach Satz 2 gelten aber als Brennsstoffe „auch andere als die in Satz 1 genannten Waren, sofern sie im Falle des § 2 Absatz 2a in den dort genannten Anlagen eingesetzt werden.“ Nach § 2 Abs. 2 a Nr. 1 BEHG gelten Brennstoffe auch als in Verkehr gebracht, „wenn sie in Anlagen zur Beseitigung oder Verwertung von Abfällen verwendet werden, die nach Nummer 8.1.1 [des Anhangs der 4. BImSchV] einer Genehmigung bedürfen, und diese Anlagen nicht dem EU-Emissionshandel unterliegen.“

Nach dieser Systematik wird ein Stoff also auch dadurch zum Brennstoff im Sinne des BEHG (und als solcher zugleich in Verkehr gebracht), wenn er in einer genehmigungsbedürftigen, nicht dem EU-Emissionshandel (EU-ETS) unterliegenden Anlage zur thermischen Abfallverwertung oder -beseitigung eingesetzt wird.

Die thermische Verwertung von Holz ist genehmigungsbedürftig, wenn sie einen Durchsatz von 3 Tonnen pro Stunde überschreitet, Altholz aus anderen Altholzkategorien als A I und A II nutzt oder die Feuerungswärmeleistung 1 Megawatt oder mehr beträgt. Dem EU-ETS unterliegt ein Biomasseheizwerk gemäß Anhang I der Richtlinie 2003/87/EG dann nicht, wenn die Gesamtfeuerungswärmeleistung unter 20 MW beträgt.

In welcher Höhe sind die CO2-Emissionen abgabepflichtig?

Die Emissionen lassen sich (außer durch kontinuierliche Messung nach § 12 EBeV) auf zwei Wegen rechnerisch ermitteln:

Der einfachere Weg ist die Multiplikation der eingesetzten Brennstoffmengen mit den Standardfaktoren aus Anlage 2 Teil 5 EBeV. Der Input ist dabei in der Regel mit geeichten Messgeräten zu bestimmen, wovon aber Ausnahmen möglich sind (§ 6 Abs. 4 Satz 3 EBeV). Als Standardwerte sind gemäß § 7 Abs. 4 Satz 1 Nr. 1 EBeV die Werte aus Anlage 2 Teil 5 Nummer 6a EBeV zu nutzen. 

Keine Berücksichtigung fand bei den Regeln zur Mengenermittlung die Frage des Feuchtigkeitsgehalts. Diese wurde nur für die Nutzung nachhaltiger Brennstoffe in konventionellen Anlagen geregelt (§ 8 Abs. 6 EBeV), die hier nicht einschlägig ist. Es ist davon auszugehen, dass die Masse der Brennstoffe unmittelbar vor Verwertung maßgeblich ist, nicht jene bei Liefereingang (vgl. auch der Leitfaden von August 2023, Seite 40 („Auftrocknung“)).

Alternativ zur Nutzung der Standardfaktoren kann der Verantwortliche selbst Emissionsfaktoren für das Holz bestimmen (§ 7 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 EBeV). Das bietet sich vor allem dann an, wenn der Biomasseanteil mehr als die bei den Standardwerten vorgesehenen 95 % beträgt.

Welcher Anteil gilt als Biomasse?

Dem Biomasseanteil des Brennstoffs (bei Nutzung der Standardwerte also 95 % des Inputstoffs) kann bei der Berechnung der CO2-Emissionen ein CO2-Faktor von Null zugeordnet werden. Hierzu ist (a) eine Dokumentation der AVV-Nummern der Inputstoffe nach Masse und (b) eine Berechnung der Treibhausgasminderung nach § 6 der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) erforderlich. Die BioSt-NachwV fordert, dass die Emissionen aus Aufbereitung und Transport der Biomasse 70 % niedriger sind als die Emissionen, die bei der Nutzung fossiler Brennstoffe entstehen würden. Ob das der Fall ist, braucht nicht eigens ermittelt werden; vielmehr dürfen die Standardwerte in Anhang VI Teil D der Europäischen Richtlinie (EU) 2018/2001 (die sog. RED II) herangezogen werden.

Einigen Abfallbrennstoffen ordnet die DEHSt sogar einen Biomasseanteil von 100% zu. Bei ausschließlicher Nutzung der entsprechenden Anfallkategorien lässt sich also die Zertifikatebeschaffung sparen, die erfahrungsgemäß erhebliche Ressourcen im Unternehmen binden kann.  Voraussetzung ist, dass die Input-Stoffe in der von der DEHSt hier veröffentlichten “Liste mit Festwerten für sonstige naturbelassene Holzabfälle und Frischholz” enthalten sind.

Haben Sie Fragen zu den Themen Abfallverwertung und Emissionshandel? Hier finden Sie schnelle Hilfe.

Neue EU Gasrichtlinie für Wasserstoff

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Energierecht,Wasserrecht 0 Kommentare

Die Kommission hat den Entwurf einer neuen EU Gasrichtlinie veröffentlich, der für Wasserstoff klare Regeln vorsieht. Damit wird sich die 2021 ins EnWG eingefügte H2-Regulierung weitgehend erledigen. Die wichtigsten Elemente der neuen Richtlinie:

Spätestens ab 2030 werden H2-Tarife einheitlich, öffentlich, diskriminierungsfrei und vorab genehmigungsbedürftig sein; bis dahin können MS den verhandelten Netzzugang erlauben (wie im EnWG bislang vorgesehen).

Bestandsschutz: Für Bestandsnetze können Mitgliedsstaaten bis 2030 von den Regeln zu Drittnetzzugang und Entflechtung abweichen. Bei lokalen industriellen Netzen mit nur einem Einspeiser gilt auch nach 2030 eine Ausnahme; sobald weitere Quellen hinzutreten, entfällt das Privileg.

Für den grenzüberschreitenden Transport sollen die relevanten NRAs grenzüberschreitend abgestimmte H2-Tarife festlegen; ab 2030 müssen sich die betroffenen Betreiber auf eine ITC einigen.

Die Entflechtung von H2 Netzen soll sehr streng gehandhabt werden: Ownership Unbundling ist die klare Regel. Eine Ausnahme gibt es für Netze, die schon Teil eines vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmens sind: Dies können ihr Eigentum am Netz erhalten, müssen den Betrieb aber an einen ISO übertragen. Die ISO-Dienstleistung anbieten dürfen nur eigentumsrechtlich entflochtene H2- oder Erdgastransporteure. Bis 2030 steht außerdem eine ITO-ähnliche Ausnahme zur Verfügung, die wegen der Kürze der Zeit aber wenig attraktiv erscheint.

Selbst in einer eigentumsrechtlich entflochtenen Struktur muss der Betrieb von Wasserstoffnetzen durch eigene Gesellschaft erfolgen, wenn in dem Konzern auch Erdgas transportiert wird; Personal etc darf sich aber überschneiden. Dies konnte die deutsche Gasindustrie bei der 2021 EnWG Novelle noch verhindern. Der Wasserstoff-Betrieb benötigt eine getrennte Buchhaltung. Insoweit gibt es keine Veränderung gegenüber dem EnWG-Rechtsrahmen.

Eine Präsentation der neuen EU Gasrichtlinie für Wasserstoff steht hier zum Download bereit.

IPCEI-Förderung und Regulierung für H2-Netze

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Energierecht,Wasserstoff 0 Kommentare

Ich wurde unlängst mit der Frage konfrontiert, ob eine Wasserstoff-Infrastruktur (z.B. H2-Netze) zwingend der neuen, freiwilligen Regulierung zu unterwerfen ist, wenn es eine finanzielle Förderung als Important Project of Common European Interest (IPCEI) erhält.

Begriffe und Hintergründe

Bei IPCEI handelt es sich um Projekte, die von der Europäischen Kommission als so förderungswürdig angesehen werden, dass eine Subventionierung nicht gegen das innerhalb der EU grundsätzlich geltende Verbot staatlicher Hilfen verstößt. Das Verbot soll ein level playing field unter den Mitgliedsstaaten gewährleisten, sodass die Länder nicht mit Staatshilfen um die Ansiedelung von Unternehmen wetteifern – was letztlich zum Nachteil aller ginge. Hat ein Projekt aber IPCEI-Status von der Kommission erhalten, gilt eine Förderung durch den jeweiligen Staat als unionsrechtlich unbedenklich.

Die freiwillige Regulierung von H2-Netzen wurde in Deutschland im Sommer 2021 in den §§ 28j ff. EnWG eingeführt. Betreiber von Wasserstoffnetzen können sich einer Zugangs- und Entgeltregulierung ähnlich jener für Strom- und Erdgasnetze unterwerfen und somit geringere, aber planbarere Profite erwirtschaften. Über die Regulierung hatte ich bereits während des Gesetzgebungsverfahrens berichtet; von der damaligen Fassung unterscheidet sich die endgültige Fassung des Gesetze nur marginal.

Regulierung als Voraussetzung für IPCEI?

In den Kriterien der Europäischen Kommission zur Vergabe des IPCEI-Labels findet sich in Ziffer 4.2 Nr. 43 nun folgender Satz (2):

„Vorhaben, die den Bau einer Infrastruktur(1) umfassen, müssen einen offenen und diskriminierungsfreien Zugang zur Infrastruktur und eine diskriminierungsfreie Preisgestaltung gewährleisten(2).“

Die entsprechende Fußnote 2 ließt sich wie folgt:

„Umfasst das Vorhaben eine Energieinfrastruktur, unterliegen die Vorhaben der Tarif- und Zugangsregulierung sowie den Entflechtungs­anforderungen gemäß den Rechtsvorschriften für den Binnenmarkt.„

Hieraus lässt sich ableiten, dass Infrastrukturvorhaben nur dann als IPCEI gefördert werden können, wenn sie der europäischen Tarif- und Zugangsregulierung unterworfen sind. Dies kann zu der Annahme führen, dass deutsche H2-Netze der Regulierung gemäß §§ 28j ff. EnWG bedürfen, um den IPCEI-Kriterien zu genügen.

Argumente sprechen gegen Verknüpfung von Regulierung und IPCEI

Mehrere gewichtige Gründe sprechen jedoch dagegen. Die Kriterien der EU-Kommission sprechen ausdrücklich von „Rechtsvorschriften für den Binnenmarkt“, beziehen sich also auf europäische Regulierung. Die §§ 28j ff. EnWG gelten jedoch nur innerhalb Deutschlands, lassen sich also bereits nicht unter den Begriff der Rechtsvorschrift für den Binnenmarkt subsumieren. Auch würde die Anwendung der deutschen H2-Regulierung für Projekte in Deutschland eine Ungleichbehandlung mit Projekten in Mitgliedsstaaten ohne H2-Regulierung bedeuten. Außerdem stammen die Kriterien von 2014, als das EnWG noch keine Regulierung für Wasserstoffnetze vorsah.

Ein letztes Argument ergibt sich aus dem Wortlaut von § 28p Abs. 3 Satz 1 EnWG:

„Bei Wasserstoffnetzinfrastruktur, für die ein positiver Förderbescheid nach den Förderkriterien der nationalen Wasserstoffstrategie der Bundesregierung ergangen ist, liegt in der Regel eine Bedarfsgerechtigkeit vor.“

Die Vorschrift besagt, dass Projekte in der Regel die für die Regulierung erforderliche Bedarfsprüfung bestehen werden, wenn sie unter der nationalen Wasserstoffstrategie für IPCEI nominiert wurden. Die Formulierung impliziert jedoch Raum für Ausnahmen – ein IPCEI-Projekt kann also in der Bedarfsprüfung scheitern, und somit nicht der Regulierung unterfallen. Daraus folgt zwangsläufig, dass die Regulierung nicht Bedingung der IPCEI sein kann.

Im Ergebnis ist eine Wasserstoff-Infrastruktur nicht zwingend der freiwilligen Regulierung gemäß §§ 28j ff. EnWG zu unterwerfen, wenn es eine finanzielle Förderung als IPCEI-Projekt erhält.

Gesetzesentwurf Wasserstoffregulierung

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Energierecht,Wasserstoff

Vor drei Wochen berichtete ich an dieser Stelle über den Referentenentwurf des Wirtschaftsministeriums zur Wasserstoffregulierung. In leicht veränderter Fassung hat das Kabinett den Entwurf nun als Gesetzesentwurf beschlossen. Dieser wird nun dem Bundesrat und Bundestag zugehen, bevor er Gesetz werden kann. Die Änderungen gegenüber dem Referentenentwurf betreffen vor allem die gesellschaftsrechtliche Entflechtung. Hiergegen waren die Energieverbände in der Anhörung Sturm gelaufen.

Der Gesetzesentwurf steht auf der Seite des Ministeriums (hier!) zum Download bereit.

EnWG auch nach Ansicht des EuGH-Generalanwalts unionsrechtswidrig

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Energierecht

Schon im Oktober 2019 hatte ich berichtet, dass die EU-Kommission gegen die Bundesrepublik vor den Europäischen Gerichtshof (EuGH) gezogen ist (C-718/18). Grund: Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) ist ihrer Ansicht nach unionsrechtswidrig, da es die Gasrichtlinie 2009/73/EG (GasRL) nicht korrekt in nationales Recht umsetzt. Nun sprang ihr in seiner schriftlichen Stellungnahme auch der Generalanwalt bei. In seinem Schlussantrag fordert er den EuGH auf, der Klage der Kommission in allen vier Punkten stattzugeben. Auch seiner Auffassung nach ist das EnWG unionsrechtswidrig.

In meinem letzten Beitrag hatte ich mich auf die Rüge konzentriert, dass die Definition des Fernleitungsnetzbetreibers (FNB) in § 3 Nr. 5 EnWG von jener in Art. 2 Nr. 4 GasRL abweicht. Viel heißer von der Öffentlichkeit diskutiert wird jedoch die Rüge, dass die Bundesnetzagentur (BNetzA) nicht so unabhängig sei, wie von Art. 41 GasRL gefordert. Stattdessen räume § 24 EnWG der Bundesregierung Regelungskompetenzen ein, die sie mit der NZV, NEV und ARegV auch genutzt habe.

Eine weitere Rüge betrifft den räumlichen Anwendungsbereich der Entflechtungsvorgaben. Sie dürfte insbesondere auf Gazprom und die deutsche FNB-Tochter Gascade abzielen. Die vierte Rüge betrifft den personellen Anwendungsbereich der Entflechtung. Denn gemäß Art. 19 GasRL dürfen die Angehörigen eines FNB keine Anteile des Mutterkonzerns halten, wenn dieser mit Energie handelt. In Deutschland gilt dieses Verbot jedoch nur für Mitglieder der Unternehmensleitung.

In nachfolgender Slide habe ich die vier Rügen einmal kompakt und übersichtlich dargestellt. Sie steht hier auch als PDF zur Verfügung. Für die Rüge der mangelhaften Unabhängigkeit der BNetzA habe ich außerdem die wichtigsten Argumente der beiden Seiten dargestellt.

C-718/18 COM vs GER EnWG

Referentenentwurf zur Wasserstoffregulierung

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Energierecht,Wasserstoff

Ein brandneuer Referentenentwurf aus dem Wirtschaftsministerium widmet sich der Regulierung von Wasserstoffnetzen im EnWG. Neben weiteren Änderungen (unter anderem zur netzdienlichen Anbindung von Elektrofahrzeugen) definiert der Entwurf den Begriff der Wasserstoffnetze (und ihrer Betreiber), und führt sie einer Regulierung zu. Der Entwurf kann hier abgerufen werden. In Kürze die maßgeblichen Exzerpte:

Wasserstoff und Gas (§ Nr. 14 n.F. und 19a EnWG)

Die von der Industrie bevorzugte Einbeziehung von Wasserstoff in den Gasbegriff ist nicht in dem Referentenentwurf zur Wasserstoffregulierung vorgesehen. Stattdessen wird Wasserstoff in der Definition der Energie in § 3 Nr. 14 EnWG selbständig neben Elektrizität und Gas stehen. Das ist deshalb kurios, weil aus Elektrolyse gewonnener Wasserstoff ja bereits Gas im Sinne des § 3 Nr. 19a EnWG darstellt, und diese Vorschrift auch nicht angepasst werden soll.

Wasserstoffnetz und Betreiber (§ 3 Nr. 39a und 10b EnWG n.F.)

Ein Wasserstoffnetz ist „ein Netz zur Versorgung von Kunden mit Wasserstoff, das von der Dimensionierung nicht von vornherein nur auf die Versorgung bestimmter, schon bei der Netzerrichtung feststehender oder bestimmbarer Kunden ausgelegt ist, sondern grundsätzlich für die Versorgung jedes Kunden offensteht“.

Betreiber von Wasserstoffnetzen ist jede „natürliche oder juristische Personen, die die Aufgabe des Transports von Wasserstoff wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau des Wasserstoffnetzes“.

Energiespeicheranlagen (§§ 11a und 11b EnWG n.F.)

„Der Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes kann die Errichtung, die Verwaltung und den Betrieb einer Energiespeicheranlage, die elektrische Energie erzeugt [z.B. ein Elektrolyseur mit H2-Speicher und Brennstoffzelle], in einem offenen, transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren ausschreiben … [er] darf abweichend von Teil 2 Abschnitt 2 und 3 ausnahmsweise Eigentümer von Energiespeicheranlagen, die elektrische Energie erzeugen, sein oder solche Anlagen errichten, verwalten oder betreiben, wenn er dies bei der Regulierungsbehörde beantragt hat und diese ihre Genehmigung erteilt hat…“

Regulierung von Wasserstoffnetzen (§§ 28j ff. EnWG n.F.)

„Betreiber von Wasserstoffnetzen können gegenüber der Bundesnetzagentur schriftlich erklären, dass ihre Wasserstoffnetze der Regulierung nach diesem Teil unterfallen sollen. Die Erklärung wird wirksam, wenn erstmalig eine positive Bedarfsprüfung nach § 28p vorliegt. Die Erklärung gilt ab dem Zeitpunkt der Wirksamkeit unbefristet für den gesamthaften Betreiber von Wasserstoffnetzen …

§ 6b [die buchhalterische Trennung im vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen] gilt entsprechend. [redundant, siehe § 28l EnWG n.F.] …

Betreiber von Wasserstoffnetzen, die neben dem Betrieb von Wasserstoffnetzen weitere Tätigkeiten ausüben, haben zur Vermeidung von Diskriminierung und Quersubventionierung in ihrer internen Rechnungslegung ein eigenes Konto für die Tätigkeit des Betriebs von Wasserstoffnetzen so zu führen, wie dies erforderlich wäre, wenn diese Tätigkeit von rechtlich selbständigen Unternehmen ausgeführt würde. …“

Entflechtung (§ 28 l EnWG n.F.)

„Betreiber von Wasserstoffnetzen sind zur Gewährleistung von Transparenz sowie diskriminierungsfreier Ausgestaltung und Abwicklung des Netzbetriebs verpflichtet. Um dieses Ziel zu erreichen, haben sie die Unabhängigkeit des Netzbetriebs von der Wasserstofferzeugung, der Wasserstoffspeicherung sowie vom Wasserstoffverbrauch sicherzustellen. Betreibern von Wasserstoffnetzen ist es nicht gestattet, Eigentum an Anlagen zur Wasserstofferzeugung, zur Wasserstoffspeicherung, zum Wasserstoffverbrauch und Anlagen zur Einspeisung von Gas in Gasversorgungsnetze zu halten oder diese zu errichten oder zu betreiben.

Energieversorgungsunternehmen haben sicherzustellen, dass Betreiber von Wasserstoffnetzen, die mit ihnen vertikal oder horizontal verbunden sind, hinsichtlich ihrer Rechtsform unabhängig von anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung sind.

Unbeschadet gesetzlicher Verpflichtungen zur Offenbarung von Informationen haben Betreiber von Wasserstoffnetzen sicherzustellen, dass die Vertraulichkeit wirtschaftlich sensibler Informationen gewahrt wird, von denen sie in Ausübung ihrer Geschäftstätigkeit Kenntnis erlangen. Legt ein Betreiber von Wasserstoffnetzen Informationen über die eigenen Tätigkeiten offen, haben sie zu gewährleisten, dass dies diskriminierungsfrei erfolgt. Sie stellen insbesondere sicher, dass wirtschaftlich sensible Informationen gegenüber verbundenen Unternehmen vertraulich behandelt werden.“

Anschluss und Zugang (§ 28m EnWG n.F.)

„Betreiber von Wasserstoffnetzen haben Dritten den Anschluss und den Zugang zu ihren Wasserstoffnetzen zu angemessenen und diskriminierungsfreien Bedingungen zu gewähren, sofern dies für Dritte erforderlich ist. Der Netzzugang, einschließlich der damit zusammenhängenden Fragen des Netzanschlusses, ist im Wege des verhandelten Zugangs zu gewähren.

Betreiber von Wasserstoffnetzen können den Anschluss oder den Zugang nach Absatz 1 verweigern, soweit sie nachweisen, dass ihnen der Anschluss oder der Zugang aus betriebsbedingten oder sonstigen Gründen nicht möglich oder nicht zumutbar ist …“

Entgelte (§ 28n EnWG n.F.)

„Für die Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang zu Wasserstoffnetzen gilt § 21 [angemessen, diskriminierungsfrei, transparent, marktüblich, effizient] nach Maßgabe der Sätze 2 bis 5 entsprechend. Die Anreizregulierung nach § 21a sowie die Genehmigung von Entgelten nach § 23a findet auf Betreiber von Wasserstoffnetzen keine Anwendung. Die Kosten werden jährlich anhand der zu erwartenden Kosten für das folgende Kalenderjahr sowie der Differenz zwischen den erzielten Erlösen und den tatsächlichen Kosten des jeweiligen Vorjahres ermittelt und über Entgelte erlöst. Kosten dürfen nur insoweit geltend gemacht werden, als eine positive Bedarfsprüfung nach § 28p vorliegt. Die Kosten nach Satz 3 werden durch die Bundesnetzagentur nach § 29 Absatz 1 festgelegt oder genehmigt…“

Umrüstung von Erdgas- zu Wasserstoffleitungen (§ 113b EnWG n.F.)

„Die Umrüstung bestehender Erdgasleitungen, die in einem nach § 43 durchgeführten Planfeststellungsverfahren genehmigt wurden, auf den Transport von Wasserstoff bedarf einer Zulassung im Wege eines Anzeigeverfahrens nach Maßgabe des § 43f. Eine Umweltverträglichkeitsprüfung ist nicht durchzuführen …

Die nach § 4 des Bundesimmissionsschutzgesetzes für Verdichterstationen erlassenen Genehmigungen, die im Zuge der Umrüstung des Netzes oder einer Leitung auf den Transport von Wasserstoff nicht ausgetauscht werden müssen, gelten nach einer solchen Umrüstung fort. Der Betreiber zeigt die Änderung des Mediums der zuständigen Behörde spätestens einen Monat vor der Umrüstung an.“

Emissionsfaktor von Biogas im ETS

Rechtsanwalt Dr. Dirk Böhler, LL.M. Emissionshandel,Energierecht

CO2 zu emittieren ist teuer. Der Spotpreis für EUA, also für Europäische Allowances für die Emission von Treibhausgasen, beträgt derzeit rund 80€/t. Mit dem Einsatz von Biogas anstelle von Erdgas lässt sich daher Geld sparen. Denn anders als bei Erdgas mit seinem Emissionsfaktor von 56,1 t/TJ zählt die Verbrennung von chemisch fast identischem Biogas als CO2-neutral – für seinen Einsatz müssen Betreiber daher keine EUAs abzugeben. So lassen sich mit Biogas pro GWh eingesetzter Energie über 16.000 € ETS-Kosten sparen. Dies ist umso interessanter, als der Preis von Biogas sich inzwischen kaum noch von jenem für Erdgas unterscheidet (sie sind beide extrem hoch, das Bio-Zertifikat fällt mir einem Aufschlag von rund 1€ kaum ins Gewicht).

2022: Normales Biogas zählt noch als CO2-neutral

Ab 2022 sollten die zu beachtenden Anforderungen aber eigentlich deutlich strenger werden. Infolge einer Änderung der Monitoring and Reporting Regulation (MRR) sollte künftig nur noch solches Biogas als CO2-neutral gelten, das unter Einhaltung der strengen Nachhaltigkeitskriterien der RED2 produziert wurde – siehe sogleich weiter unten. Allerdings gibt es kaum Anlagen im Markt, die diese Kriterien überhaupt erfüllen. Das dort produzierte Biomethan wäre seinerseits sehr teuer; man könnte zwar ETS-Kosten sparen mit Biogas, müsste bei der Commodity aber wiederum draufzahlen.

Erfreulicherweise hat die EU-Kommission den Mangel an zertifizierten Betrieben erkannt und die MMR geändert: Im Jahr 2022 dürfen die Mitgliedsstaaten von der Anwendung der strengen RED2 Anforderungen noch einmal absehen. In Deutschland macht die DEHSt für feste und gasförmige Biomasse von diesem Recht Gebrauch. Das bedeutet: In diesem Jahr können noch auch mit normalem, d.h. nicht RED2-zertifiziertem Biogas ETS-Kosten gespart werden.

Ab 2023: Biogas muss RED2-konform sein

Ab 2023 gelten die Regeln der MMR, also der Monitoring and Reporting Regulation (EU) 2018/2066 über die Ermittlung der Emissionen von dem Europäischen Emissionshandel (ETS) unterliegenden Anlagen, in neuer Gestalt. Neben dem üblichen Feintuning kümmert sich die Änderung vor allem um den Emissionsfaktor von Biogas und anderer Biomasse. Diesen regelt die MRR künftig deutlich umfangreicher, leider aber keinesfalls klarer.

Der Verweis auf Herkunftsnachweise wird nun zwar nicht mehr auf das System für grüne(n) Strom, Wärme und Kälte eingeschränkt; ein unionsweites System von Herkunftsnachweisen für Biogas wurde aber nicht eingeführt. Stattdessen kamen neue Anforderungen hinzu, die die Anerkennung von Null-Emissionen-Biogas weiter verkomplizieren: Der neue Art. 39 Abs. 4 MRR wird wie folgt lauten:

Der Anlagenbetreiber kann den Biomasseanteil anhand von Rechnungsunterlagen über den Erwerb von Biogas mit gleichem Energiegehalt bestimmen, sofern er der zuständigen Behörde glaubhaft nachweist, dass

a) ein und dieselbe Biogasmenge nicht doppelt gezählt wird, insbesondere, dass niemand anderes angibt, das erworbene Biogas zu verwenden; dieser Nachweis kann durch die Vorlage eines Herkunftsnachweises im Sinne von Artikel 2 Nummer 12 der Richtlinie (EU) 2018/2001 [RED II] erbracht werden [elektronisches Dokument, das ausschließlich als Nachweis gegenüber einem Endkunden dafür dient, dass ein bestimmter Anteil oder eine bestimmte Menge an Energie aus erneuerbaren Quellen produziert
wurde];

b) der Anlagenbetreiber und der Produzent des Biogases an dasselbe Gasnetz angeschlossen sind. [es dürfte sich um kumulative Voraussetzungen handeln, da die Vermeidung einer Doppelzählung systemisch unverzichtbar ist; der Begriff des Gasnetzes ist leider nicht definiert, sodass die grenzübergreifende Anerkennungsfähigkeit sich nur mittelbar aus Art. 38 Abs. 5 UAbs. 4 MRR ergibt]

Zum Nachweis der Einhaltung dieses Absatzes kann der Anlagenbetreiber auf die Daten zurückgreifen, die in einer von einem oder mehreren Mitgliedstaaten eingerichteten Datenbank gespeichert sind, die die Rückverfolgung der Weiterleitung von Biogas ermöglicht.“

Emissionsfaktor geknüpft an Nachhaltigkeitskriterien

Zumindest die Grundidee blieb unverändert: Biogas ist klimaneutral: Art. 38 MRR wird weiterhin in Abs. 2 die Regelung enthalten, dass der Emissionsfaktor von Biomasse Null beträgt – nun aber ergänzt durch einen Verweis auf folgenden Absatz 5:

Wird auf diesen Absatz Bezug genommen, müssen Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe, die für die Verbrennung verwendet werden, die Nachhaltigkeitskriterien und die Kriterien für Treibhausgaseinsparungen gemäß Artikel 29 Absätze 2 bis 7 und 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 [RED II] erfüllen.

Biokraftstoffe, flüssige Biobrennstoffe und Biomasse-Brennstoffe, die aus Abfällen und Reststoffen — mit Ausnahme von Reststoffen aus Landwirtschaft, Aquakultur, Fischerei oder Forstwirtschaft — hergestellt werden, müssen jedoch lediglich die Kriterien gemäß Artikel 29 Absatz 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 erfüllen. Dieser Unterabsatz gilt auch für Abfälle und Reststoffe, die vor ihrer Weiterverarbeitung zu Biokraftstoffen, flüssigen Biobrennstoffen und Biomasse-Brennstoffen zuerst zu einem anderen Produkt verarbeitet werden.

Strom, Wärme und Kälte, die aus festen Siedlungsabfällen erzeugt werden, unterliegen nicht den in Artikel 29 Absatz 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Kriterien für Treibhausgaseinsparungen.

Die in Artikel 29 Absätze 2 bis 7 und 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Kriterien gelten unabhängig von der geografischen Herkunft der Biomasse.

Artikel 29 Absatz 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 gilt für Anlagen im Sinne von Artikel 3 Buchstabe e der Richtlinie 2003/87/EG [diese kryptische Formulierung dürfte auf die in der ETS-RL weit gezogenen Anlagengrenzen Bezug nehmen, die auch  verbundene Aktivitäten umfassen].

Die Einhaltung der in Artikel 29 Absätze 2 bis 7 und 10 der Richtlinie (EU) 2018/2001 festgelegten Kriterien wird gemäß Artikel 30 und Artikel 31 Absatz 1 dieser Richtlinie bewertet.

Entspricht die für die Verbrennung verwendete Biomasse nicht diesem Absatz, so gilt ihr Kohlenstoffgehalt als fossiler Kohlenstoff.

Betreiben Sie eine industrielle Anlage und haben Fragen zum Emissionsfaktor von Biogas im ETS? Sprechen Sie mich gerne an!