Neue EU Gasrichtlinie für Wasserstoff

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

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

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

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

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

Neue Monitoring-Verordnung (MRR) für den ETS

Anfang Januar ist die neue Verordnung (EU) 2020/2085 in Kraft getreten. Es handelt sich um eine Änderung der sog. MRR, also der Monitoring and Reporting Regulation (EU) 2018/2066 über die Ermittlung der Emissionen von dem Europäischen Emissionshandel (ETS) unterliegenden Anlagen. Neben dem üblichen Feintuning kümmert sich die Änderung vor allem um den Emissionsfaktor von Biogas und anderer Biomasse. Diesen regelt die MRR ab 2022 deutlich umfangreicher, leider aber keinesfalls klarer geregelt.

Die Anerkennung von Biogas als Null-Emissionen-Gas durch die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) ist schwierig. Da die alte MRR unnötig einschränkend auf das Herkunftsnachweis-System für grüne(n) Strom, Wärme und Kälte verwies, musste die DEHSt eigene Forderungen an die Verwendung anerkennungsfähigen Biogases aufstellen (siehe Kapitel 8.3 dieses Leitfadens). Einer meiner Mandanten hat diese wie folgt in seine Einkaufsbedingungen übersetzt:

"Das Biogas muss den Anforderungen der Biomasseverordnung in der jeweils geltenden Fassung genügen. Der Lieferant muss die biogene Eigenschaft des Biogases durch massebilanzielle Nachverfolgung im Biogasregister der DENA oder per dortigem Liefermodell-Auszug  nachweisen können. Bei außerhalb der Bundesrepublik Deutschland produziertem Biogas muss der Lieferant einen Ausbuchungsbeleg des abgebenden Massebilanzsystems vorlegen und die Massenbilanzierung der Biogasmengen durch eine unabhängige Auditierung bestätigen."

Diese kryptischen Anforderungen waren lange Zeit von geringer praktischer Relevanz. Denn Biogas weist zwar einen Emissionsfaktor von 0 auf, was die Energiekosten bei ETS-Kosten von derzeit rund 30 EUR für eine Tonne CO2 um ca. 6 EUR pro MWh reduziert. Wegen des enormen Spreads zwischen dem Preis für Erdgas und Biogas in Deutschland war es für Anlagenbetreiber aber trotzdem weitaus günstiger, ihre Anlagen mit Erdgas zu betreiben, und eben das dabei emittierte CO2 zu bezahlen. Infolge kräftiger Subventionen in einigen EU-Mitgliedsstaaten nähert sich Biogas aber langsam der Konkurrenzfähigkeit.

Herkunftsnachweise für Biogas

Höchst willkommen wären daher europäische Regelungen zur Anerkennungsfähigkeit von Biogas mit einem ETS-Emissionsfaktor von Null. Leider hat die Kommission dieses dringende Bedürfnis der Industrie verkannt oder ignoriert. Der Verweis auf Herkunftsnachweise wird nun 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.

Wasserstoff-Strategien EU, Bund und Länder (Linksammlung)

Die sog. Wasserstoff-Strategien zur Förderung (bzw. zu einem „Markthochlauf“) einer Wasserstoffwirtschaft haben Konjunktur. Bis sie unmittelbare Auswirkungen zeitigen, wird noch viel Wasserstoff den Rhein hinabfließen – ich selbst habe bereits 2017 zum Thema Power-to-Gas publiziert. Die vorliegende Linksammlung Wasserstoff-Strategien fasst aber die wichtigsten Dokumente schon jetzt zusammen (Stand 23. November 2020):

Bundesrepublik Deutschland:

Gewinner des Ideenwettbewerbs „Reallabore der Energiewende“ (18. Juli 2019)

Nationale Wasserstoffstrategie (10. Juni 2020)

Entwurf Netzentwicklungsplan Gas 2020-2030 (1. Juli 2020)

Bundesländer:

Eckpunktepapier der ostdeutschen Kohleländer zur Entwicklung einer regionalen Wasserstoffwirtschaft (15. Juni 2020)

NRW Wasserstoff-Roadmap (9. November 2020)

Europäische Kommission:

Wasserstoff-Strategie für ein klimaneutrales Europa (8. Juli 2020)

ACER (Europäische Agentur der nationalen Netzagenturen):

Auswertung einer Marktbefragung zur H2-Readiness der Gasnetze für Wasserstoff und Biomethan (10. Juli 2020)

Einzelne Projekte

Cottbus: Umstellung von Bussen auf Wasserstoffantrieb in Kooperation mit LEAG (15. Juli 2020)

Hybridge: Amprion beantragt Ruhendstellung des Investitionsmittelantragsverfahrens (14. Juli 2020)

Northern Lights: CCS (nur mittelbar relevant für Wasserstoffproduktion, da Proof of Concept für Blauen Wasserstoff)

Bremervörde: Linde errichtet Wasserstofftankstelle für Personenzüge (30. Juli 2020)

Hemmingstedt: Westküste 100 (28. Juli 2020)

Kärnten: H2Carinthia (3. August 2020)

Leuna: Pilotelektrolyseur (11. August 2020)

Zillertal: HyTrain Echtbetrieb (4. August 2020)

Österreich: RAG wandelt H2 in Speicher in CH4 um (17. August 2020)

Rheinland: H2R Wasserstoff Rheinland (28. August 2020)

Dietikon: Erste industrielle P2G-Anlage in der Schweiz (4. September 2020)

Hamburg: H2-Gaskraftwerk mit Motor von Innoi

Esslingen: Quartierskonzept mit Elektrolyseur (18. September 2020)

Bayern: Förderprogramm für Wasserstofftankstellen (18. September 2020)

Hamm: Wasserstoffanlage von Trianel (23. September 2020)

Wuppertal: WSW betreibt 10 Wasserstoffbusse (100 Tage Einsatz: 25. September 2020)

Wunsiedel: Elektrolyseur der Siemens Smart Infrastructure (25. September 2020)

BAB Tankstellennetz (September 2020)

Bielefeld: Wasserstoff-Busse der Mobiel (14. Oktober 2020)

Mehrum: Umbau Steinkohlekraft – Projekt H2Mehrum (16. Oktober 2020)

DüsselRheinWupper Modellregion (16. Oktober 2020)

Frankfurter Industriepark Höchst Wasserstofftankstelle für Züge (27. Oktober 2020)

Norden Deutschlands: Wasserstoffkarte der IHK Nord (18. November 2020)

Limburg: H2 Produktion aus Haushaltsmüll (20. November 2020)

Nürnberg: Wasserstoffkraftwerk für Messe in Nürnberg (23. November 2020)

Tübingen: Wasserstoffzug der DB mit mobiler Tankstelle (24. November 2020)

H2 Giga, H2Mare, TransHyde

Die neue REGENT 2021 Festlegung der BNetzA – Änderungen im Überblick

Die BNetzA hat das Konsultationsverfahren für die neue REGENT 2021 Festlegung (Az. BK9-19/610) eingeleitet. Der Beitrag gibt einen Überblick über Regelungsgehalt und Änderungen.

In ihrer gegenwärtigen Entwurfsfassung setzt die Festlegung die Referenzpreismethode der einheitlichen Briefmarke fort. Diese hatte die BNetzA im vergangenen Jahr mit der ersten REGENT-Festlegung eingeführt.

REGENT 2021 Änderungen im Überblick

Bei der neuen Fassung geht sie wegen der nach § 21 GasNZV vorgeschriebenen Marktgebietszusammenlegung von künftig nur noch einem gemeinsamen Marktgebiet in der Bundesrepublik aus. Das bedeutet, dass für Gastransporte innerhalb Deutschlands (auch von Grenze zu Grenze) unabhängig von Betreiber, Distanz, Start- und Zielpunkten grundsätzlich derselbe Preis aufzurufen ist.

Die einheitliche Briefmarke erfordert erhebliche finanzielle Transfers zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern und spiegelt kaum das heterogene Feld der unterschiedlich gebauten und genutzten Netze wieder. Die unterschiedlichen Definitionen des Fernleitungsnetzbetreibers nach deutschem und europäischem Recht verkomplizieren die Sache zusätzlich.

In Anbetracht der weitgehenden Deckungsgleichheit von alter und neuer Regelung lassen sich die Unterschiede nicht ohne weiteres erkennen. Ich habe daher eine Vergleichsversion der Tenore erstellt, die hier abgerufen werden kann.