Das Wichtigste in Kürze

• Die EE-Anlage, die den Strom für die Wasserstoffproduktion über einen Stromabnahmevertrag bereitstellt, sollte in einem Radius von 200km Entfernung um den Elektrolyseur liegen. Dieses Standortkriterium würde verhindern, dass Elektrolyseure als neue Stromverbraucher die Situation beim Netzengpassmanagement weiter verschärfen
• Die stündliche Zeitgleichheit zwischen EE-Stromerzeugung und Elektrolyse sollte vom 01.01.2030 auf den 01.07.2027 vorgezogen werden.
• Es sollten angemessene Nachweis- und Controllingvorgaben für den Import von flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs sowie biogenen Wasserstoffs insb. aus Drittländern gemacht werden.
• Im Rahmen der Anerkennung von Strom aus dem Netz bei Reduktion des Umfangs einer Redispatchmaßnahme sollte die Bundesregierung ein tragfähiges Konzept entwickeln, dass den wirtschaftlichen Betrieb von Elektrolyseuren bei Teilnahme an den Ausschreibungen nach § 13 Abs. 6b EnWG zum Strombezug von zuschaltbaren Lasten im Rahmen der Beseitigung von Netzengpässen ermöglicht und gleichzeitig deren marktliche Flexibilitätsbereitstellung sicherstellt.
• Die Bundesregierung sollte eine regulatorische Klarstellung vornehmen, nach welcher Methode die Treibhausgaseinsparungen den fertigen Endprodukten zugeordnet werden sollen.

Einleitung

Grüner Wasserstoff und hierauf basierende erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen aber auch biogenen Ursprungs sind für das Gelingen der Energiewende von zentraler Bedeutung. Dafür müssen diese jedoch so definiert sein, dass sie tatsächlich aus Erneuerbaren Energien (EE) hergestellt werden und deren Ausbau unterstützen.

Die Bundesregierung sollte zu diesem Zweck dringend die Spielräume nutzen, welche die EU den Mitgliedsstaaten im Rahmen der nationalen Umsetzung ihres Delegierten Rechtsakts zu den Bedingungen der Produktion von flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs eingeräumt hat und die Kriterien für die Produktion von grünem Wasserstoff, insbesondere im Bereich der geographischen und zeitlichen Korrelation, nachschärfen. Auch muss sichergstellt werden, dass diese Kriterien in der Praxis auch beim Import, insb. beim Import aus Drittländern, Anwendungen finden. Zudem muss die Bundesregierung über eine ordentliche Ausgestaltung der Ausschreibungen nach § 13 Abs. 6b sicherstellen, dass Elektrolyseure auch bei der Reduktion von Redispatchmaßnahmen eine wichtige Rolle spielen und gleichzeitig ihr Flexibilitätspotential dem Markt zur Verfügung stellen können. Die regulatorischer Klarstellung, nach welcher Methode die Treibhausgaseinsparungen den fertigen Endprodukten zugeordnet werden sollen, ist ebenfalls von großer Bedeutung.

Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) begrüßt die Möglichkeit zur Stellungnahme zum vorliegenden Referentenentwurf zur Novellierung der 37. Bundes-Immissionsschutzverordnung und wird im Folgenden zu den oben genannten und weiteren Punkten Stellung beziehen.

1. Zu § 3 Anrechnung von erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs

1.1 Zu § 3 Abs. 5

In § 3 Abs. 5 wird ausgeführt: „Die Treibhausgasemissionen der erneuerbaren Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs nach Absatz 1 werden berechnet durch Multiplikation der energetischen Menge des erneuerbaren Kraftstoffs nicht-biogenen Ursprungs […]

Gemeint sein müssen hier jedoch nicht die Treibhausgasemissionen als solche, sondern die Treibhausgasemissionseinsparungen. Der BEE bittet die Formulierung an dieser Stelle entsprechend zu korrigieren.

1.2. Zu § 3 Abs. 6

§ 3 Abs. 6 Nr. 2 legt fest, dass die die Bestimmungen in Absatz 1 auch auf erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs anzuwenden sind, die aus einem EU-Mitgliedstaat sowie aus Drittstaaten importiert werden. Diese Vorgabe ist insofern von besonderer Relevanz, als dass die Bundesregierung plant, einen Großteil der benötigten flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs zu importieren.

Es wird allerdings im vorliegenden Referentenentwurf an keiner Stelle weiter ausgeführt, wie die Nachweisführung zur Einhaltung der entsprechenden Vorgaben konkret von statten gehen soll. Der Import solcher Kraftstoffe birgt insb. bei Einfuhr aus Drittstaaten ein erhebliches Missbrauchspotential. Dies gilt nicht nur für die flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs, sondern auch für den in § 13 genannten biogenen Wasserstoff bzw. die hierfür benötigten Grundstoffe.

Die Bundesregierung sollte den Zertifizierungsstellen deshalb dringend angemessene Nachweis- und Controllingvorgaben bei Import von flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs sowie biogenen Wasserstoffs insb. aus Drittländern machen.

2.  Zu § 6 Zusätzliche Stromerzeugung

In § 6 Abs. 5 wird ausgeführt: „Für Anlagen […] sowie Absatz 2 Nummer 2 ausgenommen, […].“ Anstatt dessen sollte es heißen „Für Anlagen […] sowie Absatz 1 Nummer 2 ausgenommen, […].“.

Der BEE bittet die Formulierung an dieser Stelle entsprechend zu korrigieren.

3. Zu § 7 Zeitliche Korrelation

Die Europäische Kommission stellt den Mitgliedsstaaten in ihrem delegierten Rechtsakt explizit frei, das Kriterium der stündlichen Zeitgleichheit zwischen EE-Stromerzeugung und Elektrolyse vom 01.01.2030 auf den 01.07.2027 vorzuziehen.

Der BEE kritisiert, dass die Bundesregierung den ihr von der europäischen Kommission gegebenen Spielraum nicht nutzt und fordert, die stündliche Zeitgleichheit zwischen EE-Stromerzeugung und Elektrolyse frühestmöglich, also zum 01.07.2027, einzuführen.

Nur durch diese strengere Auslegung der Zeitgleichheit kann sichergestellt werden, dass durch die Wasserstoffgewinnung kein CO2 bei der erforderlichen Stromerzeugung ausgestoßen wird und diese damit im Einklang mit den Klimazielen stattfindet.

4. Zu § 8 Geographische Korrelation

In ihrem delegierten Rechtsakt hat die europäische Kommission Gebotszonen-bezogene Kriterien bzgl. der geographischen Korrelation definiert (EE-Anlage und Elektrolyseur befinden sich in derselben Gebotszone oder in einer verbundenen Gebotszone mit geringerem oder gleichem Strompreis oder einer verbundenen Offshore-Gebotszone). Sie hat den Mitgliedsstaaten darüber hinaus offen gelassen, weitere Standortkriterien einzuführen.

Im Hinblick auf den Redispatch (Netzengpassmanagement) als immer größere werdende Herausforderung für die Energiewirtschaft fordert der BEE die Nutzung des von der europäischen Kommission gegebenen Spielraums und die Einführung eines Standortkriteriums, welches verhindert, dass Elektrolyseure als neue Stromverbraucher die Situation beim Netzengpassmanagement weiter verschärfen.

Zum Hintergrund:

In Deutschland wurden laut BNetzA allein im Jahr 2022 8.071 Gigawattstunden Strom aus EE-Anlagen abgeregelt. Dies stellt eine deutliche Erhöhung gegenüber der Abregelungsmenge von 5.818 Gigawattstunden im Jahr 2021 dar. Und auch die Gesamtkosten für Netzengpassmanagementmaßnahmen lagen im Gesamtjahr 2022 mit rund 4,2 Mrd. Euro weit über dem Vorjahresniveau  von  2,3  Mrd.  Euro  (die  Kosten  für  die  Reduzierung  der Wirkleistungseinspeisung von EE stiegen im gleichen Zeitraum von 0,8 Mrd Euro auf rund 0,9 Mrd. Euro) (siehe BNetzA 2022).

Die Abregelung von EE-Anlagen führt zu erheblichen volkswirtschaftlichen Mehrkosten und einer Verteuerung der Energiewende in Deutschland. Um eine weitere Zunahme der Redispatchkosten zu vermeiden, ist es dringend geboten, große Stromverbraucher in der Nähe von EE-Anlagen zu platzieren. Elektrolyseure sind solche Stromverbraucher. Aus diesen Gründen führte auch die EU im delegierten Rechtsakt die geographischen Kriterien ein. Da diese geographischen Kriterien je nach Mitgliedsstaat sehr unterschiedlich aussehen können und sollten, ist es richtig, dass die EU die geographischen Kriterien momentan nur auf Gebotszonen anwendet. Deutschland sollte aber dringend vom Recht Gebrauch machen strengere geographische Kriterien zu definieren.

Vor diesem Hintergrund schlägt der BEE ein geographisches Kriterium vor, das sicherstellt, dass die Elektrolyse in der Nähe der Stromproduktion durch Erneuerbare Energien stattfindet.

BEE-Vorschlag: Die EE-Anlage, die den Strom für die Wasserstoffproduktion über einen Stromabnahmevertrag bereitstellt, liegt in einem Radius von 200km Entfernung um den Elektrolyseur.

Dieser Vorschlag hat verschiedene Vorteile:

• Die regionale Eingrenzung führt dazu, dass die Elektrolyse vorrangig an Orten mit hoher EE-Erzeugung stattfindet. Hierdurch wird die Verstärkung von Netzengpässen vermieden und damit die volkswirtschaftlichen Kosten verringert. Fehlt hingegen eine solche Eingrenzung und wird Elektrolyse auch in Regionen mit wenig EE-Erzeugung und mit bereits bestehenden Lastüberschüssen angereizt, kann diese die Anzahl von Netzengpässen und damit die Redispatchkosten erhöhen.
• Gleichzeitig bietet der Vorschlag die notwendige Flexibilität und schließt keine Geschäftsmodelle aus. Der Radius von 200km ist weit genug gefasst, um Elektrolyseuren mit Anschluss an das momentan entstehende Wasserstoffkernnetz ausreichend Erneuerbaren Strom zur Wasserstoffproduktion zu ermöglichen. Der Vorschlag ist also im Einklang mit dem Hochlauf der Wasserstoff-Infrastruktur und bietet die notwendige Freiheit für verschiedene H2-Geschäftsmodelle. Auch küstennahe Produktion mit Offshore-Windstrom wird dadurch ermöglicht.
• Der Vorschlag ist regulatorisch sehr leicht umsetzbar und praktikabel. Alternativen wie z.B. eine Ausweisung von Standorten für systemdienliche Elektrolyse sind zwar langfristig wünschenswert, aber kurzfristig nicht umsetzbar, da sich die Verteilung von Netzengpässen stets dynamisch entwickelt und daher kontinuierlich angepasst werden müsste.

Der BEE schlägt für die Zeit nach 2027 eine Revision des beschriebenen Kriteriums vor, um den Radius der Begrenzung entsprechend des Redispatchvolumens, der Entwicklung der Wasserstoffnetzsituation und des bis dahin womöglich neuen Kenntnisstands bzgl. der regionalen Verteilung von Netzengpässen anzupassen. In der jetzigen Situation ist es jedoch von höchster Priorität beim Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft keine Fehlanreize zu setzen, welche die Anzahl der Netzengpässe und damit die Redispatchkosten noch weiter erhöhen könnten.

5. Zu § 9 Anerkennung von Strom aus dem Netz in Sonderfällen

In § 9 Abs. 2 des vorliegenden Referentenentwurfs wird darauf verwiesen, dass die Voraussetzungen nach § 9 Abs. 1 Nr 3. Buchstabe a und b (Anerkennung von Strom aus dem Netz zur Herstellung von erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs bei Reduktion des Bedarfs einer Redispatchmaßnahme) erfüllt sind, wenn der Stromverbrauch der Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien nicht-biogenen Ursprungs im Rahmen von § 13 Abs. 6, 6b des Energiewirtschaftsgesetzes erfolgt.

Der BEE weist darauf hin, dass Ausschreibungen nach § 13 Abs. 6, 6b noch nicht stattgefunden haben, da die die ursprünglich in § 13 Abs. 6b EnWG für den 01.07.2023 geplante Ausschreibung mit der letzten EnWG-Novelle um ein Jahr auf den 01.07.2024 verschoben wurde. Es gibt insofern keine praktische Erfahrung mit der Annahme der Ausschreibungsbedingungen durch Elektrolysebetreiber.

In diesem Zusammenhang will der BEE auf den § 13 Abs. 6b Nr.1 EnWG aufmerksam machen, der ausführt, dass „für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt“ ist. Dieses Verbot, das vermutlich strategisches Bieterverhalten unterbinden soll, führt dazu, dass nur neu errichtete und ausschließlich für den gem. § 13 Abs. 6b EnWG definierten Anwendungszweck betriebene Anlagen an der Ausschreibung teilnehmen können.

Nach Berechnungen des BEE sind für einen wirtschaftlichen Betrieb von Elektrolyseuren zwischen 3.800 und 4.500 h/a im Jahr notwendig.¹ Ein wirtschaftlicher Betrieb ist bei der oben beschriebenen ausschließlichen Nutzung der Elektrolyseure als zuschaltbare Last zur Beseitigung von Netzengpässen deshalb so gut wie ausgeschlossen. Der BEE bezweifelt daher, dass unter den aktuellen im EnWG definierten Bedingungen die geplante Ausschreibung von Elektrolysebetreibern im kommenden Jahr angenommen wird, da sie für letztere keinen zufriedenstellenden wirtschaftlichen Rahmen darstellt.

Die Bundesregierung sollte deshalb dringend die Voraussetzung in § 13 Abs. 6b Nr.1 EnWG streichen und noch vor Beginn der auf den 01.07.02024 verschobenen Ausschreibung ein tragfähiges Konzept entwickeln, dass den wirtschaftlichen Betrieb von Elektrolyseuren bei Teilnahme an den Ausschreibungen zum Strombezug von zuschaltbaren Lasten im Rahmen der Beseitigung von Netzengpässen ermöglicht sowie gleichzeitig deren marktliche Flexibilitätsbereitstellung sicherstellt.

6. Zu § 10 Treibhausgaseinsparungen

In §10 des vorliegenden Referentenentwurfs wird pauschal auf die delegierte Verordnung 2023/1185 verwiesen. In diesem Zusammenhang fordert der BEE eine Klarstellung der europäischen Vorgaben für die nationale Ebene.

Insbesondere stellt sich bei gemeinsamen Herstellungsprozessen (Co-Processing), die mehrere Endprodukte zum Ergebnis haben, die Frage nach der Zuordnung der durch den Einsatz erneuerbaren Wasserstoffs erfolgten Treibhausgasemissionseinsparungen auf die einzelnen Endprodukte. In diesem Zusammenhang bedarf es regulatorischer Klarstellung, nach welcher Methode die Treibhausgaseinsparungen den fertigen Endprodukten zugeordnet werden sollen.

Die gegenüber dem fossilen Vergleichskraftstoff erzielte Treibhausgasminderung sollte bestimmten Endprodukten frei zugeordnet werden können (full flexible Allocation – „flexible attributional Life Cycle Assessment (LCA) approach“), soweit die Mengen an verarbeitetem Wasserstoff bzw. Syncrude in einer entsprechenden Verarbeitungscharge nachweisbar sind. Dies ist erforderlich, um die schrittweise Umstellung bestehender Anlagen auf erneuerbare Einsatzstoffe unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten zu ermöglichen. Ohne einen flexiblen Zuordnungsansatz lassen sich keine vermarktbaren Endprodukte herstellen, sodass für die schrittweise Umstellung bestehender Anlagen von grauem auf grünen Wasserstoff kein Anreiz besteht.

Gegenwärtig lässt die Delegierte Verordnung 2023/1185, auf die in § 10 des vorliegenden Referentenentwurfs pauschal verwiesen wird, keine eindeutige Interpretation der Zuordnungsmethodik zu. Die Bundesregierung sollte dies im Sinne der „Flexible Allocation“ in § 10 klarstellen.

7. Zu E. Erfüllungsaufwand

Die Bundesregierung stellt in ihrem Referentenentwurf fest, dass die Umsetzung der Regelungen in der Verordnung zu erheblichen Änderungen im Vergleich zum Status Quo führt und mit einem Erfüllungsaufwand für die Wirtschaft einhergeht, der u.a. durch Audits sowie die Nachweisausstellung über die elektronische Datenbank der zuständigen Behörde zustande kommt.

Der BEE will in diesem Zusammenhang darauf hinweisen, dass sichergestellt sein muss, dass auch kleine und mittlere Unternehmen eine Rolle bei der Herstellung von flüssigen oder gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs sowie biogenen Wasserstoffs spielen können. Gegebenenfalls sollte die Bundesregierung deshalb vereinfachte Verfahren für diese Art von Unternehmen zulassen, etwa bei der jährlichen Zertifizierung und dem damit verbundenen Audit.

1 http://www.klimaneutrales-stromsystem.de/pdf/Strommarktdesignstudie_BEE_final_Stand_14_12_2021.pdf, siehe hier Seite 69