Das Wichtigste in Kürze

• Die Gasverteilnetzinfrastruktur kann, richtig transformiert, einen wichtigen Beitrag zu einem Erneuerbaren Energiesystem leisten. Dort, wo sie für den Transport sowie die Einspeisung und Speicherung von erneuerbaren Gasen benötigt wird, sollte sie weiterbetrieben werden. Wo dies nicht der Fall ist, sollte sie stillgelegt werden. Mit den Verteilernetzentwicklungsplänen erhalten Netzbetreiber das notwendige Instrument, um diese Entscheidung zu treffen.
• Eine begriffliche Anpassung in § 16b von „Erdgasnachfrage“ auf „Gastransportbedarf“ stellt sicher, dass Netze, die weiterhin für den Transport von Biomethan benötigt werden, nicht stillgelegt werden.
• Bei der Frist zur Anschlusstrennung (§ 17k) sollte zwischen verschiedenen Nutzergruppen differenziert werden. Der BEE plädiert für eine Regelung, die einerseits Planbarkeit für Kundinnen und Kunden und ausreichende Abschreibungsfristen für Biomethan-Einspeiseanlagen sicherstellt und es andererseits beispielsweise Stadtwerken ermöglicht, schon vor 2036 aus der Erdgasversorgung auszusteigen, wenn sie andere erneuerbare Wärmetechnologien nutzen wollen, um ihre Kundinnen und Kunden zu versorgen.
• Der Entwurf wird den europäischen Vorgaben zur Verbesserung der Rahmenbedingungen für die Biomethaneinspeisung nicht gerecht. Er enthält keine adäquate Nachfolgeregelung zu der am 31.12.2025 auslaufenden GasNZV sowie der am 31.12.2027 auslaufenden GasNEV. Wenn keine Nachfolgeregelungen ergänzt werden, ist absehbar, dass nach Auslaufen der Übergangsregelungen in Deutschland keine Biogasanlagen mehr ans Gasnetz angeschlossen werden.
• Der Entwurf enthält bisher keine konkreten Vorgaben, wie THG-Minderungswerte belastbar zu berechnen sind. Es sollte daher eine Verordnungsermächtigung vorgesehen werden, die ein verlässliches nationales Regelwerk zum Ziel hat. Letzteres kann an die bewährten Vorgaben der Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung anknüpfen.
• Der Entwurf formuliert einen herkunftsneutralen Anspruch auf Netzanschluss und -zugang und setzt damit keinerlei Anreize zugunsten erneuerbar erzeugten Wasserstoffs. Außerdem verlagert der Entwurf zentrale Fragen des Netzanschlusses in die weitreichenden Festlegungskompetenzen der Bundesnetzagentur, ohne hierfür die notwendigen Nachhaltigkeitskriterien zu definieren. Eine entsprechende Verordnung könnte hier Abhilfe schaffen.
• Die aktuell vorgesehene Pflicht zur Vorabveröffentlichung von Entgelten durch die Wasserstoffspeicherbetreiber geht über die Anforderungen der EU-Richtlinie hinaus und schränkt die Flexibilität in der Vermarktung unnötig ein. Sie sollte daher abgeschafft werden.
• Der BEE begrüßt die vorgesehenen Entflechtungsregeln ((§§ 9 bis 10g), sieht jedoch ein Problem in der hohen Komplexität und den Ausnahmemöglichkeiten. Ein klar strukturiertes, einfaches und transparentes Entflechtungsregime ist hier vonnöten.
• Auch die Etablierung des Systems zur Kennzeichnung von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff gemäß § 42c begrüßt der BEE. Das System kann Verlässlichkeit in echte erneuerbare Wasserstoffprodukte schaffen. In seiner aktuellen Form mit sechs verschiedenen Kategorien von Gasen ist es allerdings zu komplex.

Vorbemerkungen

Mit dem vorliegenden Entwurf zur Umsetzung des europäischen Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets schafft das BMWE wichtige Grundlagen für die zukünftige Ausrichtung der Gas- und Wasserstoffinfrastruktur. Aus Sicht des BEE ist dabei entscheidend, dass die Verteilernetzentwicklungsplanung konsequent auf die Erfordernisse einer Erneuerbaren Energiewirtschaft ausgerichtet wird. Verteilernetzentwicklungspläne können ein wirkungsvolles Instrument für einen geordneten Transformationsprozess sein – jedoch nur, wenn sie die Rolle von Biomethan und anderen erneuerbaren Gasen angemessen berücksichtigen und Investitions- sowie Planungssicherheit gewährleisten.

Gleichzeitig müssen die Regelungen zu Netzanschluss und Netzzugang für Gas- und Wasserstoffinfrastrukturen sowie die Vorgaben für den Wasserstoffsektor so ausgestaltet werden, dass sie einen zielgerichteten, diskriminierungsfreien und ökologisch ausgerichteten Markthochlauf ermöglichen. Der BEE sieht hier insbesondere bei der Definition und Behandlung kohlenstoffarmer Gase und der Festlegung von Nachhaltigkeits- und THG-Bilanzierungsstandards erheblichen Nachbesserungsbedarf. Nur durch klare Leitplanken, transparente und belastbare THG-Methodiken sowie einen konsequent erneuerbaren Fokus kann eine resiliente heimische Wasserstoffwirtschaft aufgebaut und Investitionen in zukunftsfähige Energieträger gestärkt werden.

Im Folgenden äußert sich der BEE im Detail zu einzelnen Aspekten des Gesetzentwurfs.

1. Ausgestaltung der Verteilernetzentwicklungsplanung

1.1 Instrument der Verteilernetzentwicklungspläne

Mit der Einführung von Verteilernetzentwicklungsplänen will die Bundesregierung den Netzbetreibern ermöglichen, Entscheidungen über die Zukunft ihrer Infrastruktur zu treffen und diese Entscheidung gegenüber den Kund*innen durchzusetzen. Der Entwurf sieht in § 16b Abs. 2 vor, dass Betreiber einen Verteilernetzentwicklungsplan erstellen sollen, „sobald eine dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage innerhalb der nächsten zehn Jahre derart zu erwarten ist, dass die Verringerung die Umstellung oder dauerhafte Außerbetriebnahme des Gasverteilnetzes oder von Teilen des Netzes erforderlich macht“. Dieser Verteilernetzentwicklungsplan solle das festgelegte Ziel der Klimaneutralität unterstützen und die auf Grundlage von Teil 2 des Wärmeplanungsgesetzes erstellten Wärmepläne, die Systementwicklungsstrategie und Netzentwicklungspläne berücksichtigen. Diesen integrierten und ganzheitlichen Ansatz begrüßt der BEE ausdrücklich.

Mit dem Instrument der Verteilernetzentwicklungspläne erhalten Betreiber von Gasverteilnetzen die rechtliche Grundlage, um ihre Gasverteilnetze auf eine erneuerbare Zukunft auszurichten. Um dem hohen Wert von erneuerbaren Gasen in der Energiewende gerecht zu werden, empfiehlt der BEE allerdings eine begriffliche Anpassung im Gesetzesentwurf.

Die Pflicht für Verteilnetzbetreiber, einen Verteilernetzentwicklungsplan zu erstellen, sollte nicht bei einem prognostizierten Rückgang der Erdgasnachfrage, sondern bei einem prognostizierten Rückgang des Gastransportbedarfs greifen. Darunter sollte neben dem Transport von Erdgas zum Endkunden z. B. auch der Transport von Biomethan zum Endkunden oder die Durchleitung von Biomethan in andere Netzabschnitte fallen. Diese begriffliche Richtigstellung würde sicherstellen, dass Netze, die weiterhin für den Transport von Biomethan benötigt werden, nicht stillgelegt werden.

1.2 Frist zur Anschlusstrennung nach Nutzergruppen differenzieren

Auf Grundlage des Verteilernetzentwicklungsplans kann der Betreiber den Gasanschluss von Anschlussnutzern trennen (§17k). Diese müssen, laut Entwurf, mindestens zehn Jahre vor der geplanten Trennung informiert werden.

In Bezug auf Letztverbraucher sieht der BEE diese lange Informationsfrist von zehn Jahren kritisch. Klar ist: Die Nutzung von Erdgas in Deutschland wird zügig sinken, da immer mehr Haushalte und Unternehmen auf Erneuerbare Energien umsteigen. Netzbetreiber, die ihre Verteilnetze schon früher stilllegen möchten und für ihre Wärmeversorgung andere erneuerbare Wärmetechnologien nutzen wollen, könnten dies entsprechend dem Entwurf frühestens 2036 oder 2037 tun.

Bei den Produzenten erneuerbarer Gase zeigt sich ein anderes Bild. Biomethan-Einspeiseanlagen werden in der Regel über einen Zeitraum von mindestens 15, oft auch 20 Jahren abgeschrieben. Damit Projektierer überhaupt bereit sind, heute in neue Einspeiseprojekte zu investieren, muss klar sein, dass die Anlagen mindestens über diesen Zeitraum zu den geplanten Konditionen ins Netz einspeisen können. Darüber hinaus ist es aus Gründen des Investitions- und Vertrauensschutzes essenziell, bestehenden Biomethan-Einspeiseanlagen diesen Abschreibungszeitraum zu gewähren.

Der BEE plädiert deshalb für eine Regelung, die Planbarkeit für Kundinnen und Kunden sicherstellt, und die es z. B. Stadtwerken ermöglicht, bereits vor 2036 aus der Erdgasversorgung auszusteigen, sofern sie dies für ihre Kommunen als sinnvoll und kosteneffizient erachten. Gleichzeitig sollten Investitionen in Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Gase ermöglicht werden.

2. Regelungen zum Netzanschluss und Netzzugang

2.1 Regelung des Gasnetzanschlusses von Biomethananlagen

2.1.1 Zur Notwendigkeit der Einführung einer Nachfolgeregelung zur auslaufenden Gasnetzzugangsverordnung

Die heimische Produktion und Nutzung von erneuerbarem Methan bietet vielfältige Chancen für ein resilientes und kosteneffizientes Energiesystem. Dazu zählen die saisonale Energiespeicherung, die Überbrückung von Zeiten mit wenig Sonnen- und Windstrom, die stoffliche Nutzung, die Diversifizierung der Energieversorgung sowie deren Einbindung in den europäischen Binnenmarkt. Darüber hinaus können Kosten beim Aufbau von Strom- und Wasserstoffinfrastruktur eingespart werden.

Das europäische Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpaket schreibt den Mitgliedstaaten deshalb vor, die Rahmenbedingungen für die Einspeisung von Biomethan, insbesondere beim Zugang zu Infrastruktur und Markt, zu verbessern. Dieser Vorgabe wird der vorliegende Referentenentwurf (RefE) nicht gerecht.

Speziell ist zu kritisieren, dass der RefE keine adäquate Nachfolgeregelung zu der am 31.12.2025 auslaufenden Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) sowie der am 31.12.2027 auslaufenden Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV) enthält. Nach Ende der vorgesehenen Übergangsregelungen entfallen damit sämtliche Regelungen, die den Biomethanhochlauf in Deutschland in den Jahren 2006 bis 2016 ermöglicht haben. Wenn der RefE im weiteren Verfahren nicht um adäquate Nachfolgeregelungen ergänzt wird, ist absehbar, dass nach Auslaufen der Übergangsregelungen in Deutschland keine Biogasanlagen mehr ans Gasnetz angeschlossen werden.

2.1.2 Anforderungen an eine Nachfolgeregelung zur auslaufenden Gasnetzzugangsverordnung

Zu den wichtigsten Aspekten einer Nachfolgeregelung sollten insbesondere zwei weitere Aspekte gehören.

Erstens: Eine Aufteilung der Netzanschlusskosten zwischen Einspeiser und Netzbetreiber

Nach Ansicht des BEE ergibt sich eine Fortführung der Aufteilung der Netzanschlusskosten aus der Vorgabe, Hemmnisse zu beseitigen, die durch die Netzanschlusskosten entstehen:

Die RL EU 2024/1788 besagt: „Der Rahmen für die Berechnung und Erhebung von Anschlusskosten und -gebühren für Erzeuger von Biomethan spielt eine wichtige Rolle bei der Ermöglichung der Integration von nachhaltigem Biomethan in die Erdgasnetze der Union. Die Mitgliedstaaten sollten einen Rechtsrahmen schaffen, um einen effizienten Anschluss von Biomethanerzeugungsanlagen an die Fernleitungs- oder Verteilernetze zu erleichtern.“ (Erwägungsgrund 137)

Dies wird in Art. 58 Abs. 1 RL EU 2024/1788 konkretisiert und normiert: „Die Mitgliedstaaten sehen einen Regulierungsrahmen für Biomethanerzeugungsanlagen vor, der die Anschlussentgelte und -kosten, die ihnen durch den Anschluss an die Fernleitungs- oder Verteilernetze entstehen, regelt. Mit diesem Regulierungsrahmen wird sichergestellt, dass […] dabei die Grundsätze der Transparenz und der Nichtdiskriminierung, das Erfordernis stabiler Finanzierungsrahmen für bestehende Investitionen, die Fortschritte bei der Einführung von erneuerbarem Gas und kohlenstoffarmem Gas in dem betreffenden Mitgliedstaat und — sofern zweckmäßig — bestehende alternative Fördermechanismen für die verstärkte Nutzung von erneuerbarem oder kohlenstoffarmem Gas berücksichtigt werden.“ (Art. 58 Abs. 1).

Zweitens: Eine Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses

Ursprünglich zielte die in der GasNZV festgelegte 96%-Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses darauf ab, den wirtschaftlichen Betrieb der Biogasanlage zu garantieren. Sie war deshalb ein zentraler Treiber des Ausbaus der Biomethanerzeugung zwischen 2006 und 2015. Denn die Biogasanlage kann die Gasproduktion kaum reduzieren. In Zeiten, in denen der Netzanschluss nicht verfügbar ist, müsste das produzierte Gas daher abgefackelt werden. Die Kosten für die Produktion des Biogases fallen an, während in Zeiten ohne verfügbaren Netzanschluss keine Einnahmen erzielt werden. Daran hat sich auch grundsätzlich nichts geändert.

Durch die Einführung einer Mindesttreibhausgaseinsparung in der Biomassestromnachhaltigkeitsverordnung und sowie einer Treibhausgasminderungsquote im Kraftstoffsektor hat die Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses eine noch größere Bedeutung für die Wirtschaftlichkeit erlangt. Denn das Abfackeln eines Teils des Biogases verschlechtert die gesamte Treibhausgasbilanz der Biogasanlage. Dadurch kann sie ihre Mindestvorgaben ggf. nicht oder nur zu deutlich höheren Kosten einhalten. Zudem verringert sich die Treibhausgasbilanz des restlichen Biomethans, wodurch sich wiederum die Erlöse im Kraftstoffmarkt reduzieren.

Deshalb plädieren wir dafür, die 96%-Mindestverfügbarkeit grundsätzlich fortzuführen.

Allerdings kann es unter bestimmten Bedingungen Konzepte geben, bei denen der Netzanschluss nicht 96 Prozent des Jahres verfügbar ist und die deshalb gesamtwirtschaftlich günstiger sein. Dies ist jedoch stark vom Standort abhängig, insbesondere von der Möglichkeit, das Gas vor der Netzeinspeisung anders zu verwerten, wenn dadurch die Notwendigkeit einer Rückverdichtung in höhere Druckebenen entfällt.

Aus diesem Grund ist es auch sinnvoll, Anlagen- und Netzbetreibern bei der individuellen Ausgestaltung des Netzanschlussvertrags mehr Flexibilität zu gewähren, auch bei der Mindestverfügbarkeit des Netzanschlusses sowie der vom Einspeiser garantierten Auslastung. Wenn ein Netzbetreiber Möglichkeiten identifiziert, durch eine geringere Verfügbarkeit die Gesamtkosten eines Netzanschlusses zu senken, dann kann er dem Anlagenbetreiber einen Teil dieser Kosteneinsparung weitergeben; im Gegenzug akzeptiert der Anlagenbetreiber die vom Netzbetreiber vorgeschlagene Verfügbarkeit

2.2 Fehlende Lenkungswirkung bei Netzanschluss und -zugang von Wasserstofferzeugern

Aus Sicht des BEE bleibt der § 28n EnWG in seiner aktuellen Fassung deutlich hinter den Anforderungen an einen zielgerichteten und nachhaltigen Markthochlauf von Wasserstoffinfrastrukturen zurück. Der Entwurf formuliert einen herkunftsneutralen Anspruch auf Netzanschluss und -zugang und setzt damit keinerlei Anreize zugunsten erneuerbar erzeugten Wasserstoffs. Ohne eine ökologische Lenkungswirkung besteht die Gefahr, dass kohlenstoffarme oder fossilbasierte Alternativen kostenseitig die Oberhand gewinnen und den Aufbau einer vollständig erneuerbaren Wasserstoffwirtschaft verlangsamen. Dies wird dadurch verstärkt, dass § 28n keine Priorisierungs- oder Schutzmechanismen für erneuerbare Wasserstofferzeuger vorsieht, obwohl im frühen Hochlauf gerade diese Projekte auf verlässliche und gesicherte Zugangskapazitäten angewiesen sind.

Zudem verlagert der Entwurf zentrale Fragen des Netzanschlusses in weitreichende Festlegungskompetenzen der Bundesnetzagentur, ohne gesetzliche Leitplanken zu technischem Verfahren, wirtschaftlichen Bedingungen oder zu notwendigen Nachhaltigkeitskriterien zu setzen. Für Projektentwickler entsteht damit eine erhebliche regulatorische Unsicherheit, da investitionsentscheidende Vorgaben zu Anschlussbedingungen, Datenanforderungen oder Kapazitätszuweisungen erst in einem späteren Schritt – und potenziell mit langer Verzögerung – konkretisiert werden.

Schließlich fehlt dem Entwurf eine sektorübergreifende Perspektive, die Strom-, Gas- und Wasserstoffinfrastruktur eng verzahnt und sicherstellt, dass Netzanschlüsse von Elektrolyseuren tatsächlich in Einklang mit dem Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung erfolgen.

Vor diesem Hintergrund fordert der BEE, § 28n um klare ökologische Kriterien und eine explizite Verordnungsermächtigung zu ergänzen, um nachhaltigen Wasserstoffprojekten hohe Planungssicherheit zu geben und den Markthochlauf konsequent am Ziel einer treibhausgasneutralen Energieversorgung auszurichten.

2.3 Problematische Einschränkung der Vermarktungsmöglichkeiten für Wasserstoffspeicherbetreiber

Die im §28 m Abs. 1 und Abs. 3 des vorliegenden Entwurfs vorgesehene Pflicht zur Vorabveröffentlichung von Entgelten durch die Speicherbetreiber sowie die Möglichkeit der Bundesnetzagentur, Entgelte selbst festzulegen, geht über die Anforderungen der EU-Richtlinie hinaus und schränkt die Flexibilität in der Vermarktung unnötig ein. Artikel 37 der EU-Richtlinie sieht lediglich die Genehmigung von Entgelten oder Methoden vor – nicht jedoch eine Vorabveröffentlichung der exakten Entgelte oder eine direkte Festlegung durch die Regulierungsbehörde.

Darüber hinaus steht die Pflicht zur Vorabveröffentlichung im Widerspruch zu auktionsbasierten Vermarktungsmodellen, welche u.a. auch von der BNetzA schon als Option diskutiert wurden. Auktionsmechanismen sind ein bewährtes Instrument zur effizienten Kapazitätsvergabe und Preisbildung. Die aktuelle Formulierung würde diese Möglichkeit faktisch ausschließen.

Die Pflicht zur Vorabveröffentlichung von Entgelten sollte daher gestrichen werden.

3. Transparenz der Treibhausgasbilanzierung

Aus Sicht des BEE bleibt § 3 EnWGE ohne eine flankierende nationale Ausgestaltung der Treibhausgasbilanzierung methodisch und regulatorisch unzureichend. Zwar setzt der Verweis auf die europäische Grundlage (Art. 29a Abs. 3 der Richtlinie (EU) 2018/2001) einen notwendigen Rahmen, doch fehlen im Entwurf konkrete Vorgaben, wie THG-Minderungswerte belastbar zu berechnen, zu überprüfen und nachzuweisen sind. Dies schafft erhebliche Risiken von Intransparenz bis hin zu Greenwashing, insbesondere bei importierten Wasserstoff- und Gasvolumina, deren tatsächliche Emissionsbilanz häufig nur eingeschränkt nachvollziehbar ist.

Hinzu kommt, dass die sektorübergreifende Abstimmung der Nachhaltigkeits- und Nachweissysteme bislang völlig offenbleibt. Ohne eine klare Verzahnung der Anforderungen im Strom-, Gas- und Wasserstoffsektor drohen Doppelstandards, etwa indem Elektrolyseure nur formal, nicht aber tatsächlich Erneuerbare Energien einsetzen. Es sei angemerkt, dass mit der RED III-Methodik (Standard- und disaggregierte Werte für Substrate in Verbindung mit ANNEX IX A/B Unterteilung von Substraten für fortschrittliche oder nicht fortschrittliche Kraftstoffe) bereits ein Instrumentarium zur Hand ist. In Deutschland unterliegt biogener Wasserstoff im Verkehrssektor bereits der entsprechenden THG-Bilanzierung gemäß RED III bzw. im BImSchG § 37 b („Begriffsbestimmungen und Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen“) sowie in der 37. BImSchV § 13.

Besonders kritisch ist jedoch, dass der Entwurf keinerlei Verordnungsermächtigung vorsieht, um die notwendigen methodischen Details der THG-Berechnung, Datenanforderungen oder Auditregeln rechtlich abzusichern. Damit fehlt dem Gesetz das Instrument, um die Definitionen aus § 3 praktisch funktionsfähig zu machen.

Der BEE fordert daher, dass die Bundesregierung zeitnah eine solche Ermächtigung schafft, um ein konsistentes, transparentes und verlässliches nationales Regelwerk zu etablieren, das eng an die bewährten Vorgaben der Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung anknüpft. Nur so können die in § 3 definierten Kategorien in der Praxis robuste und glaubwürdige Nachhaltigkeitsinformationen liefern.

4. Ausrichtung des Wasserstoffhochlaufs an den Klimazielen

4.1 Grundsätze des Wasserstoffeinsatzes

Der BEE begrüßt ausdrücklich die in § 1b Abs. 3 vorgesehene klare Priorisierung des Wasserstoffeinsatzes in schwer zu dekarbonisierenden Sektoren. Die Festlegung, Wasserstoff gezielt dort einzusetzen, wo keine energie- und kosteneffizienteren Alternativen bestehen, schafft einen wichtigen Ordnungsrahmen für einen effizienten und systemdienlichen Hochlauf des Wasserstoffmarktes. Diese zielgerichtete Lenkungswirkung verhindert Fehlanreize, stärkt die volkswirtschaftliche Effizienz und trägt wesentlich dazu bei, erneuerbaren Wasserstoff dort wirksam werden zu lassen, wo er für die Erreichung der Klimaziele am dringendsten benötigt wird. Der BEE unterstützt daher ausdrücklich die im Entwurf verankerten Grundsätze und sieht darin einen zentralen Baustein für eine sektorenübergreifend integrierte und nachhaltige Transformation des Energiesystems.

4.2 Kritische Einordnung der Definition „kohlenstoffarmes Gas“

Der BEE sieht die in § 3 EnWG des vorliegenden Entwurfs vorgesehene Definition „kohlenstoffarmes Gas“ mit Sorge, da sie trotz des korrekten Verweises auf die EU-Mindestanforderung von 70 % THG-Minderung das Risiko einer inhaltlichen Verwässerung der Transformationsziele birgt. Ohne eine klare nationale Einordnung droht, dass fossile oder CCS-basierte Energieträger unter diesem Label dauerhaft im System verbleiben und damit den Markthochlauf tatsächlich erneuerbarer Gase behindern.

Aus Sicht des BEE muss eindeutig klargestellt werden, dass kohlenstoffarme Gase lediglich eine zeitlich eng befristete Übergangskategorie sein können und nicht in Konkurrenz zu erneuerbaren Alternativen treten dürfen. Für einen verlässlichen Ordnungsrahmen braucht es deshalb eine strategische Zielverankerung zugunsten vollständig erneuerbarer Gase, damit das EnWG den notwendigen Lenkungsimpuls hin zu einer echten Defossilisierung des Gas- und Wasserstoffsektors setzt.

5. Zertifizierung und Betreiberstruktur im Wasserstoffsektor

Der BEE begrüßt ausdrücklich das im Entwurf verankerte grundsätzliche Bekenntnis zur Trennung von Netzbetrieb und Erzeugung im Wasserstoffsektor (§§ 9 bis 10f) sowie die vorgesehene Entflechtung zwischen Betreibern von Fernleitungs-, Übertragungs- Elektrizitäts- sowie Erdgasverteilernetzen (§10g). Ein konsequentes „Unbundling“ ist eine zentrale Voraussetzung für diskriminierungsfreien Netzzugang, faire Wettbewerbsbedingungen und einen effizienten Markthochlauf.

Allerdings führt die Übertragung der vielfältigen „Unbundling“-Modelle aus dem Gasbereich im Wasserstoffsegment zu einer unnötig komplexen und heterogenen Regulierungslandschaft. Insbesondere die vorgesehenen weitreichenden Ausnahme- und Übergangsmöglichkeiten bergen das Risiko von Intransparenz, Fehlanreizen und einer Verfestigung bestehender Strukturen zulasten neuer Marktakteure.

Aus Sicht des BEE braucht der Wasserstoffmarkt ein klar strukturiertes, einfaches und transparentes Entflechtungsregime, das eindeutige Verantwortlichkeiten schafft, Wettbewerb stärkt und die Transformation des Energiesystems effizient ermöglicht.

6. Kennzeichnung und Herkunftspflichten im Wasserstoffsektor

Der BEE begrüßt, dass der Entwurf mit § 42c ein verbindliches und transparentes System zur Kennzeichnung von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff etabliert und die Nutzung von Herkunftsnachweisen klar vorschreibt. Dies schafft Verlässlichkeit und stärkt das Vertrauen in echte erneuerbare Wasserstoffprodukte.

Kritisch sieht der BEE jedoch die hohe Komplexität des Systems sowie die parallele Einführung sechs verschiedener Wasserstoffkategorien, die zu Verunsicherung führen und die Sichtbarkeit erneuerbaren Wasserstoffs beeinträchtigen können. Auch die vorgesehenen Übergangssysteme bergen Risiken für unterschiedliche Standards.

Für den Markthochlauf braucht es daher ein einfaches, verständliches und strikt abgesichertes Kennzeichnungssystem, das Gas und Wasserstoff aus erneuerbaren Quellen eindeutig hervorhebt.