Das NABEG und die Sektorenkopplung: Power-to-Gas künftig durch die ÜNB – oder doch lieber gar nicht…?

08.04.2019 Das NABEG und die Sektorenkopplung: Power-to-Gas künftig durch die ÜNB – oder doch lieber gar nicht…?

Am 4. April 2019 wurde sogenannte Netzausbaugesetz („NABEG“, bzw. in Langfassung: Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus) in abschließender Lesung durch den Bundestag gewunken. Weitgehend unbemerkt seitens der Öffentlichkeit sowie der Branchenverbände wurden dabei auf Antrag des Wirtschaftsausschusses noch kurzfristig verschiedene Regelungen in das Gesetz aufgenommen, die für Power-to-X-Projekte von elementarer Bedeutung sind. Die im Folgenden diskutierten Änderungen finden Sie in der Bundestags-Drucksache 19/8913 (abrufbar hier) und die Begründungen dazu in der Bundestags-Drucksache 19/9027 (abrufbar hier). Die Befassung des Bundesrates steht noch aus, ein echtes Vetorecht hat dieser jedoch nicht. Dem Inkrafttreten dürfte daher nichts mehr im Wege stehen. Die Neuregelungen bringen Licht und Schatten für Power-to-X-Projekte: Während die Einführung vereinfachter Genehmigungsverfahren für Großspeicher und Power-to-X-Anlagen zu begrüßen ist, kann eine Änderung zu den Netzentgelten auf den für die Erzeugung von Wasserstoff genutzten Strom großen Schaden für die Sektorenkopplung anrichten.

Parallel zu diesen Entwicklungen alarmierte eine weitere Meldung die betroffenen Branchenkreise: Die Übertragungsnetzbetreiber planen offenbar, selbst im großen Stil ins Power-to-Gas-Geschäft einzusteigen – ein Vorgang, der viele Fragen aufwirft, rechtlich wie politisch. Ob und inwieweit ein Zusammenhang zwischen dieser Neuigkeit und den auf den letzten Drücker und ohne jegliche Beteiligung der betroffenen Öffentlichkeit ins NABEG „gerutschten“ Gesetzesänderungen besteht, ist natürlich unklar. Allein die unmittelbare zeitliche Nähe dieser Entwicklungen lässt aber sicher aufhorchen und wird von vielen als starkes Signal in Richtung eines weiterhin zentralisierten Energiesystems gedeutet.

Im Folgenden Beitrag erläutern wir die verschiedenen Entwicklungen der letzten Tage und wagen eine erste Einschätzung ihrer Bedeutung.

Sektorenkopplung – Ja, bitte! Vereinfachung der Genehmigung von Power-to-X-Anlagen

Aus Sicht der Sektorenkopplung ist zunächst § 43 Absatz 2 EnWG in seiner neuen NABEG-Fassung zu beachten. Der durch den Wirtschaftsausschuss eingefügte zweite Absatz der Regelung enthält verschiedene Bestimmungen zur Möglichkeit einer Zulassung von bestimmten Vorhaben durch Planfeststellungsbeschlüsse von Landesbehörden. Möglich werden soll dieses „gebündelte“ Zulassungsverfahren etwa für Großspeicheranlagen mit einer Nennleistung ab 50 MW und für die Errichtung und den Betrieb sowie die Änderung von „sogenannten Energiekopplungsanlagen“ (vgl. Nummer 7 und 8 der Neuregelung), siehe hierzu auch die Pressemeldung des BVES vom 5. April 2019. Der Begriff der „Energiekopplungsanlagen“ soll ausweislich der Normbegründung „sogenannte „Power-To-X“-Anlagen, also Anlagen zur Umwandlung von Strom in eine anderen Energieträger wie Wärme, Kälte, Produkt, Kraft- oder Rohstoff, insbesondere Elektrolyseanlagen, umfassen“ (Bundestags-Drucksache 19/9027, Seite 14).

Nun kann man bereits bei diesem Regelungsgegenstand stutzen und sich verwirrt die Augen reiben: Die Norm steht ja im konkreten Kontext der anderen Regelungen zu erforderlichen und optionalen Planfeststellungsverfahren für den Netzausbau und Netzbetrieb. Es geht also in § 43 EnWG ansonsten im Wesentlichen um den Leitungsbau und den Bau sonstiger für den Netzbetrieb notwendiger technischer Komponenten. Nun gilt der Bau und Betrieb von Speicher- und Power-to-Gas-Anlagen aber beileibe nicht als traditionelles „Netzbetreiber-Geschäft“, allein schon aufgrund der Regelungen zur Entflechtung von Netzbetrieb, Erzeugung und Vertrieb (sogenanntes „Unbundling“). Von daher kann man sich schon fragen, was das Zulassungsverfahren für Speicher- und Power-to-X-Anlagen in diesem Regelungszusammenhang überhaupt zu suchen hat… Nun gelten allerdings die Regelungen zur Änderung und durch die Bündelung verschiedener Prüfverfahren wohl auch Vereinfachung der Genehmigungsverfahren für Power-to-X- und Großspeicheranlagen jedenfalls dem expliziten Wortlaut nicht nur für Netzbetreiber und kommen daher wohl erst einmal jedem Vorhabenträger zu Gute.

So richtig interessant wird die neue Regelung allerdings dann, wenn man sie im Zusammenhang mit den folgenden Parallelentwicklungen sieht…

Cui bono? – Investitionsanträge großer Netzbetreiberkonsortien am selben Tag

So hat für große Irritation in der Branche gesorgt, dass mehrere Konsortien großer Netzbetreiber just am Tag des Änderungsbeschlusses im Wirtschaftsausschuss, also am 29. März 2019, verkündet haben, dass sie selbst bei der Bundesnetzagentur Investitionsanträge für Power-to-Gas-Projekte im 100 MW-Maßstab gestellt haben. Die entsprechenden Pressemitteilungen finden Sie hier und hier. Dies zeigt, dass die Netzbetreiber offenbar nicht länger der oben geäußerten Auffassung sind, dass der Betrieb von Großspeichern und Power-to-X-Anlagen nicht ihr Geschäft ist. Vielmehr drängen sie nunmehr anscheinend mit erheblichem Druck selbst in diesen bislang noch in Entstehung befindlichen Zukunftsmarkt – eine Entwicklung, die sicherlich ein ganz erhebliches disruptives Potenzial hat, sowohl für das dann vielleicht nicht mehr ganz so freie Spiel der Kräfte auf den entstehenden Märkten (für Flexibilität, grünen Wasserstoff, Sektorenkopplungsleistungen etc.) als auch für die gesamte Weiterentwicklung der Energiewende (könnte es sich hier doch um eine weitere Weichenstellung in der Frage zentralisierte vs. dezentrale Energiewende handeln). Nun, und solchen Großprojekten käme die Neuregelung in § 43 EnWG sicherlich insgesamt zu Gute…

Wir rätseln allerdings derzeit ohnehin noch, wie sich diese Entwicklungen überhaupt mit geltendem Energiewirtschafts- und Wettbewerbsrecht, aber vor allen Dingen auch mit dem künftigen Europarecht vereinbaren lassen sollen: Wenngleich in den entsprechenden Pressemitteilungen angekündigt wird, dass die Anlagen im Wege des sog. „Third Party Access“ Dritten zur Verfügung gestellt werden sollen, sind diese Entwicklungen nach unserer Auffassung insgesamt nicht mit den Regelungen in Artikel 54 der neuen EU-Strommarktrichtlinie in Einklang zu bringen. Dort wird vielmehr das Unbundlingprinzip noch einmal besonders betont und ein allgemeines Verbot für Netzbetreiber postuliert, Speicher zu besitzen, zu errichten und zu betreiben. Nur dann, wenn es sich bei Speichern um sogenannte vollständig integrierte Netzbestandteile handelt oder in einem umfassenden diskriminierungsfreien und technologieoffenen Ausschreibungsverfahren kein Dritter ermittelt werden konnte, der entsprechende Kapazitäten bereitstellt, sollen Netzbetreiber eine derartige Investition tätigen dürfen. Von einem solchen Markttest ist hier nun aber in keiner Weise die Rede und wie soll eine Power-to-Gas-Anlage, die größere Mengen Wasserstoff erzeugt, ausschließlich dem Netzbetrieb dienen? Allerdings: Diese Frage ist ohnehin derzeit (noch) nicht von Bedeutung, denn die Strommarktrichtlinie ist ja auch noch gar nicht in Kraft getreten… Ein Schelm, der Böses dabei denkt…

Und es wäre wohl auch fraglich, ob man auf Seiten der jetzigen Antragsteller die Antwort auf einen solchen Markttest würde hören wollen – denn einen Mangel an Unternehmen, die sich seit vielen Jahren darum bemühen, die Sektorenkopplung und Flexibilisierung des Energiesystems voranzubringen, leidet es in Deutschland wahrlich nicht. Der Grund dafür, dass bislang Großprojekte wie die nunmehr von den Netzbetreibern angedachten Anlagen nicht schon vielfach realisiert werden, liegt nun beileibe nicht daran, dass es keine willigen Marktteilnehmer gäbe. Es liegt ganz einfach am regulatorischen Rahmen, der bislang eine angemessene Verbreitung und Marktdurchdringung mit Sektorenkopplungs- und Flexibilisierungstechnologien verhindert. Unter den aktuellen rechtlichen und energiepolitischen Rahmenbedingungen lassen sich Speicher- und Power-to-X-Projekte eben nur sehr eingeschränkt wettbewerbsfähig betreiben. Dann jedoch wäre es ja durchaus ein naheliegender Schritt, einmal darüber nachzudenken, wie wir die Entwicklung entsprechender Märkte durch einen passenderen Rechtsrahmen anreizen und begleiten können. Die Frage, ob der nunmehr offenbar angedachte Weg, großskalige Sektorenkopplungsprojekte letztlich dem Markt zu entziehen und in den strukturell „monopolisierten“ Bereich zu überführen, wirklich im Sinne der Energiewende ist, wird in den nächsten Monaten vertieft zu diskutieren sein.

Sektorenkopplung – Nein, danke! Künftig Netzentgelte auf Power-To-Gas!

Eine weitere Regelung mit erheblicher Tragweite betrifft die Befreiung von Elektrolyseuren von den Netzentgelten für aus dem Stromnetz bezogenen Strom. Auch diese Änderung ist gänzlich unbemerkt in das Gesetz eingefügt worden und kann das wirtschaftliche Aus vieler bereits realisierter oder noch in der Planung befindlicher Power-to-Gas-Projekte bedeuten.

In § 118 Absatz 6 EnWG finden sich schon lange Regelungen zu einer Netzentgeltbefreiung für zur Elektrolyse genutzten Strom. Die Problematik entzündet sich nun an der Frage, ob für diese Netzentgeltbefreiung weitere Voraussetzungen gelten, also insbesondere im Hinblick auf die Verwendung des aus Strom erzeugten Gases. Konkret ist die Frage, ob das Gas „rückverstromt“ werden und sogar ins Stromnetz zurückgespeist werden muss, oder nicht. Bislang war insoweit in § 118 Absatz 6 EnWG – allerdings in rechtlich nicht abschließender Klarheit – vorgesehen, dass aus Netzstrom erzeugte Speichergase, wie z.B. Wasserstoff, nicht erneut zur Stromerzeugung genutzt werden müssen, um eine Netzentgeltbefreiung nach § 118 Absatz 6 Satz 1 EnWG in Anspruch zu nehmen.

Dies war zwar teilweise unter den Fachjuristen umstritten, wurde nach unserer Wahrnehmung aber auch in der Praxis so gehandhabt. Alles andere wäre auch schlicht nicht praxistauglich, da ein Rückverstromungs- oder gar Rückeinspeisungs-Erfordernis völlig unsachgerechte Anforderungen an die Verwendungskontrolle des erzeugten Gases mit sich bringen würde. Jeder Erzeuger von Speichergas müsste dann nämlich seine Gasmengen stets – über ggf. zahlreiche Handelsstufen – bis zum Letztverbraucher nachverfolgen, um einen Nachweis gegenüber seinem Stromnetzbetreiber erbringen zu können, in welchem Ausmaß er für den in den Elektrolyseur gezogenen Strom eine Netzentgeltbefreiung geltend machen kann. Mit einer freien Handelbarkeit auf einem wettbewerblich organisierten Markt hätte ein solcher „Verfolgungszwang“ ersichtlich wenig zu tun. Zu welch praxisfernen Ergebnissen eine solche Auslegung führen würde, sieht man im Übrigen auch an der Parallelvorschrift in § 61l Absatz 2 EEG 2017, die für eine EEG-Umlage-Befreiung für Elektrolysestrom tatsächlich ausdrücklich ein Rückverstromungserfordernis postuliert. Nach unserer Kenntnis kommt diese Regelung in der Praxis schlicht in keinem Projekt zum Einsatz, da aus Strom erzeugte Speichergase – das ist ja nun auch gerade ein wenig „der Witz“ an Power-to-Gas als expliziter Sektorenkopplungstechnologie – in aller Regel natürlich nicht zur Stromerzeugung, sondern im Gas-, Wärme- und Mobilitätssektor eingesetzt werden. Und überdies ist eben schlicht und ergreifend die Weiterverfolgung des einmal in den Markt entlassenen Gases nicht sinnvoll, geschweige denn wirtschaftlich darstellbar.

Zwischenfazit: Ein Rückverstromungserfordernis führt bei Power-to-Gas-Projekten zum Entfallen des praktischen Anwendungsbereichs für etwaige begünstigende Regelungen, die den zur Elektrolyse genutzten Strom betreffen.

Dies hindert aber ganz offenbar den Gesetzgeber nicht daran, genau eine solche Regelung nunmehr einzuführen. So wurde die bislang nicht abschließend eindeutige Regelung in § 118 Absatz 6 Satz 7 EnWG nun durch eine Regelung ersetzt, die erneut zwar keine abschließende Klarheit bringt, aber in einer Vielzahl von Fällen zu einer deutlichen Mehrbelastung führen wird – und aller Voraussicht nach zu erneutem Streit und weiterer Rechtsunsicherheit.

Die Neuregelung sieht im Wortlaut nun wie folgt aus:

Auf Anlagen, in denen durch Wasserelektrolyse Wasserstoff erzeugt oder in denen Gas oder Biogas durch wasserelektrolytisch erzeugten Wasserstoff und anschließende Methanisierung hergestellt worden ist, sind die Sätze 1, 3 und 6 anzuwenden, soweit der erzeugte Wasserstoff oder das erzeugte Gas zur Stromerzeugung eingesetzt werden.

Anders als bisher steht damit nun ausdrücklich im Gesetz, dass für den zur Elektrolyse aus dem Netz bezogenen Strom nur soweit keine Netzentgelte zu zahlen sind, wie aus dem Wasserstoff erneut Strom erzeugt wird. Im Folgenden stellen wir dar, wer unter der neuen Rechtslage am meisten zu leiden ha-ben wird und für welche Projekte die Neuregelung evtl. doch kein K.O.-Kriterium darstellt…:

Schwerer Schlag für Power-to-X-Projekte ohne Wiederverstromung

Für Projekte, in denen der Wasserstoff mit Strom aus dem Netz erzeugt wird und nicht in Brennstoffzellenfahrzeugen, sondern z.B. im Wärmesektor oder anderweitig genutzt wird, stellt die Neuregelung somit definitiv – und ohne argumentativen Hoffnungsschimmer (siehe sogleich) – eine erhebliche Verschlechterung gegenüber der bisherigen Rechtslage dar. War die Wirtschaftlichkeit in vielen Power-to-Gas-Projekten schon bislang nicht oder nur sehr schwer darstellbar, sind ab sofort kostenseitig nun auch noch die Netzentgelte einzukalkulieren. Eine Wirtschaftlichkeit rückt damit in weite Ferne. Umso kritikwürdiger ist es, dass eine Regelung mit derart weitreichenden Konsequenzen (für die Sektorenkopplung, für Weiterbetriebsüberlegungen von Alt-Anlagen, für die Dekarbonisierungsstratgien in Verkehr, Wärme und wasserstoffnutzender Industrie etc.) im Vorfeld keinerlei öffentlicher Diskussion zugeführt wurde und die betroffenen Verbände hierzu keine Stellung nehmen konnten. Es stellt sich die Frage, ob den beteiligten Abgeordneten bei der Abstimmung im Bundestag überhaupt bewusst war, welche erheblichen Wirkungen die Änderung im Bereich der Sektorenkopplung entfalten wird.

Hoffnungsschimmer für die Wasserstoffmobilität?

Weiterhin nicht abschließend geklärt ist wohl auch nach der Neuregelung, ob der aus dem Wasserstoff erneut erzeugte Strom wiederum in ein Netz eingespeist werden muss oder ob es unerheblich ist, wie dieser Strom genutzt wird. Dies ist insbesondere dann von Bedeutung, wenn der erzeugte Wasserstoff in Brennstoffzellenfahrzeugen zur Wiedererzeugung von Strom genutzt wird. Eine erneute Netzeinspeisung findet hier nicht statt, wohl aber die im Gesetz geforderte “Wiederverstromung“ (nämlich eben in der besagten Brennstoffzelle des Fahrzeugs).

Die entscheidenden Argumente sprechen unseres Erachtens gegen das Erfordernis einer neuerlichen Netzeinspeisung. So fordert der Wortlaut der neuen Regelung eine Einspeisung des wiedererzeugten Stroms in ein Netz gerade nicht. Hätte der Gesetzgeber eine neuerliche Einspeisung des Stroms in ein Netz für erforderlich angesehen, so hätte er dieses Erfordernis naheliegender Weise mit aufgenommen: „…soweit der erzeugte Wasserstoff oder das erzeugte Gas zur Stromerzeugung eingesetzt werden und der erzeugte Strom in ein Netz eingespeist wird.“ Das hat er jedoch nicht getan. Die Gesetzesbegründung greift erkenntlich deutlich zu kurz und vermag keine entscheidenden Erkenntnisse zu bringen. Denn hier geht es im Wesentlichen darum, dass keine Einspeisung in „dasselbe“ Netz erforderlich sein soll. In systematischer Hinsicht macht der Verweis auf Satz 3 wohl auch nur dann Sinn, wenn die Anwendung des Satzes 3 der Regelung („wenn […] die zur Ausspeisung zurückgewonnene elektrische Energie zeitlich verzögert wieder in dasselbe Netz eingespeist wird“) gedanklich durch den Passus in der Neuregelung („soweit der erzeugte Wasserstoff oder das erzeugte Gas zur Stromerzeugung eingesetzt werden“) ersetzt wird. Denn das Erfordernis der Einspeisung in dasselbe Netz sollte ja gerade entfallen.

Zwischenfazit: Wenn schon, denn schon…

Einmal mehr ist insoweit insgesamt festzustellen, dass die energierechtlichen Regelungen eine Komplexität aufweisen, die nicht länger tragbar ist und ein Kerndefizit unseres Energiesystems darstellen, das beseitigt werden muss, wenn die Energiewende (doch noch) gelingen soll. Im speziellen Fall hätte es insoweit doch nun wirklich nahe gelegen, die rundum unklare und unzureichend formulierte Regelung des § 118 Absatz 6 EnWG in Gänze so neu zu fassen, dass jeder Rechtsanwender – und nicht nur Energierechtsexperten nach dreifacher Lektüre – in der Lage sind, den Regelungsinhalt zu verstehen und dessen praktische Auswirkungen zu überblicken. Dass die Regelung in Absatz 6 einer Übergangsregelung schon systematisch gänzlich falsch verortet ist, bedarf dabei keiner weiteren Betonung.

Wie geht es denn nun weiter?

Wie gesagt, das NABEG hat – samt den vorstehend dargestellten Änderungen – bereits den Bundestag in dritter und damit letzter Lesung passiert. Mit anderen Worten: Der Sack ist zu. Zwar hatte der Bundesrat beantragt, das Gesetz als zustimmungspflichtiges Gesetz zu verabschieden, da die geplanten Rechtsänderungen die Länder in besonderer Weise in ihrer Verwaltungskompetenz betreffen. Dieser Antrag wurde seitens der Bundesregierung jedoch abgelehnt (Bundestags-Drucksache 19/7914, Seiten 1 und 20 f.). Sofern der Bundesrat das Thema nicht noch einmal aufgreift und eine erneute Befassung des Bundestages mit dem NABEG erwirkt, wird man sich auf die Änderung in § 118 Absatz 6 Satz 7 EnWG einstellen müssen. Eine Übergangsregelung ist zu dieser Bestimmung nicht vorgesehen. Projekte, in denen mit Strom aus dem Netz, aber ohne Netzentgelte kalkuliert worden ist, stehen damit – man muss es so deutlich sagen – vor einem Scherbenhaufen.

Die gute Nachricht der Vereinfachung des Genehmigungsverfahrens für Großspeicher und Power-to-Gas-Anlagen tritt daneben unweigerlich in den Hintergrund.

Auch das Verfahren zum künftigen Betrieb von Power-to-Gas-Anlagen durch Übertragungsnetzbetreiber läuft nun definitiv an. Wir meinen: Die Branche sollte dies nicht einfach so geschehen lassen und sich aktiv in das Verfahren einbringen. Wir haben hierzu auch bereits einige Ideen und stehen im Austausch mit Verbänden und Unternehmen. Melden Sie sich gerne, wenn Sie als betroffener Akteur mehr hierzu erfahren oder mitmachen möchten.

Ansprechpartner

Dr. Florian Valentin
Rechtsanwalt und Partner

E-Mail: Valentin@vbvh.de
Tel.: 030/8092482-20

Ansprechpartner

Dr. Bettina Hennig
Rechtsanwältin und Partnerin

E-Mail: Hennig@vbvh.de
Tel.: 030/8092482-20