Im Folgenden nimmt der VIK-Stellung zu den folgenden Gesetzesentwürfen:

Gesetzentwurf der Bundesregierung

Entwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes

BT-Drucksache 21/1496 (Gasspeicherumlage)

Und

Gesetzentwurf der Bundesregierung

Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften

BT-Drucksache 21/1497 (Kundenanlagen)

Und

Formulierungshilfe des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie für einen Änderungsantrag der Fraktionen der CDU/CSU und SPD

zum Entwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes

(hier: Änderung des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes)

Ausschussdrucksache 20(9)053 (Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes)

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Gesetzentwurf der Bundesregierung

Entwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes

BT-Drucksache 21/1496 (Gasspeicherumlage)

Kurzzusammenfassung der VIK - Stellungnahme zu Abschaffung der Gasspeicherumlage:

• Die geplante Abschaffung der Gasspeicherumlage ist ein richtiger und notwendiger Schritt zur Entlastung der Industrie
• Um jedoch eine kurzfristig spürbare Entlastung der Industrie zu erreichen, muss die Maßnahme früher greifen und dauerhaft rechtlich abgesichert werden.

Stellungnahme:

Der Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e. V. (VIK) begrüßt die vorgesehene vollständige Abschaffung der Gasspeicherumlage zum 1. Januar 2026 ausdrücklich als wichtigen Schritt zur Entlastung der Industrie. Die Umlage hat sich seit ihrer Einführung zum 1. Oktober 2022 von ursprünglich 0,59 EUR/MWh auf zuletzt 2,89 EUR/MWh nahezu verfünffacht und stellt einen erheblichen Wettbewerbsnachteil für industrielle Gasverbraucher in Deutschland dar – sowohl im internationalen als auch im innereuropäischen Vergleich.

Diese Entwicklung setzt betroffene Unternehmen in einer ohnehin angespannten wirtschaftlichen Lage zusätzlich unter Druck. Neben den bestehenden Kostennachteilen gegenüber internationalen Wettbewerbsregionen führt inzwischen auch der innereuropäische Wettbewerbsnachteil zu Produktionsverlagerungen in das benachbarte europäische Ausland. Fast tägliche Pressemeldungen berichten von Arbeitsplatzabbau und Werksschließungen. Die Deindustrialisierung in Deutschland hat volle Fahrt aufgenommen! Bestätigt wird dieser Nachteil dadurch, dass sich die industrielle Gasnachfrage in den benachbarten europäischen Ländern deutlich stärker erholt als in Deutschland. Dies trifft inzwischen fast alle Unternehmen - branchenübergreifend und insbesondere die chemisch-pharmazeutischen Industrie, die Erdgas auch stofflich in ihren Herstellungsprozessen einsetzt.

Einerseits hat sich das Marktpreisniveau aufgrund der Umstellung der Bezugsquellen und der schnell wachsenden Rolle von LNG-Lieferungen in der deutschen Erdgasversorgung auf einem deutlich höheren Niveau eingependelt als noch vor dem russischen Angriffskrieg gegen die Ukraine. Lag der durchschnittliche Jahresfuture-Preis vor 2021 beispielsweise regelmäßig unter 20 EUR/MWh, so liegt der Jahresfuture 2026 bei ca. 32,70 €/ MWh. Der Gaspreis am Spotmarkt (day ahead) liegt aktuell bei ca. 33,00 EUR/MWh. Dies entspricht rund dem dreifachen des derzeitigen Marktpreises in den USA (10 bis 12 €/MWh)! In 2023 zahlten europäische Industriekunden 345 % mehr für Erdgas als US-amerikanische und 50 % mehr als chinesische Unternehmen.

Hinzu kommen CO2-Kosten für LNG-Transport und Erdgasanwendungen im Rahmen des EU-ETS sowie national über das BEHG bzw. perspektivisch das ETS II, denen international keine vergleichbaren Bepreisungssysteme gegenüberstehen.Mit der Umsetzung der EU-Methanverordnung kann zudem potenziell die Bepreisung von Vorkettenemissionen (Scope 3) hinzukommen, die den Abstand zu internationalen Wettbewerbern weiter vergrößern würde.

Doch nicht nur im internationalen, sondern auch im innereuropäischen Wettbewerb besteht kein Level-Playing-Field mehr. Die Wettbewerbsverzerrung hier ergibt sich aus staatlich induzierten Preisbestandteilen und Entgelten, die es im EU-Ausland nicht oder nicht in der Höhe wie in Deutschland gibt und die seit geraumer Zeit wieder deutlich ansteigen. Der Anteil staatlich induzierter Kosten in Deutschland an den Erdgas-Gesamtkosten für den industriellen Einsatz liegt damit deutlich über dem Anteil in anderen EU-Mitgliedstaaten.

Mangelnde Wettbewerbsfähigkeit deutscher Erdgaskosten

Trotz des seit 2022 gesunkenen Marktpreises kann im Erdgasbereich hinsichtlich der Gesamtkosten für die Industrie auch 2025 keine Entwarnung ausgesprochen werden.

Gerade Unternehmen der erdgas- und dampfintensiven Grundstoffindustrie stehen im direkten internationalen Wettbewerb. Die Erdgaskosten in Deutschland produzierender Unternehmen sind nach wie vor deutlich höher als beispielsweise in den USA. Selbst im europäischen Vergleich ist die Wettbewerbsfähigkeit in Deutschland aufgrund steigender Nebenkosten der Gasversorgung (v.a. Netzentgelte, Gasspeicherumlage), die es im EU-Ausland nicht oder nicht in der Höhe gibt, schon heute zunehmend nicht mehr gegeben.

Streichung der Verordnungsermächtigung (§ 35h RefE EnWG)

• Die im Entwurf vorgesehene Möglichkeit zur Wiedereinführung der Umlage gefährdet die regulatorische Planungssicherheit und wird vom VIK abgelehnt.
• Die Kriterien für eine erneute Einführung sind nicht klar definiert, sodass durch den §35h RefE EnWG bis 2027 eine Unsicherheit über eine tatsächlich dauerhafte Abschaffung der Gasspeicherumlage für industrielle Verbraucher bestehen bleibt.

Rückvergütung bereits gezahlter Umlagebeträge für das Jahr 2025

Kritisch ist aus Sicht des VIK der zu späte Zeitpunkt der Abschaffung der Gasspeicherumlage. Die Industrie leidet bereits heute unter massiv gestiegenen Energiekosten, die deutlich über dem Vorkrisenniveau liegen. Die Gasspeicherumlage belastet insbesondere Unternehmen mit erdgasintensiven Prozessen und hat bereits zu Produktionsrückgängen und Standortverlagerungen geführt. Um die Industrie spürbar und mit kurzfristiger Wirkung zu entlasten, sollten die folgenden Maßnahmen im Rahmen des laufenden Gesetzgebungsverfahrens umgesetzt werden:

• Für Industriekunden (RLM-Kunden) sollte bereits ab dem am 1. Oktober 2025 begonnenen Gasspeicherjahr eine Gasspeicherumlage von 0 EUR/MWh gelten.

Ein zunehmend wichtiger Kostenfaktor für unsere Mitgliedsunternehmen sind die Gasnetzentgelte, welche von Jahr zu Jahr steigen. Auch für das kommende Jahr ist im Durchschnitt ein weiterer Anstieg abzusehen, obwohl erst für ca. 50 % der gasversorgten Fläche die Netzentgelte veröffentlicht sind. In den letzten Monaten war das Augenmerk stets auf die Absenkung der Strom-Netzentgelte und die Politik hat gerade hier einen wichtigen Beitrag geleistet, um den weiteren Anstieg im nächsten Jahr abzufedern – es gilt unser Dank an die Regulierungskoalition – gibt es bei den Gasnetzentgelten akuten Handlungsbedarf. In Zukunft werden die Netzentgelte weiter steigen, da durch die mit der Energiewende einhergehende geringere Auslastung der Netze und ihr Rückbau bzw. Umwidmung Kosten zunehmend auf weniger Netznutzer verteilt werden müssen. Die Verkürzung von Abschreibungszeiträumen führt gerade in der Anfangsphase der Gasnetztransformation zu höheren Entgelten.

Außerdem fallen mit dem ersatzlosen Wegfall des Spitzenausgleichs zum Jahresanfang für den nicht anderweitig entlasteten Anteil des Erdgasverbrauchs höhere Energiesteuern an. Dies hat vor allem bei besonders erdgasintensiven Unternehmen in der Gesamtbetrachtung zu einer steuerlichen Mehrbelastung geführt. Die noch bestehenden Befreiungs- und Ermäßigungstatbestände im Energiesteuergesetz müssen daher unbedingt beibehalten und sollten ausgeweitet werden.

Die Gas-Netzumstellung muss kosteneffizient gestaltet werden. Die Industrie wird voraussichtlich aufgrund der stofflichen Nutzung von Methan und der beschränkten Substituierbarkeit von Erdgas in der Prozessdampfversorgung zu den Nutzern zählen, die die Erdgasinfrastruktur am langfristigsten nutzen. Es muss vermieden werden, dass die Netzkosten zukünftig ein prohibitiv hohes Niveau erreichen und die internationale Wettbewerbsfähigkeit zusätzlich gefährden. Die Bundesregierung sollte daher mögliche Finanzierungsmodelle prüfen, um einen solchen Anstieg für die wenigen verbleibenden Nutzer zu verhindern. Zudem sollten die Stilllegungskosten so gering wie möglich gehalten werden. Es erscheint vor diesem Hintergrund sinnvoller, vorhandene Leitungs-Infrastruktur nicht aktiv rückzubauen, sondern nach Möglichkeit im Boden zu belassen, stillzulegen und für eine etwaige Weiterverwendung zu erhalten. Betroffene Netznutzer müssen zudem mit ausreichendem zeitlichem Vorlauf in Umstellungs- und Stilllegungspläne eingebunden werden.

Gesetzentwurf der Bundesregierung

Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften

BT-Drucksache 21/1497 (Kundenanlagen)

Kurzzusammenfassung der VIK - Stellungnahme zu Kundenanlagen:

• Kundenanlagen sind die bei weitem am häufigsten anzutreffende Energieinfrastruktur und Teil eines hoch-integrierten Produktionsverbundes an Industrie- und Gewerbestandorten.
• Die aktuelle Rechtsunsicherheit durch die jüngsten Urteile des EuGH und des BGH bedroht diese Strukturen und führt zu erheblichen Risiken für Investitionen und die Wettbewerbsfähigkeit des Standorts Deutschland.
• Ohne eine schnelle gesetzliche Reform drohen den Unternehmen signifikante wirtschaftliche Nachteile, ein unkalkulierbarer Mehraufwand an Bürokratie und eine mögliche Verzögerung der Energiewendeziele.
• Der VIK fordert eine politische Priorisierung der Anpassung der Kundenanlagen-Regulierung im EnWG und auf europäischer Ebene
• Eine Neuregelung muss Kundenanlagenbetreiber vor unverhältnismäßigen Kosten und administrativen Mehraufwand schützen und Rechtssicherheit wiederherstellen.

Hohe Rechtsunsicherheit durch EuGH und BGH-Urteile

Kundenanlagen sind die bei weitem am häufigsten anzutreffende Energieinfrastruktur. Beide Urteile stellen die bisherige Praxis industrieller und gewerblicher Standortversorgung und die damit einhergehenden administrativen Erleichterungen von der Regulierung für Kundenanlagenbetreiber grundlegend infrage und machen eine umfassende Reform der Materie erforderlich. Denkt man die Logik der Begründung des EuGH-Urteils zu Ende, würde praktisch jede in Deutschland verlegte Strom- oder Erdgasleitung (auch auf privatem Grund oder Betriebsgeländen) zu einem regulierten Verteilernetz mit entsprechenden regulatorischen Pflichten werden. Örtliche Verteilungsanlagen der Industrie oder von öffentlichen Einrichtungen wie Krankenhäusern und Universitäten, würden damit auf einen Schlag denselben regulatorischen Pflichten unterstellt wie große öffentliche Energieversorgungsnetze, an die zum Teil hunderttausende Letztverbraucher angeschlossen sind.

Gleichstellung führt zu signifikanten, negativen Konsequenzen für Kundenanlagenbetreiber: administrativ, personell und finanziell

Dies hätte einen massiven Anstieg an administrativen, personellen und finanziellen Belastungen für die betroffenen Unternehmen und Institutionen zur Folge – von Melde- und Veröffentlichungspflichten über komplexe Messkonzepte bis hin zu buchhalterischer Entflechtung und zusätzlichen Investitionen. Die Regulierungsbehörden wären mit einer Vielzahl neuer Anträge und Prüfverfahren konfrontiert, die erstens (1) dem Ziel des Bürokratieabbaus diametral entgegenstünden, zweitens (2) Dekarbonisierungsziele verzögern könnten, indem Investitionsentscheidungen in z.B. Onsite PPA aufgeschoben oder aufgehoben würden und drittens (3) keinem volkswirtschaftlichen Nutzen gegenüberstehen würden.

Diese Gleichstellung ist offensichtlich nicht zielführend und sollte mit höchster Dringlichkeit auf gesetzlicher Ebene angepasst werden um den Wirtschaftsstandort Deutschland nicht (noch) weiter abzuwerten.

Sollte es keine praxistaugliche Anpassung der regulatorischen Vorschriften geben, drohen erhebliche Risiken für Betreiber von Kundenanlagen

Zu den gravierendsten Konsequenzen einer zu befürchtenden zukünftigen Regulierung zählen:

1. Dezentralen Versorgungsnetzbetreibern droht bei der Übernahme der Rolle eines Netzbetreibers ein erheblicher Mehraufwand für alle Registrierungs-, Melde- und Veröffentlichungsplichten.
2. Darüber hinaus droht ein erheblicher Zusatzaufwand für eine Vielzahl von regulatorischen Pflichten gem. EnWG. Dazu gehören:

• die massenfähige Marktkommunikation
• Datenaustauschprozesse
• Energiemengenbilanzierung („MaBis“)
• Netzentgeltkalkulationen und insbesondere auch buchhalterische Entflechtungsvorgaben mit separaten Jahresabschlüssen
• Redispatch 2.0

1. Weiter drohen den Kundenanlagenbetreibern langwierige und kostenintensive Umbauten, die ggf. Abschaltungen des Kunden erfordern: Insbesondere die umzusetzende Rolle eines grundzuständigen Messstellenbetreibers nach dem Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) dürfte im Einzelfall zu einem erheblichen Investitions- und technischem Umbaubedarf führen.
2. Weiter besteht Grund zu der Annahme, dass sich Engpässe bei der Verfügbarkeit von Fachpersonal und Wirtschaftsprüfern ergeben könnten.
3. Verzögerung von Dekarbonisierungsbestrebungen durch Investitionsaufschub in Onsite-PPA-Projekte und andere dezentrale Versorgungsstrukturen (Speicher) sowie ein erhebliches Risiko rückwirkender Verschlechterungen für bereits getätigte Investitionen in Energiewendemaßnahmen (Praxisbeispiel der Wirtschaftsprüfer: PV-Aufdachanlage würde zur Kundenanlage à Abbau der Anlage.).

Um diese Auswirkungen zu vermeiden, sollten Reformbestrebungen auf drei Ebenen adressiert werden: Grundsätzlich wäre eine Anpassung auf europäischer Ebene durch Änderung der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EU 2019/944) und der Gasbinnenmarktrichtlinie (EU 2024/1788) wünschenswert. Hier sollte klargestellt werden, dass private Industrie- und Gewerbenetze nicht mit öffentlichen Energieversorgungsnetzen gleichgestellt werden können. Die bisherigen Ausnahmen für „geschlossene Verteilernetze“ sind nicht ausreichend, weil hier nur ein kleiner Teil der regulatorischen Pflichten aufgehoben wird.

Zweitens auf nationaler Gesetzesebene durch eine Überprüfung und Anpassung der deutschen Regelungen im Einklang mit den EU-Vorgaben. Das bestehende nationale Regelwerk sollte mit den tatsächlich verpflichtenden EU-Vorgaben abgeglichen und die bestehende Überregulierung auf ein einheitliches EU-level gebracht werden.

Drittens auf untergesetzlicher Ebene, insbesondere durch Festlegungen der Bundesnetzagentur, um kurzfristig praxistaugliche Lösungen zu ermöglichen.

Formulierungshilfe des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie für einen Änderungsantrag der Fraktionen der CDU/CSU und SPD

zum Entwurf eines Vierten Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes

(hier: Änderung des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes)

Ausschussdrucksache 20(9)053 (Änderung des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes)

Kurzzusammenfassung der VIK- Stellungnahme zum Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes

• Versorgungssicherheit zu wettbewerbsfähigen Preisen ist für die Industrie ein zentraler Standortfaktor
• Erfolgt kein schnellerer und ausreichender Zubau gesicherter Leistung bis 2035, drohen laut BNetzA bereits ab 2030 Versorgungslücken - was insbesondere für die energieintensive Industrie gravierende Folgen hätte
• Ohne gesicherte Leistung und klare Planungssicherheit werden zahlreiche Unternehmen ihre Investitionsentscheidungen für den Standort Deutschland überdenken, was die Gefahr einer weiteren Deindustrialisierung birgt
• Kraftwerksstrategie der Bundesregierung muss daher dringend verabschiedet und umgesetzt werden

Drohende Versorgungslücke ab 2030

Der Versorgungssicherheitsbericht der BNetzA hat einen zwingend notwendigen Zubau gesicherte Leistung von je nach Szenario zwischen 22,4 bis 35,5 GW bis 2035 ausgewiesen. Ohne Zubau drohen laut BNetzA bereits im Jahr 2030 Versorgungslücken. Dies deutet nicht auf Blackouts hin, aber auf potenzielle „Brown-Outs“: Situationen, in denen das Stromangebot die Nachfrage nicht mehr vollständig decken kann und große Lasten, etwa Industrieanlagen, temporär abgeschaltet werden müssten.

Versorgungssicherheit zu bezahlbaren Preisen ist für die energieintensive Industrie daher ein elementarer Standortfaktor. Die unter der Ampel-Koalition unvollendet gebliebene Kraftwerksstrategie muss daher schnellstmöglich verabschiedet werden. Die Zeit drängt inzwischen erheblich, so dass die ersten Ausschreibungsrunden keinen Aufschub mehr dulden.

Keine Abschaltung gesicherter Leistung ohne gleichwertigen Ersatz

Parallel dazu darf keine gesicherte Leistung mehr ohne gleichwertigen Ersatz vom Netz gehen. Gemäß § 13b EnWG haben die Netzbetreiber hier das letzte Wort. Sie entscheiden, ob ein Kraftwerk systemrelevant ist und unabhängig vom Kohleausstieg in der Netzreserve weiterbetrieben werden sollte. Die Zeiträume für die Ausweisung von Kohlekraftwerken als systemrelevant reichen schon heute über das Jahr 2030 hinaus. Eine Doppelfinanzierung durch Entschädigungszahlungen und Zahlungen für die Vorhaltung in der Netzreserve sollte vermieden werden. Dies gilt nur für Steinkohlekraftwerke. Braunkohlekraftwerke werden vermutlich aus technischen Gründen nie in die Netzreserve überführt.

Industrie benötigt gesicherte Leistung und Planungssicherheit

Ohne gesicherte Leistung und der damit einhergehenden Planungssicherheit werden zahlreiche Unternehmen ihre Investitionsentscheidungen in den Standort

Deutschland hinterfragen.

Im Interesse eines möglichst geringen Netzausbaubedarfes sollte der Zubau industrienah erfolgen, nach dem Motto „Energie folgt industrieller Nachfrage“.