Politisches Engagement

Die grundlegende Transformation des Energiesystems führt zu regelmäßigen Diskussionen über Anpassungen des Strommarktdesigns. Auf deutscher Ebene wurde die Diskussion im Rahmen der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS) angestoßen. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz hat daraufhin in einem Optionenpapier im Sommer 2024 sein Konzept eines Kapazitätsmarktes vorgestellt. Mit dem Ende der Ampel-Regierung bleibt die Umsetzung eines Kapazitätsmarktes in Deutschland jedoch vorerst offen. Auf europäischer Ebene stehen Reformen für den Strommarkt, einschließlich der Fördermechanismen für Erneuerbare Energien an. Der Gesetzgebungsprozess auf europäischer Ebene wurde erst im Mai 2024 formal beendet.

Die EnBW sprach sich im Laufe des europäischen Gesetzgebungsverfahrens nachdrücklich für die Beibehaltung des bestehenden, hocheffizienten Marktrahmens auf Grundlage einer grenzkostenbasierten Preisbildung aus und riet von einer Abschaffung oder signifikanten Änderung dieses Rahmens ab. Im final verabschiedeten Gesetzespaket wird der Marktrahmen in seinem Kern zwar nicht angetastet, allerdings kann es in Zukunft im Rahmen der europäischen Marktdesign-Regulierung Änderungen geben, die wir kritisch sehen, insbesondere:

• Die Schaffung “virtueller regionaler Hubs”, d.h. Preiszonen-übergreifende Referenzpreise, die der deutschen Preiszone Liquidität entziehen, den Handel verkomplizieren und die Diskussion um die Aufspaltung der deutschen Einheitspreiszone befördern würden.
• Die Schaffung eines “Peak-Shaving-Instruments" für die Übertragungsnetzbetreiber, mit dem sie eigenständig Flexibilitäten im Markt mobilisieren und in die Preisbildung eingreifen könnten, was nicht ihrer Rolle entspricht und seitens des Marktes selbst geleistet wird.
• Die Einführung von zweiseitigen Contracts for Difference (CfDs) als europaweit verbindliches Förderinstrument für Erneuerbare Energien. Zweiseitige CfDs stellen eine nur leicht modifizierte Form der Festvergütung dar und hemmen die Marktintegration sowie die angestrebte private Finanzierung der Erneuerbaren mittels langfristiger Strombezugsverträge (PPAs) und stellen damit gegenüber dem aktuell in Deutschland existierenden Förderrahmen (gleitende Marktprämie) einen Rückschritt dar.

Im Rahmen des Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) beabsichtigte die Ampel-Regierung, den nicht zuletzt aufgrund des Kernenergie- und Kohleausstiegs entstandenen Bedarf an gesicherter Leistung durch die Ausschreibung von Gas- und Wasserstoffkraftwerken zu füllen. Details zu den Ausschreibungen im Rahmen des KWSG sahen unter anderem ein Ausschreibungsvolumen von 12,5 GW an Gas- und Wasserstoffkraftwerken vor. Zwei Drittel dieser Ausschreibungsmenge war dabei für den netztechnischen Süden vorgesehen, was aus Gründen der Systemstabilität essenziell ist.

Die EnBW hat sich engagiert in die europarechtlich vorgesehene Konsultation zum KWSG eingebracht und ihre Positionen deutlich formuliert. Die EnBW hat sich u.a. für eine zügige Umsetzung des KWSG in Konsistenz mit dem sonstigen langfristigen Marktdesign ausgesprochen. Durch das Ende der Ampel-Regierung ist die Verabschiedung des KWSG in der aktuellen Form zeitlich nicht mehr möglich. Da parteiübergreifend Konsens herrscht, dass es Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke geben muss, bleibt abzuwarten, wie die kommende Bundesregierung das Thema aufgreifen wird.

Im Bereich PV-Freiflächenanlagen spricht die EnBW folgende Forderungen aus:

• Keine Zölle und Importbeschränkungen für den Import von PV-Modulen und Ähnlichem
• Steuerliche Anrechnung von Freiflächen-PV-Anlagen auf das landwirtschaftliche Betriebsvermögen, um von der Erbschaftssteuer ausgenommen zu werden.

Für das Anlagesegment der kleinen PV fordern wir folgendes:

• Im Rahmen der Debatte um die sog. Erzeugungsspitzen wird aktuell immer wieder eine Ausweitung einer verpflichtenden Steuerung auf sehr kleine PV-Anlagen (zwischen 2 kW und 7 kW) diskutiert. Für diese Anlagenklasse lehnen wir eine solche Verpflichtung ab, da die Gefährdung der Versorgungssicherheit, die von diesen Anlagen ausgeht, marginal ist.
• Aus gleichen Gründen lehnen wir eine Wirkleistungsbegrenzung dieser Anlagenklasse auf 50 % ab. Zudem fordern wir, dass Anlagenbetreiber mit Anlagen ab 7 kW bis 25 kW zwischen einer Fernsteuerung und einer Wirkleistungsbegrenzung auf 70 % wählen können. Damit würde man - mit Ausnahme zum Anlagensegment bis 7 kW - zu der früheren Regelung zurückkehren und aus Gründen der Versorgungssicherheit nicht mehr nur Anlagen ab 25 kW, sondern bereits ab 7 kW einschließen.
• Beim Thema Netzanschluss fordern wir eine Beschleunigung der Antragsprozesse durch u. a. verbindliche Fristen. Parallel setzen wir uns für eine Digitalisierung der Prozesse sowie eine Standardisierung der Anforderungen an Anschlussnehmer ein.

Hinsichtlich Wind Onshore wurden zwischen 2022 und 2024 einige wichtige regulatorische Verbesserungen vorgenommen, so z.B. das neue Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG), die Festschreibung des überragenden Interesses der Erneuerbaren Energien im EEG, die Novelle des Bundesnaturschutzgesetzes (BNatSchG) sowie die große Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchG).

Gleichwohl sind noch weitere Maßnahmen erforderlich, um die Ausbauziele bei Wind Onshore erreichen zu können:

• Das WindBG, das jedem Bundesland klare gesetzliche Mengenvorgaben zur Flächenausweisung macht, ist grundsätzlich sehr zu begrüßen. Allerdings sieht das Gesetz bis Ende 2027 nur ein Flächen-Zwischenziel vor. Die notwendigen 2 % der Landesfläche müssen erst bis Ende 2032 ausgewiesen werden, was deutlich zu spät ist. Sinnvoll wäre die Verpflichtung zur Flächenausweisung entsprechend dem finalen Flächenziel in einem Zug bereits bis 2027.
• Zeitnahe 1:1-Umsetzung der Renewable Energy Directive (RED III) für Windenergie an Land in deutsches Recht unter Verzicht auf überschießende nationale Regelungen.
• Umgehende verpflichtende Digitalisierung von Genehmigungsverfahren.
• Bessere personelle und technische Ausstattung von Planungs- und Genehmigungsbehörden.
• Im Rahmen der BNatSchG-Novelle wurden die Regelungen zum Kollisionsrisiko von Greifvögeln zumindest bundesweit standardisiert. Bedauerlicherweise nicht geregelt wurden in der Novelle die Vorgaben zum Fledermausschutz sowie zum Störungsverbot für geschützte Arten (bei Windenergieanlagen: Lärm). Notwendig wären auch bei diesen Themen bundeseinheitliche Vorgaben.
• Um das betriebsbedingte Tötungsrisiko von Greifvögeln wirklich bewerten zu können, bedarf es einer wissenschaftlich fundierten Methode zur Bewertung des Kollisionsrisikos. Die erste wirklich hierfür geeignete Methode wäre die Probabilistik (Wahrscheinlichkeitsrechnung). Hierzu muss zwingend ein konkreter Schwellenwert festgelegt werden, ab wann ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko vorliegt. Dabei muss berücksichtigt werden, dass Greifvögel auch ohne Windenergieanlagen einem allgemeinen Lebensrisiko ausgesetzt sind (Fressfeinde, Vergiftung, Straßenverkehr, Stromleitungen etc.).

Das Auktionsdesign für nicht voruntersuchte Flächen beschränkt sich aktuell faktisch auf einen reinen Preiswettbewerb. Aufgrund dessen droht eine Verengung des Anbieterfeldes im Offshore-Bereich zugunsten von wenigen Unternehmen mit extrem ausgeprägten finanziellen Möglichkeiten. Es bestehen keine Anzeichen dafür, dass sich diese Entwicklung bei einer Beibehaltung des bestehenden Regimes in kommenden Auktionen ändern wird.

Die Folge ist eine drohende Oligopolisierung im Betreibersegment und damit ein Ende der traditionellen Akteursvielfalt in Deutschland. Um diese Entwicklung zu verhindern, muss eine Anpassung schon für die nächsten Auktionsrunden, in denen noch einmal sehr große Mengen verauktioniert werden, wirksam werden.

Wir schlagen daher kurzfristig vor allem folgende Änderungen im Auktionsdesign vor:

• Zuschlagsbegrenzung für eine Fläche pro Teilnehmer und Ausschreibungsjahr (vorentwickelte und nicht vorentwickelte Flächen) zum Beispiel nach dem Prinzip one lease per bidder per round nach US-Vorbild („New-York-Bight”) oder eine Begrenzung auf 2 GW.
• Wechseln zwischen Flächen ermöglichen während der Auktion in Kombination mit einem Exit-Bid-Nachrückverfahren in einer transparenten anonymen Auktion. Preise und Anzahl der Bieter sind dann während der Aktion öffentlich sichtbar.
• Qualitative Kriterien sollen nicht als Entscheidungskriterium dienen, sondern als Anreiz zur Sicherstellung eines qualitativ hochwertigen und nachhaltigen Offshore-Ausbaus in Deutschland.

Wir unterstützen den von der Bundesregierung beschlossenen Kohleausstieg. Die EnBW selbst plant den Kohleausstieg bis 2028. Dafür müssen jedoch die Voraussetzungen u. a. in Bezug auf die Erhaltung disponibler Leistung geschaffen werden.

Um zum Erhalt disponibler Leistung beizutragen, planen wir an verschiedenen unserer Steinkohle-Standorte (Heilbronn, Altbach-Deizisau, Stuttgart-Münster) einen sogenannten doppelten Fuel Switch. Dabei erfolgt zunächst der Umstieg von Kohle auf klimafreundlicheres Erdgas, bis Wasserstoff in ausreichendem Maß zur Verfügung steht. Somit können die CO₂-Emissionen unmittelbar reduziert und gleichzeitig die Versorgungssicherheit durch den Erhalt gesicherter Leistung gewährleistet werden. Zudem trägt ein Fuel Switch maßgeblich zum Erhalt von Standorten und Arbeitsplätzen bei. Allerdings muss zur Umsetzung dieser Projekte die Bereitstellung von Wasserstoff beschleunigt geschehen, sowohl durch den Aufbau inländischer Produktionsstätten als auch durch einen leistungsfähigen internationalen Markt.

Die EnBW setzt den politisch gewünschten Ausstieg aus der Kernenergie konsequent um. Die EnBW hat nach dem Ausstiegsbeschlüssen der Jahre 2002 und 2011 eine langfristige Strategie für den Rückbau ihrer Kernkraftwerke ausgearbeitet, die sie seither konsequent umsetzt.

Die Rückbauplanung für GKN II wurde durch die von der Bundesregierung initiierte Verlängerung der Stromproduktion stark beeinträchtigt und muss überarbeitet werden. Auch wenn Verzögerungen gegenüber der ursprünglichen Planung wahrscheinlich sind, so geht die EnBW in ihrer Abschätzung im Moment trotzdem unverändert davon aus, dass der Rückbau von GKN II im atomrechtlichen Rahmen etwa zehn bis 15 Jahre dauern wird.

Die EnBW fordert den Anschluss des Landes Baden-Württemberg an das nationale Wasserstoffnetz spätestens 2030, um Industrie, Mittelstand und eventuell auch erste Privatkunden mit Wasserstoff beliefern sowie Gaskraftwerke von Erdgas auf Wasserstoff umstellen zu können.

Dazu muss die nationale Infrastruktur in Form des H₂-Kernnetzes auch in Zukunft privatwirtschaftlich umgesetzt werden. Mit der Ontras und terranets BW arbeiten zwei EnBW-Tochterfirmen derzeit aktiv am H₂-Kernnetz. Die Finanzierung des Kernnetzes muss die Unternehmen in die Lage versetzen, die nötigen Investitionsmittel unter den Bedingungen eines internationalen Kapitalmarktes auch aufbringen zu können.

Die überwiegende Zahl an Industrie- und Gewerbeunternehmen (ca. 1,6 Mio. Unternehmen) ist ans Gasverteilnetz angeschlossen, auch in Baden-Württemberg ist dies der Fall. Während der Fokus im Kernnetz überwiegend auf der Transportebene liegt, schaffen die Verteilnetze die Verbindung vom Transportnetz zum Kunden und stellen damit die wichtige „erste und letzte Meile“ dar. In diesem Zusammenhang ist es wichtig, die bestehende Regelungslücke für die Verteilnetzbetreiber zu schließen, insbesondere im Hinblick auf Perspektive, Finanzierung und diskriminierungsfreien Netzanschluss.

Aus diesem Grund unterstützt die EnBW ausdrücklich eine integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff sowie einen stärkeren Abgleich mit dem Stromnetz, um optimale Lösungen für die Ausgestaltung des zukünftig klimaneutralen Energiesystems zu finden. Die Schaffung eines resilienten Klimaneutralitätsnetzes im komplementären Wechselspiel zwischen Elektrifizierung und Wasserstoffeinsatz lässt sich nur unter Beteiligung aller Netzbetreiber finden.

Die Änderungen im Klimaschutzgesetz führen zu einer Verschärfung der Sektorziele bis 2030 und zum Vorziehen der Klimaneutralität in Deutschland auf das Jahr 2045. Neben einer stärkeren Elektrifizierung in allen Sektoren ist die Transformation der Gaswirtschaft zu klimaneutralen Gasen notwendig. Hierfür müssen in den kommenden Jahren auch die Infrastrukturen noch schneller um- und ausgebaut werden als bisher schon geplant. Dies betrifft sowohl die Strom- wie auch die Gasinfrastruktur. Die EnBW setzt sich deshalb dafür ein, dass

• die Planungs- und Genehmigungsprozesse für Netze bundesweit vereinheitlicht und verkürzt werden;
• die Investitionsbedingungen in die Netze an den Anforderungen eines globalen Kapitalmarktes angepasst und nicht laufend verschlechtert werden;
• die Kosten für den Netzausbau gesenkt werden, indem im Höchstspannungsbereich der Freileitungsbau bei neuen Projekten Vorrang vor der Erdverkabelung erhält. Eine Umstellung würde die Kosten um grob geschätzt 2/3 reduzieren. Nach Einschätzung der EnBW wäre in einer Novelle des Bundesbedarfsplangesetzes (BBPlG) vorzusehen, dass Freileitungen in größerem Umfang als bisher gebaut werden dürfen.

Die EnBW unterstützt den flächendeckenden Ausbau digitaler Infrastrukturen, insb. im Bereich der Glasfaser und passiver Mobilfunkinfrastrukturen. Entscheidend für eine dringend notwendige Beschleunigung des Ausbaus sind schlanke Genehmigungsverfahren, eine umfängliche und unbürokratische Weiße- und Graue-Flecken-Förderung für eigenwirtschaftlich nicht realisierbare Projekte insb. im ländlichen Raum sowie die Vermeidung eines Überbaus bestehender, geförderter Glasfaserleitungen.

Einen zusätzlich positiven Beitrag für einen beschleunigten Ausbau von Gigabitnetzen können nachfrageseitige Förderinstrumente leisten, wie die Voucher-Förderung für Endkunden.

Kritisch zu hinterfragen ist die Konzeptionierung des sog. Gigabit-Grundbuchs, das zwar die Transparenz über die Trassenführungen und Ausbaubedarfe anzeigen kann, zugleich jedoch die Vulnerabilität der kritischen Infrastrukturen im Telekommunikationsbereich erhöht. Hier gilt es einen gangbaren Mittelweg zwischen notwendiger Transparenz und Sicherstellung der Resilienz der TK-Infrastruktur in der aktuellen Novelle des TK-NABEG zu identifizieren

Die EnBW setzt sich für eine bessere Mitnutzung ihrer passiven Mobilfunkinfrastruktur durch Mobilfunknetzbetreiber ein. Damit ließen sich Mobilfunklöcher in Deutschland deutlich schneller schließen.

Die EnBW sieht sich als Vorreiter des Ausbaus der Schnellladeinfrastruktur in Deutschland. Ein bedarfsgerechter und schneller Ausbau des Ladenetzes kann nur im marktlichen Wettbewerb erfolgen. Wir halten das von der Bundesregierung anvisierte Ziel von einer Million Ladepunkten bis 2030 für veraltet und sprechen uns für einen Zielkorridor von 130.000-150.000 HPC-Ladepunkten aus.

Für das Gelingen des Aufbaus eines den Kundenbedürfnissen entsprechenden Ladenetzes sind folgende Punkte entscheidend:

• Regulatorische Hürden müssen möglichst geringgehalten werden.
• Weiterhin gilt es insb. durch den Abbau von Hemmnissen bei den behördlichen Genehmigungsverfahren sowie im Rahmen der Netzanschlussprozesse deutschlandweit eine Beschleunigung des Ladeinfrastrukturaufbaus zu erreichen.
• Mit der Verabschiedung der AFI-R (Verordnung zu alternativer Infrastruktur für Kraftstoffe) wurden europaweite Zielvorgaben (basierend auf Distanz und Leistung) bis 2030 festgesetzt. Sie sollte als regulatorischer Maßstab fungieren und eine Überregulierung mit unnötigen technischen Vorgaben sollte vermieden werden. Gleiches gilt für weitere Vorgaben und Anforderungen, die die Kosten für die Kunden in die Höhe treiben können (bspw. das sog. Durchleitungsmodell).
• Beschleunigend auf den Ausbau würde sich auch das Zurverfügungstellen von Flächen der öffentlichen Hand (Bundes-, Landes- und kommunale Ebene) auswirken. Hierzu sollte der Masterplan Ladeinfrastruktur 2.0 bei den ausbaurelevanten Maßnahmen zeitnah umgesetzt werden.
• Wichtig ist, dass der faire Wettbewerb und der Zugang aller Marktteilnehmer zum Markt sichergestellt werden. Das betrifft vor allem die Datenhoheit der Kunden über die Fahrzeug- und Ladedaten. Diese dürfen nicht durch einzelne Marktteilnehmer eingeschränkt werden.

Der EU Green Deal enthält nicht nur die Klimapolitik, sondern ist ein umfassendes industriepolitisches Modernisierungs- und Investitionsprogramm zur Sicherung der Zukunftsfähigkeit der EU. Diese Ganzheitlichkeit des Programms und das Ambitionsniveau werden von der EnBW ausdrücklich begrüßt, allerdings werben wir auch um ein pragmatisches Augenmaß bei einigen Detailregelungen. Grundsätzlich positiv sehen wir auch die verschärften Klimaschutzziele - die EU-weite Klimaneutralität bis 2050 sowie die Anhebung des EU-Klimaziels 2030 auf mindestens -55 %.

Aus EnBW-Sicht gilt es nun, die ambitionierten Ziele mit Nachdruck umzusetzen. Gleichwohl sollten die rechtlichen Rahmenbedingungen auf europäischer Ebene zur Anerkennung kohlenstoffarmer Gase möglichst schnell verabschiedet werden, um die entsprechenden Investitionssignale für den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft zu senden.

Hier braucht es noch ausreichend Spielräume für Erdgasnutzung in der Übergangsphase sowie Rahmengesetzgebung zur schnellstmöglichen Entwicklung der Wasserstoffwirtschaft:

• Die EnBW sieht den schnellen Aufbau eines möglichst breiten EU-Wasserstoffbinnenmarktes, einschließlich der entsprechenden Infrastruktur, als wichtigen Baustein für die Erreichung der Dekarbonisierungsziele.
• Es ist wichtig, dass Wasserstoff zu einer europäisch und global gehandelten Commodity wird – kein „Champagner der Energiewende“. Wir erwarten durch Technologieentwicklung und Skalierung eine relevante Preisdegression. Eine anwendungsoffene Regulierung ist erforderlich: Marktregulierung statt Sektorenzuteilung bzw. Ausschluss von Sektoren.
• Es ist festzuhalten, dass der kohlenstoffarme „blaue“ Wasserstoff einen überaus wichtigen Beitrag zur Erreichung der Klimaziele leisten wird. Dieser ist unbedingt erforderlich und muss in der Breite der Sektoren verwendet werden können.
• Im Bereich der Gasverteilnetze sind Optionen zur Dekarbonisierung durch Wasserstoff zu erhalten, wo dies technisch und wirtschaftlich erforderlich ist – besonders mit Blick auf Industrie im Mittelstand, welche auf der Verteilnetzebene, teilweise fernab des H₂-Backbones angeschlossen ist.

Die EnBW unterstützt die Klimaschutzgesetzgebung der Bundesregierung. Sie bestätigt unseren Transformationskurs mit dem Ziel der Treibhausneutralität bis spätestens 2035 und gibt uns eine höhere Planungssicherheit.

Die EnBW lehnt allerdings die Aufgabe der verbindlichen Sektorziele im neuen Klimaschutzgesetz ab. Die Aufgabe der Sektorziele wird dazu führen, dass die Energiewirtschaft bis 2030 überproportional zu den Emissionsminderungszielen beitragen muss. Wir sind uns darüber bewusst, dass die Energiewirtschaft in Bezug auf die Zielerreichung vorangehen muss, da circa 2/3 der vom Gesetz zusätzlich verlangten CO₂-Minderungsleistung durch die Energiewirtschaft zu erbringen sind. Allerdings müssen auch die anderen Sektoren ihren Beitrag zur Emissionsminderung leisten. Insb. muss die Dynamik im Verkehrssektor deutlich gesteigert werden. Die Ziele der Energiewirtschaft können nur unter folgenden Voraussetzungen erreicht werden:

• Der Ausbau der Erneuerbaren Energien muss deutlich beschleunigt werden. Hier konnte die Bundesregierung erhebliche Fortschritte erzielen, die aber weiter verstetigt werden müssen.
• Es muss jetzt schnell an der Entstehung eines massentauglichen internationalen Wasserstoffmarktes gearbeitet werden.
• Der Ausbau der Infrastruktur muss beschleunigt werden.
• Dies bedeutet vor allem Gasnetzausbau im Süden, integrierte Infrastrukturplanung Strom-Gas-Wasserstoff und Verfügbarkeit klimaneutralen Wasserstoffs in ausreichender Menge und zu vertretbaren Preisen bis spätestens 2035 auch in Süddeutschland, zumindest für die Kraftwerke.

Eine wirksame CO₂-Bepreisung als zentrales marktliches Steuerungselement ist in allen Sektoren anzustreben. Sie liefert die richtigen Anreize, um die Klimaziele effizient durchzusetzen. Das europäische Emissionshandelssystem (EU ETS) bildet eine zentrale Säule der CO2-Bepreisung. Die vom EU ETS betroffenen Unternehmen (Sektoren: Ölraffinerien, Stahl- und Aluminiumproduktion, Energieerzeugung, Luftfahrt etc.) müssen ihren Ausstoß an klimaschädlichen Gasen (CO2, Stickstoffdioxid und Perfluorkohlenstoffen) mit einem Emissionszertifikat hinterlegen. Diese Zertifikate müssen im Rahmen von Auktionen oder im Handel zwischen den Unternehmen untereinander erworben werden. Die Gesamtemissionen im EU ETS werden politisch definiert und die Anzahl verfügbarer Zertifikate entsprechend den Klimazielen reduziert.

Mit der im Rahmen des “Fit for 55”-Pakets angestoßenen Reform und Erweiterung des EU ETS wurden eine Reihe von Kernpositionen der EnBW umgesetzt. So wurde das allgemeine Ambitionsniveau für Emissionsreduktionen innerhalb des EU ETS von ehemals -43 % auf -62 % bis 2030 (Basisjahr 2005) angehoben.

Des Weiteren begrüßt die EnBW die Einführung eines separaten Emissionshandels für die Sektoren Gebäude und Verkehr (sog. “EU ETS II”). Eine sofortige Ausweitung des ursprünglichen EU ETS auf die oben genannten Sektoren hätte zu massiven Verwerfungen im bestehenden Emissionshandel geführt. Nicht berücksichtigt wurde die EnBW-Forderung nach einem EU ETS Mindestpreis, der ein langfristiges Investitionssignal gesetzt hätte.

Die trotz des Wegfalls der EEG-Umlage weiterhin hohe Abgabenlast auf den Strom-Endkundenpreis in Deutschland, behindert die Sektorenkopplung und klimafreundliche Investitionen. Eine Neuausrichtung des Steuer-, Abgaben- und Umlagesystems an der CO₂-Intensität der verschiedenen Energieträger ist dringend erforderlich. Dies sollte auch im Rahmen der in den nächsten Jahren anstehenden Entscheidungen zu einem künftigen Strommarktdesign, Preissignalen und geeigneten Förderanreizen eine wichtige Rolle spielen. Kurzfristig ist eine Senkung der Stromsteuer auf den europäischen Mindestsatz nötig und eine Absenkung der Mehrwertsteuer zu erwägen.

EnBW befürwortet die stufenweise Anhebung des Preispfades im Brennstoff-Emissionshandelsgesetz (BEHG) und eine weiterhin wichtige Rolle der CO₂-Bepreisung.

Die von der EU-Taxonomie angestrebte Schaffung eines Klassifizierungssystems für nachhaltige wirtschaftliche Aktivitäten mittels klarer Standards und Instrumente erachten wir als wichtiges Instrument, um mehr Transparenz über nachhaltige Geschäftsaktivitäten insbesondere für Investoren an den Finanzmärkten zu schaffen. EnBW begrüßt den Ansatz des Aktionsplans für Nachhaltiges Finanzwesen, insbesondere die Festlegung der Definition von Nachhaltigkeit in der Taxonomie-Verordnung. EnBW begrüßt ebenfalls, dass die Europäische Kommission beabsichtigt die EU-Nachhaltigkeitsgesetzgebung insgesamt in Bezug auf eine Reduktion unnötiger Berichtspflichten zu überprüfen. Es gilt dabei eine geschickte Balance zwischen Aufwand und Nutzen zu finden:

• Aus Sicht der EnBW ist dabei wichtig, auch die notwendigen Investitionen für die Zwischenschritte der Transformation mit einzubeziehen, wie in der Taxonomie-Verordnung im Rahmen einer Transitionskategorie angelegt: Insbesondere Erdgas ist für einige Mitgliedstaaten, u. a. Deutschland, ein wichtiger Energieträger als Zwischenschritt für eine kostengünstige Dekarbonisierung bis ausreichend grünes/dekarbonisiertes Gas zur Verfügung steht.
• Dies ist bei der Festlegung der konkreten Grenzwerte, der sog. Technical Screening Kriterien, durch die Kommission berücksichtigt worden, wenn auch mit äußerst engen, nur sehr eingeschränkt erfüllbaren Kriterien.

EU-Verordnung für künstliche Intelligenz (AI Act):

Der EU AI Act reguliert die Nutzung künstlicher Intelligenz in der EU. Besondere Anforderungen gelten dabei für Hochrisiko-KI-Anwendungen. Innerhalb der EnBW sind verschiedene operative Use-Cases in Anwendung, von Predictive Maintenance in Verteilnetzen und Wind Offshore Anlagen, der Prognose zur Einspeisung von Erneuerbarem Strom und Verbrauch bis hin zur Optimierung von Windpark-Layouts.

Hauptforderungen seitens EnBW sind:

• Es bedarf einer klaren Definition von KI, welche konventionelle Software nicht miterfasst.
• Beschränkung der Kategorie „Hochrisiko KI-Systeme“ auf Systeme, die unzweifelhaft mit hohem Risiko verbunden sind und bis dato nicht von geltendem europäischen und nationalen Produktsicherheitsrecht erfasst werden.
• Die Erfüllung der Vorgaben der Gesetzgebung muss für Unternehmen jeglicher Größe mit so geringem bürokratischem Aufwand wie möglich erfolgen.
• Bewertungen von KI-Anwendungen sollten möglichst im sog. „self-assessment“-Verfahren und nicht umständlich durch dritte Akteure (third-party assessment) erfolgen.

Die Umsetzung der KI-Regulierung muss insgesamt möglichst wenig restriktiv und wesentlich stärker innovationsfördernd wirken. Dies gilt besonders auch vor dem Hintergrund des globalen technologischen Wettbewerbs im Bereich KI. Um Rechtsklarheit zu schaffen, sollte eine zeitnahe Umsetzung relevanter Aspekte ins nationale Recht zeitnah erfolgen.

EU-Data Act:

Die Gesetzgebung hat das Ziel einen EU-Binnenmarkt für Daten entstehen zu lassen, indem das Teilen von Daten in wesentlich größerem Ausmaß stattfinden soll und dadurch über Sektoren und Mitgliedstaatengrenzen hinaus Wertschöpfung generiert werden kann.

In diesem Zusammenhang wurden auch neue Rechte an Daten, besonders auch von Produkt- und Industriedaten, definiert. Die Grundprinzipien zu Datenzugangsrechten beinhalten aus Sicht der EnBW sowohl Chancen als auch mögliche größere Aufwände. Wichtig ist, dass dieses neue Gesetz zur sektorspezifischen Regulierung passt und Datensicherheit beim Betrieb kritischer Infrastrukturen gewährt bleibt.

Die EnBW betreibt zahlreiche kritische Infrastrukturen in unterschiedlichen Sektoren (u. a. Energie, Telekommunikation, Verkehr, Wasser, Siedlungsabfälle) und misst dem Schutz der kritischen Anlagen einen sehr hohen Stellenwert bei. Die Erhöhung der Resilienz kritischer Infrastrukturen (Cybersicherheit + physischer Schutz) ist aufgrund der Zunahme und Erhöhung der Komplexität der Gefahren unabdingbar.

Die Umsetzung der europäischen NIS2-Richtlinie (Cybersicherheit) und CER-Richtlinie (physischer Schutz) über das NIS2-Umsetzungsgesetz und das KRITIS Dachgesetz werden daher unterstützt. Wichtig ist, dass eine Erhöhung der Resilienzanforderungen wirtschaftlich umsetzbar bleibt. Für das Funktionieren des Gesamtsystems ist ein Austausch von KRITIS-Betreibern mit den relevanten Behörden (BSI, BNetzA, BBK) unumgänglich. Meldepflichten und Meldewege bei kritischen Ereignissen sollten möglichst straff, effizient, sicher und nicht redundant ausgestaltet werden. Inkongruente Mehrfachregulierungen sind zu vermeiden.

Eine wirksame Unterstützung der KRITIS-Betreiber ist nur bei ausreichendem Know-how und Kapazitäten der zuständigen Behörden möglich. Betraute staatlichen Stellen müssen sicherstellen, dass sensible Informationen Unbefugten nicht zugänglich gemacht werden.

Die EnBW begrüßt das am 1. Januar 2024 in Kraft getretene Wärmeplanungsgesetz (WPG) auf Bundesebene und insbesondere die damit einhergehende Dekarbonisierung des Wärmesektors, um zur Erreichung der Klimaschutzziele beizutragen.

Mit dem WPG werden die Grundlagen für die Einführung einer flächendeckenden Wärmeplanung in Deutschland geschaffen. Die Länder werden verpflichtet, sicherzustellen, dass auf ihrem Hoheitsgebiet bis zum 30. Juni 2026 für Großstädte mit mehr als 100.000 Einwohner*innen bzw. bis zum 30. Juni 2028 für Gemeinden mit weniger als 100.000 Einwohner*innen Wärmepläne erstellt werden. Die Pflicht zur Wärmeplanung ist in einigen Bundesländern (u.a. in Baden-Württemberg) bereits Teil landesgesetzlicher Regelungen (Klimawandelanpassungsgesetz (KSG BW). In Baden-Württemberg ist die „verpflichtende“ Wärmeplanung für die 104 Großen und Kreisfreien Städte in Baden-Württemberg bereits abgeschlossen. Bisher haben darüber hinaus 240 kleinere Kommunen bereits freiwillige Wärmeplanungen vorgelegt. Im Moment wird das KSG BW novelliert, um die Vorgaben des WPG für die ab 2028 auch für kleinere Kommunen vorgeschriebene kommunale Wärmeplanung umzusetzen (Stichwort: „Vereinfachtes Verfahren“).

Aus unserer Sicht verfolgt das Wärmeplanungsgesetz ein grundsätzlich sinnvolles Ziel, in der Praxis bestehen aber Herausforderungen. Im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung gilt es daher, folgende Punkte zu bedenken:

• Maßnahmen, die sich aus der kommunalen Wärmeplanung ergeben, sind heute überwiegend nicht wirtschaftlich darstellbar. Ein aus volkswirtschaftlicher Sicht sinnvoller Wärmeplan bedeutet nicht automatisch auch einen betriebswirtschaftlich sinnvollen Business Case.
• Aus unserer Sicht muss deshalb für die Umsetzer der Wärmeplanung klar sein, wie die sich aus der kommunalen Wärmeplanung ergebenden Maßnahmen finanziert werden.
• Um die Finanzierung von Investitionen zu erleichtern, müssen hier zwei zentrale Aspekte adressiert werden:
  • Es muss eine größere Zahl an Investorengruppen und mehr Kapital für die Wärmewende aktiviert werden.
  • Aus einer volkswirtschaftlichen Perspektive sollten diejenigen Technologien genutzt werden, die die geringsten volkswirtschaftlichen Kosten verursachen.
• Gleichwohl sind die Investitionsentscheidungen im Einzelnen von Privatpersonen, Unternehmen und kommunalen Trägern zu treffen. Hier steht die betriebswirtschaftliche Perspektive im Vordergrund und damit die Frage, ob eine Investition sich über ihre Lebensdauer auch rechnet.
• Um die Umsetzung der Wärmewende zu beschleunigen, ist ein verlässlicher gesetzlicher und wirtschaftlicher Rahmen für die nächsten 10 bis 15 Jahre dabei eine selbstverständliche Notwendigkeit – für Unternehmen wie die EnBW, Stadtwerke sowie für private Kapitalanleger.

Die Bundesregierung hat zum Jahreswechsel 2023/24 eine Stromspeicherstrategie vorgelegt. Sie zielt darauf, den Ausbau von Speicherkapazitäten durch die Reduktion von Hindernissen anzuregen und zu vereinfachen. Die in der Strategie aufgeführten Handlungsfelder sind nach Ansicht der EnBW vollständig und wesentlich.

Es kommt nun darauf an, sie konsequent durch gesetzliche Maßnahmen umzusetzen. Das betrifft zum einen die Beschleunigung und Vereinfachung von Genehmigungsverfahren für Großspeicher, insbesondere für Pumpspeicher und eine deutliche Verbesserung der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Großspeicher.

Wichtig für alle Speichergrößen ist ebenfalls die Abschaffung des bisher geltenden “Ausschließlichkeitsprinzips” mit dem Ziel, dass Stromspeicheranlagen künftig nicht nur direkt aus EE-Anlagen stammenden Strom (Grünstrom) speichern, sondern auch zugleich Strom aus dem Netz (Graustrom) ein- und ausspeichern können, ohne die Förderung für den zwischengespeicherten Grünstromanteil zu verlieren. Nur so können Speicher optimal im Stromsystem eingesetzt werden.

Wichtig ist ebenfalls, dass die gesetzliche Definition für Stromspeicheranlagen um eine Definition für die Stromspeicherung als solche ergänzt wird, um klarzustellen, dass die Einspeicherung von Strom kein Letztverbrauch darstellt.

Unbefriedigend bleibt die Situation bei den Netzentgelten für die Speicherung von Strom. Die bisherigen gesetzlichen Regelungen zur Befreiung von Netzentgelten für Speicher laufen bis 2029 aus. In Zukunft liegt die Zuständigkeit für diese Frage ausschließlich bei der Bundesnetzagentur BNetzA. Sie hat hierzu einen Konsultationsprozess für 2025 angekündigt. Falls eine vollständige Befreiung der Speicher von Netzentgelten nicht möglich sein sollte (bei bundesweiter Verteilung der damit verbundenen Kosten), so müssen die Netzentgelte auf ein möglichst geringes Mindestmaß abgesenkt werden.