EUROPÄISCHE KOMMISSION Brüssel, den 15.12.2021 COM(2021) 804 final 2021/0424(COD) Vorschlag für eine VERORDNUNG DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES über die Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie für Wasserstoff

(Neufassung) {SEC(2021) 431 final} - {SWD(2021) 455 final} - {SWD(2021) 456 final} - {SWD(2021) 457 final} - {SWD(2021) 458 final}



BEGRÜNDUNG 1.KONTEXT DES VORSCHLAGS •Gründe und Ziele des Vorschlags 1.1 Einführung Die Europäische Union hat sich das ehrgeizige Ziel gesetzt, bis zum Jahr 2050 der erste klimaneutrale Kontinent zu werden. Deshalb haben die Mitgliedstaaten und das Europäische Parlament sich im europäischen Klimagesetz darauf geeinigt, die Treibhausgasemissionen bis 2030 um mindestens 55 % zu senken. Um diese Zielvorgaben zu erreichen und zugleich zu Wettbewerbsfähigkeit, Wachstum und Beschäftigung beizutragen, ist eine systemische Änderung im Energiesystem nötig: Wir müssen die Nutzung fossiler Brennstoffe – einschließlich fossilen Gases – verringern und erneuerbare Energiequellen ausbauen. Daher müssen wir heute einen ehrgeizigen Übergang zu CO2-armen und erneuerbaren Gasen im Gassektor konzipieren. Rund 95 % des derzeitigen Verbrauchs gasförmiger Brennstoffe in der EU entfallen auf fossiles Gas. Gasförmige Brennstoffe machen derzeit etwa 22 % des gesamten Energieverbrauchs in der EU aus (u. a. etwa 20 % der Stromerzeugung in der EU und 39 % der Wärmeerzeugung). Nach den einschlägigen Szenarien, die für die Folgenabschätzung zum Klimazielplan herangezogen wurden, soll der Anteil gasförmiger Brennstoffe am Gesamtenergieverbrauch der EU im Jahr 2050 bei etwa 20 % liegen. Gasförmige Brennstoffe werden 2050 eine wichtige Rolle im Energiemix spielen; deshalb ist eine Dekarbonisierung des Gassektors durch eine zukunftsorientierte Gestaltung für wettbewerbsorientierte dekarbonisierte Gasmärkte erforderlich. Trotz ihres geringen Beitrags zum derzeitigen Energiemix der EU dürften Biogas, Biomethan, erneuerbarer und CO2-armer Wasserstoff sowie synthetisches Methan (die alle erneuerbare oder CO2-arme Gase sind) 2050 zwei Drittel der gasförmigen Brennstoffe im Energiemix ausmachen, wobei der Rest auf fossiles Gas mit CO2-Abscheidung, ‑Speicherung und ‑Verwendung entfällt. Die vorliegende Initiative ist auch Teil des „Fit-für-55“-Pakets. Sie deckt die Marktgestaltung für Gase, einschließlich Wasserstoff, ab. Mit ihr werden bestehende regulatorische Hindernisse abgebaut und die Bedingungen geschaffen, um dies auf kosteneffiziente Weise umzusetzen. Hierbei handelt es sich um einen wichtigen Schritt hin zu einem integrierten Energiesystem, in dem die Kosten des Übergangs zur Klimaneutralität, insbesondere für die Verbraucherinnen und Verbraucher, möglichst gering gehalten und neue Möglichkeiten geschaffen werden, deren Energiekosten zu senken und für ihre aktive Beteiligung am Markt zu sorgen. Wasserstoff dürfte hauptsächlich in den Bereichen eingesetzt werden, in denen keine Elektrifizierung möglich ist, unter anderem in der derzeit energieintensiven Industrie (z. B. Raffinerien, Düngemittel, Stahlerzeugung) und in bestimmten Sektoren des Schwerlastverkehrs (etwa Seeverkehr, Luftfahrt, Langstrecken-Nutzfahrzeuge). Die Entwicklung einer speziellen Wasserstoffinfrastruktur ist erforderlich, um das volle Potenzial dieses Energieträgers in bestimmten Endanwendungen auszuschöpfen. Das Ziel der Förderung erneuerbarer und CO2-armer Gase besteht darin, diese Sektoren zu dekarbonisieren, die Flexibilität des Elektrizitätssystems mithilfe von Power-to-X-Technologien zu erhöhen, die Versorgungssicherheit durch eine Verringerung der Abhängigkeit von Erdgasimporten zu stärken und die Stromspeicherung (und ‑erzeugung) zu ermöglichen. Dadurch können verschiedene Wirtschaftssektoren verknüpft werden, in Verbindung mit anderen Formen der Speicherung und Flexibilität, etwa Batterien und Laststeuerung. Zudem wird die Eigenerzeugung und die intelligente Nutzung der dezentralen Energieversorgung unterstützt und so ein Beitrag zu einer Stärkung der Position der Verbraucherinnen und Verbraucher geleistet. Die Verbraucherinnen und Verbraucher benötigen zudem klare und leicht zugängliche Informationen, die ihnen helfen, ihre Energieverbrauchsmuster zu ändern und zu erneuerbaren und CO2-armen Lösungen überzugehen, wie es ihnen etwa auf dem Strommarkt möglich ist. Während das Ziel verfolgt wird, ab 2030 möglichst viel erneuerbaren Wasserstoff zu verwenden, können kurz- und mittelfristig andere CO2-arme Gase, insbesondere CO2-armer Wasserstoff, eine Rolle spielen, vor allem für die schnelle Verringerung der Emissionen aus der bestehenden Wasserstofferzeugung und für die Unterstützung der gleichzeitigen und künftigen Einführung von erneuerbarem Wasserstoff. Entsprechend der EU-Wasserstoffstrategie sollte die Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff in der EU bis 2024 auf 1 Mio. Tonnen und bis 2030 auf bis zu 10 Mio. Tonnen ansteigen. Ab dann sollte erneuerbarer Wasserstoff großmaßstäblich eingesetzt werden und CO2-armen Wasserstoff ersetzen. Für eine effiziente und nachhaltige Entwicklung erneuerbarer und CO2-armer Gase sowie des Wasserstoffmarkts ist eine Anpassung des Marktrahmens erforderlich, da für erneuerbare und CO2-arme Gase derzeit regulatorische Hindernisse beim Markt- und Netzzugang bestehen, durch die ein Nachteil gegenüber Erdgas gegeben ist. Damit ein dekarbonisierter Gasmarkt geschaffen werden und zur Energiewende beitragen kann, ist zudem ein deutlich höherer Anteil an erneuerbaren Energiequellen in einem integrierten Energiesystem und unter aktiver Beteiligung der Verbraucherinnen und Verbraucher an einem vom Wettbewerb geprägten Markt nötig. Dies sollte den Verbraucherinnen und Verbrauchern erschwingliche Preise, eine hohe Dienstleistungsqualität und eine wirksame Auswahl an Angeboten verschaffen, die den technologischen Entwicklungen entsprechen. Die Einführung verschiedener Arten von erneuerbaren und CO2-armen Gasen dürfte gleichzeitig erfolgen und sich in der EU unterschiedlich schnell entwickeln: ·Eine Wasserstoffinfrastruktur wird das Erdgasnetz nach und nach ergänzen. ·Im Gasnetz wiederum wird Erdgas nach und nach durch andere Methanquellen ersetzt werden. Zudem sind die steigenden Energiepreise eine Erinnerung daran, dass die Resilienz des europäischen Energiesystems immer wichtiger wird; im Energiesystem in der EU wird mehr dezentrale erneuerbare Energie eingesetzt und fossile Brennstoffe werden schrittweise abgeschafft. Die Vorkehrungen für die Versorgungssicherheit und die Risikovorsorge im Gassektor müssen den Herausforderungen der Energiewende gewachsen sein. In der Mitteilung der Kommission über die steigenden Energiepreise (eine „Toolbox“ mit Gegenmaßnahmen und Hilfeleistungen) wird auf das Zusammenspiel zwischen der Versorgungssicherheit, der optimalen Nutzung der Speicherkapazitäten und der Volatilität der Energiepreise hingewiesen. 1.2 Ziele des Vorschlags Diese Initiative soll die Verbreitung erneuerbarer und CO2-armer Gase im Energiesystem erleichtern und so eine Verlagerung weg von Erdgas ermöglichen, damit diese neuen Gase bei der Verwirklichung der Klimaneutralität bis 2050 ihre erforderliche Rolle spielen können. Vor diesem Hintergrund sollen in ihrem Rahmen Maßnahmen in den folgenden Bereichen ergriffen werden: Kundeneinbindung und Verbraucherschutz im Endkundenmarkt für grünes Gas Damit neue Gase ihrer Rolle in der Energiewende voll gerecht werden können, sollten die Vorschriften für den Endkundenmarkt es den Verbraucherinnen und Verbrauchern ermöglichen, sich für erneuerbare und CO2-arme Optionen zu entscheiden. Dies ist gegenwärtig nicht der Fall. Zudem besteht weder eine gemeinsame EU-Terminologie noch ein Zertifizierungssystem für CO2-arme Brennstoffe und Gase. Derzeit weisen die Gasendkundenmärkte außerdem ein hohes Maß an Konzentration und ein geringes Maß an neuen Markteintritten und Innovationen auf. Daher können die Verbraucherinnen und Verbraucher sich nicht den Wettbewerb zunutze machen, um CO2-arme Optionen zu wählen. Damit sie nachhaltige Energieentscheidungen treffen können, benötigen die Verbraucherinnen und Verbraucher Informationen über ihren Energieverbrauch und den Ursprung der Energie sowie effiziente Instrumente für die Marktteilnahme. Die Mitgliedstaaten sollten zudem die erforderlichen Maßnahmen ergreifen, um benachteiligte und von Energiearmut betroffene Verbraucherinnen und Verbraucher zu schützen. Bei der Entwicklung des dekarbonisierten Gasmarkts sollten diese unbedingt die Möglichkeit haben, dessen Vorteile uneingeschränkt zu nutzen und es sollte auf die Bedürfnisse aller Generationen eingegangen werden, von jungen Menschen bis hin zu älteren Menschen. Wasserstoffinfrastruktur und Wasserstoffmärkte Im aktuellen Rechtsrahmen für gasförmige Energieträger ist die Einführung von Wasserstoff als unabhängiger Energieträger über spezielle Wasserstoffnetze nicht vorgesehen. Auf EU-Ebene gibt es keine Vorschriften über tarifgestützte Investitionen in Netze oder über das Eigentum an und den Betrieb von speziellen Wasserstoffnetzen. Darüber hinaus gibt es keine harmonisierten Vorschriften über die Qualität von (reinem) Wasserstoff. Daher bestehen Hindernisse für die Entwicklung einer kosteneffizienten, grenzüberschreitenden Wasserstoffinfrastruktur und eines wettbewerbsorientierten Wasserstoffmarkts, die für die Einführung von Wasserstofferzeugung und ‑verbrauch unbedingt notwendig sind. Diese Mängel sollen mit dem vorliegenden Vorschlag behoben werden. Er umfasst einen Vorschlag für ein System für Terminologie für CO2-armen Wasserstoff und CO2-arme Brennstoffe sowie für deren Zertifizierung.

Erneuerbare und CO2-arme Gase in der bestehenden Gasinfrastruktur und auf den bestehenden Märkten sowie Energieversorgungssicherheit Erneuerbare und CO2-arme Gase machen bislang einen geringen Anteil am EU-Energiemix aus. Um ihr Potenzial auszuschöpfen, ist der Zugang zum Gasgroßhandelsmarkt, bzw. zu den virtuellen Handelspunkten, eine wichtige Grundvoraussetzung. Die Abschaffung der Kosten des grenzüberschreitenden Handels mit diesen Gasen und die Erleichterung des Anschlusses von Produktionsanlagen werden das Geschäftsszenario ebenfalls verbessern. Unterschiede bei den Gasqualitätsparametern und den im Erdgasnetz zugemischten Wasserstoffmengen können sich auf die Gestaltung der Gasinfrastruktur, Endnutzeranwendungen und grenzüberschreitenden Interoperabilität auswirken und somit ein Risiko der Fragmentierung des Binnenmarkts mit sich bringen. Mit den derzeitigen Gasqualitätsvorschriften lassen sich jedoch künftige Entwicklungen nicht bewältigen. Im Bereich des Flüssigerdgases (LNG) könnte der Abbau der verbleibenden Hindernisse beim Zugang zu LNG-Terminals die Einfuhr erneuerbarer und CO2-armer Gase aus dem Ausland ermöglichen und damit zur Dekarbonisierung des EU-Gasmarktes beitragen. Schließlich erfordert die Erhaltung und Stärkung der Resilienz bei der Energiewende angemessene Vorkehrungen für die Versorgungssicherheit. Netzplanung Wie in der Strategie der Kommission zur Integration des Energiesystems dargelegt, ist die Koordinierung über verschiedene Energieträger, Infrastrukturen und Verbrauchssektoren hinweg bei Planung und Betrieb des gesamten Energiesystems der EU eine Grundvoraussetzung, um die Klimaziele für 2050 zu erreichen. Derzeitige Netzplanungssysteme und ‑praktiken weisen Mängel auf, da Diskrepanzen zwischen dem EU-weiten Zehnjahresnetzentwicklungsplan (TYNDP) und den nationalen Netzentwicklungsplänen (NDP) bestehen. Eine bessere Verknüpfung des TYNDP und der NDP würde einen transnationalen Informationsaustausch über die Nutzung von Fernleitungsnetzen ermöglichen. Versorgungssicherheit und Speicherung Als Reaktion auf den erheblichen EU-weiten Anstieg der Energiepreise im Herbst 2021 ersuchte der Europäische Rat die Kommission, rasch mittel- und langfristige Maßnahmen zur Stärkung der Resilienz des Energiesystems der EU zu prüfen, darunter auch Maßnahmen zur Verbesserung der Versorgungssicherheit. Als Beitrag zu einer schnellen Reaktion auf diese Krise und mögliche künftige Krisen auf EU-Ebene umfasst dieser Vorschlag spezifische Maßnahmen zur Verbesserung der Zusammenarbeit und Resilienz, insbesondere zur Gewährleistung einer wirksameren und koordinierten Nutzung der Speicherung und der operativen Solidaritätsvereinbarungen. Diese Maßnahmen zielen darauf ab, rechtzeitig für eine stärkere Resilienz des Energiesystems der EU gegenüber künftigen Schocks zu sorgen. Sie umfassen Maßnahmen der vorliegenden Verordnung und der Verordnung (EU) 2017/1938 über die sichere Gasversorgung. Um eine kohärente Reaktion zu gewährleisten, sind die Maßnahmen zur Versorgungssicherheit Teil dieses Legislativvorschlags und werden nicht als separater Legislativvorschlag vorgeschlagen. Wie aus der Mitteilung der Kommission vom 13. Oktober 2021 „Steigende Energiepreise: eine ,Toolbox‘ mit Gegenmaßnahmen und Hilfeleistungen“ hervorgeht, ist die grenzüberschreitende Koordinierung der Versorgungssicherheit entscheidend für die Resilienz gegenüber künftigen Schocks. Mit den vorgeschlagenen Maßnahmen werden die Mitgliedstaaten dazu verpflichtet, die Speicherung ausdrücklich in ihre Risikobewertungen für die Versorgungssicherheit auf regionaler Ebene aufzunehmen, einschließlich der Risiken im Zusammenhang mit der Kontrolle der Speicherung durch Stellen aus Drittländern. Die Mitgliedstaaten sollten bei Risiken, zu denen noch keine Gegenmaßnahmen ergriffen wurden, Speicherungsmaßnahmen über regionale Zusammenarbeit in Erwägung ziehen. In dem Vorschlag werden günstige Voraussetzungen für die Einführung einer freiwilligen gemeinsamen Beschaffung strategischer Gasvorräte für den Einsatz in Notfällen definiert. Darüber hinaus werden Maßnahmen eingeführt, um die Transparenz und den Zugang zu Speichern zu verbessern, Cybersicherheitsrisiken im Zusammenhang mit Gas zu beheben und Solidaritätsvereinbarungen zwischen den Mitgliedstaaten für den Krisenfall zu erleichtern. Die Kommission fordert die Mitgliedstaaten auf, unverzüglich Solidaritätsvereinbarungen zu treffen, damit die Haushalte selbst in einer schweren Krise das nötige Gas erhalten. •Kohärenz mit den bestehenden Vorschriften in diesem Bereich Die vorgeschlagene Initiative ist eng mit unter anderem den im Folgenden aufgeführten Legislativvorschlägen verknüpft, die im Rahmen des „Fit-für-55“-Pakets zur Umsetzung des europäischen Grünen Deals vorgelegt wurden, und ergänzt diese. Die überarbeitete Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) ist das wichtigste EU-Instrument zur Förderung von Energie aus erneuerbaren Quellen. Mit dieser Richtlinie wird auf die Verbreitung erneuerbarer Energien, einschließlich erneuerbarer Gase, im Energiesystem abgezielt. Mit der vorgeschlagenen Änderung wird die Zielvorgabe für erneuerbare Energiequellen im Energiemix der EU auf 40 % angehoben und die Einführung von erneuerbaren Brennstoffen, etwa erneuerbarem Wasserstoff, in Industrie und Verkehr mit zusätzlichen Zielvorgaben gefördert. Im Zusammenhang mit dieser Initiative wird erneuerbarer Wasserstoff in der RED II definiert als erneuerbare Kraftstoffe oder erneuerbare Brennstoffe nicht biogenen Ursprungs sowie Biomasse-Brennstoffe, bei denen die Treibhausgaseinsparungen im Vergleich zu fossilen Brennstoffen bei 70 % liegen, und für die Nutzung von erneuerbarem Wasserstoff werden spezifische Unterziele gesetzt (50 % des gesamten Wasserstoffverbrauchs für Energie- und Rohstoffzwecke in der Industrie bis 2030 und 2,6 % der Energie für den Verkehrssektor). Die Energieeffizienzrichtlinie (EED) und die damit zusammenhängende Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden (EPBD), einschließlich der Vorschläge für ihre Änderung, hängen mit der vorliegenden Initiative zusammen, da sie die Höhe und Struktur der Gasnachfrage betreffen. Energieeffizienzmaßnahmen können die Energiearmut und die Schutzbedürftigkeit der Verbraucherinnen und Verbraucher verringern. Da gasförmige Brennstoffe derzeit in der europäischen Wärme- und Kälteversorgung und in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen vorherrschen, ist ihr effizienter Einsatz weiterhin ein Grundpfeiler der Energieeffizienzmaßnahmen. Die Gasrichtlinie und die Gasverordnung stehen im Einklang mit dem Grundsatz „Energieeffizienz an erster Stelle“: Durch einen offenen und wettbewerbsorientierten EU-Markt, in dem die Preise die Erzeugungskosten der Energieträger, die CO2-Kosten sowie externe Kosten und den externen Nutzen widerspiegeln, wäre sichergestellt, dass sauberer und sicherer Wasserstoff effizient an die Endnutzer geht, die ihm den höchsten Wert beimessen. Die von der Kommission im Dezember 2020 vorgeschlagene TEN-E-Verordnung hat eine bessere Unterstützung der Modernisierung der grenzüberschreitenden Energieinfrastruktur für den europäischen Grünen Deal zum Ziel. Damit wird die Wasserstoffinfrastruktur als neue Infrastrukturkategorie der europäischen Netzentwicklung eingeführt. Die vorliegende Initiative ergänzt die vorgeschlagene TEN-E-Verordnung, da ihr Schwerpunkt auf der Angleichung der nationalen Pläne an die Anforderungen des europaweiten Zehnjahresnetzentwicklungsplans liegt. Wie in der EU-Strategie zur Verringerung der Methanemissionen angekündigt, wird die Kommission Rechtsvorschriften zur Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor vorschlagen. Mit der Initiative wird darauf abgezielt, für bessere Informationen über alle Methanemissionen im Zusammenhang mit Energie zu sorgen. Die vorliegende Initiative ist eine Ergänzung, da damit die Verbreitung erneuerbarer und CO2-armer Gase im Energiesystem erleichtert und so eine Verlagerung weg von Erdgas ermöglicht werden soll. •Kohärenz mit der Politik der Union in anderen Bereichen Mit dem Emissionshandelssystem (EHS) wird der Preis der Nutzung fossiler Brennstoffe im Vergleich zu erneuerbaren und CO2-armen Gasen erhöht und somit die Nachfrage nach solchen Gasen sowie die Investition in damit zusammenhängende Erzeugungstechnologien gefördert. Die Kommission hat eine Stärkung in den Bereichen Luftfahrt, See- und Straßenverkehr und Gebäude vorgeschlagen, einschließlich Verstärkungen und Erweiterungen. Dieses System umfasst sämtliche Wasserstofferzeugungsanlagen, zudem Elektrolyseure mit einer Produktionskapazität von über 25 Tonnen pro Tag. Der Innovationsfonds, der durch die Richtlinie über das EU-Emissionshandelssystem (EU-EHS) für den Zeitraum 2021–2030 eingerichtet wurde, ist eines der Finanzierungsinstrumente zur Unterstützung des Übergangs zu einem klimaneutralen Europa bis 2050. Der Innovationsfonds, der durch die Richtlinie über das EU-Emissionshandelssystem (EU-EHS) für den Zeitraum 2021–2030 eingerichtet wurde, ist eines der Finanzierungsinstrumente zur Unterstützung des Übergangs zu einem klimaneutralen Europa bis 2050. Durch die Überarbeitung der Energiebesteuerungsrichtlinie soll die Besteuerung von Energieerzeugnissen auf die Energie- und Klimapolitik der EU abgestimmt werden. So könnten saubere Technologien gefördert und überholte Steuerbefreiungen und ermäßigte Steuersätze abgeschafft werden, die zurzeit die Nutzung fossiler Brennstoffe begünstigen. Gemäß der überarbeiteten Richtlinie werden die von ihr erfassten Erzeugnisse kategorisiert und es wird eine Rangliste auf der Grundlage ihrer Umweltleistung erstellt. Mit der Überarbeitung wird entsprechend für erneuerbare und CO2-arme Wasserstoff-Brennstoffe, die als Kraftstoffe verwendet werden, ein minimaler Präferenzsteuersatz von 0,15 EUR/GJ (gegenüber 10,75 EUR/GJ für fossile Brennstoffe) festgelegt. Der minimale Präferenzsteuersatz für erneuerbare und CO2-arme Wasserstoff-Brennstoffe, die als Heizstoffe verwendet werden, wird auf 0,15 EUR/GJ festgesetzt (gegenüber 0,6 EUR/GJ für Erdgas). Mit der überarbeiteten Verordnung über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe (AFIR), mit der die Richtlinie 2014/94/EU über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe (AFID) aufgehoben werden wird, wie von der Kommission im Juli 2021 vorgeschlagen, wird darauf abgezielt, die steigenden Emissionen im Straßenverkehr anzugehen, um zum Übergang zu einer nahezu emissionsfreien Fahrzeugflotte bis 2050 beizutragen. Durch die Verordnung werden die Mitgliedstaaten dazu verpflichtet, ihr Lade- und Tankinfrastrukturnetz nach Maßgabe der Absatzmengen emissionsfreier Kraftfahrzeuge auszubauen und auf wichtigen Verkehrsstraßen in regelmäßigen Abständen Ladestationen und Tankstellen einzurichten. Gemäß der überarbeiteten Verordnung über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe wird die Verpflichtung bestehen, alle 150 km entlang des TEN-V-Kernnetzes und in jedem städtischen Knoten bis 2030 eine Tankstelle (min. 2 t/Tag, 700 bar) anzubringen. Dies wären 700 Wasserstofftankstellen an Verkehrsknotenpunkten und 88 Wasserstofftankstellen an städtischen Knoten. Mit der Änderung der Verordnung zur Festsetzung von CO2-Emissionsnormen für Personenkraftwagen und leichte Nutzfahrzeuge soll ab 2025 ein klarer Weg hin zum emissionsfreien Verkehr gewährleistet werden. In der Verordnung werden insbesondere emissionsfreie Fahrzeuge definiert als Elektrofahrzeuge, Fahrzeuge mit Brennstoffzellenantrieb oder mit Wasserstoff betriebene Fahrzeuge, und die Zielvorgabe, bis 2030 bei neuen Fahrzeugflotten im Durchschnitt Emissionsfreiheit zu erreichen, wird festgelegt. Der Vorschlag „FuelEU Maritime“ zielt darauf ab, den Anteil nachhaltiger CO2-armer und CO2-freier alternativer Kraftstoffe am Kraftstoffmix des internationalen Seeverkehrs zu erhöhen, unter anderem von: flüssigen Biobrennstoffen, E-Liquids, dekarbonisiertem Gas (einschließlich Bio-LNG und E-Gas), grünem Wasserstoff und aus grünem Wasserstoff erzeugten Kraftstoffen (einschließlich Methanol und Ammoniak). Der Schwerpunkt auf Kraftstoffen und Energietechnologien sollte eine erhebliche und rasche Emissionsminderung ermöglichen, indem die vorhandenen Technologien und Infrastrukturen vollumfänglich genutzt und zugleich Anreize durch andere vorzuschlagende Maßnahmen gesetzt werden. Auch die Festlegung von Dekarbonisierungspfaden für den gesamten Seeverkehrssektor wird dadurch erleichtert. Durch den Vorschlag „ReFuelEU Aviation“ soll das bislang noch weitgehend ungenutzte Potenzial nachhaltiger Flugkraftstoffe zur Verringerung des THG-Fußabdrucks des Luftverkehrs stärker ausgeschöpft werden. Im Luftverkehrssektor muss in den nächsten Jahren weniger auf fossilen Düsenkraftstoff und verstärkt auf den Einsatz nachhaltiger Flugkraftstoffe gesetzt werden, um die Emissionen erheblich zu senken. In dem Vorschlag ist ein Mindestanteil von 0,7 % „synthetischer Flugkraftstoffe“ an Flugkraftstoffen vorgesehen, die an Luftfahrzeugbetreiber geliefert werden; dabei sind „synthetische Flugkraftstoffe“ erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs im Sinne der Erneuerbare-Energien-Richtlinie. 2.RECHTSGRUNDLAGE, SUBSIDIARITÄT UND VERHÄLTNISMÄẞIGKEIT •Rechtsgrundlage Die Ziele dieser Initiative können auf nationaler Ebene nicht erreicht werden. Mit den im Rahmen der vorliegenden Initiative geplanten Maßnahmen soll ein Beitrag zur Erfüllung der vier in Artikel 194 des Vertrags über die Europäische Union (AEUV) festgelegten Ziele sowie zur Dekarbonisierung der EU-Wirtschaft geleistet werden. Die geplanten Maßnahmen sollen auf der Grundlage von Artikel 194 Absatz 2 AEUV und Artikel 114 Absatz 1 AEUV angenommen werden. Im Bereich Energie hat die EU gemäß Artikel 4 Absatz 2 Buchstabe i AEUV eine geteilte Zuständigkeit.

Die vorliegende Initiative stützt sich zudem auf ein umfassendes Paket von Rechtsakten, die in den letzten zwanzig Jahren verabschiedet und aktualisiert wurden. Zur Schaffung eines Energiebinnenmarkts hat die EU zwischen 1996 und 2019 nacheinander vier Legislativpakete verabschiedet, deren übergeordnetes Ziel die Integration der Märkte sowie die Liberalisierung der nationalen Märkte für Strom und Gas ist. Diese Bestimmungen decken unterschiedlichste Aspekte ab, vom Marktzugang bis hin zu Transparenz und Verbraucherrechten, und sie steigern die Liquidität der Gasmärkte und Unabhängigkeit der Regulierungsbehörden. •Subsidiarität (bei nicht ausschließlicher Zuständigkeit) Derzeit gibt es auf EU-Ebene weder Vorschriften über spezielle Wasserstoffnetze oder Wasserstoffmärkte noch über CO2-armen Wasserstoff und CO2-arme Brennstoffe. Angesichts der gegenwärtig auf EU-Ebene und auf nationaler Ebene laufenden Bemühungen, die Nutzung von erneuerbarem Wasserstoff als Ersatz für fossile Brennstoffe zu fördern, würden die Mitgliedstaaten Anreize erhalten, um auf nationaler Ebene Vorschriften über spezielle Transportinfrastrukturen für Wasserstoff zu erlassen. Dies birgt die Gefahr einer Fragmentierung des rechtlichen Umfelds in der EU, was die Integration der nationalen Wasserstoffnetze und ‑märkte behindern und dadurch einen grenzüberschreitenden Wasserstoffhandel verhindern oder beeinträchtigen könnte. Eine spätere Harmonisierung der Vorschriften für Wasserstoffinfrastrukturen (d. h. nach dem Inkrafttreten nationaler Rechtsvorschriften) würde zu einem erhöhten Verwaltungsaufwand für die Mitgliedstaaten sowie zu höheren Regulierungskosten und Unsicherheit für die Unternehmen führen, und zwar insbesondere im Zusammenhang mit langfristigen Investitionen in Wasserstofferzeugungs- und ‑transportinfrastrukturen. Die Schaffung eines EU-Rechtsrahmens für spezielle Wasserstoffnetze und ‑märkte würde die Integration und Vernetzung der nationalen Wasserstoffmärkte und ‑netze vorantreiben. Vorschriften auf EU-Ebene über Planung, Finanzierung und Betrieb solcher speziellen Wasserstoffnetze würden für potenzielle Investoren in diese Art langfristiger Infrastrukturen, insbesondere grenzüberschreitende Verbindungsleitungen (die andernfalls unterschiedlichen und möglicherweise voneinander abweichenden nationalen Rechtsvorschriften unterliegen könnten), langfristig Planungssicherheit schaffen. Bei Biomethan dürfte es ohne eine Initiative auf EU-Ebene auch im Jahr 2030 wahrscheinlich noch einen regulatorischen Flickenteppich in Bezug auf den Zugang zu Großhandelsmärkten, Anschlusspflichten und Koordinierungsmaßnahmen zwischen Fernleitungsnetzbetreibern (FNB)/Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) und Verteilernetzbetreibern (VNB) geben. Ebenso werden ohne eine gewisse Harmonisierung auf EU-Ebene die Erzeuger erneuerbarer und CO2-armer Gase mit sehr unterschiedlichen Anschluss- und Einspeisekosten in der EU konfrontiert sein, was zu ungleichen Wettbewerbsbedingungen führt. Ohne weitere Rechtsvorschriften auf EU-Ebene würden die Mitgliedstaaten weiterhin unterschiedliche Gasqualitätsnormen und Vorschriften für Wasserstoffbeimischungen anwenden, woraus sich die Gefahr von Beschränkungen für grenzüberschreitende Gasflüsse und einer Marktsegmentierung ergibt. Die Gasqualitätsnormen würden weiterhin hauptsächlich durch die Qualitätsparameter für Erdgas bestimmt, was die Integration erneuerbarer Gase in das Netz einschränken würde. Alle diese Aspekte werden wahrscheinlich den grenzüberschreitenden Handel mit erneuerbaren und CO2-armen Gasen verringern, was dann durch höhere Erdgas-Einfuhren ausgeglichen werden könnte. Die Nutzung der LNG-Terminals und die Einfuhren könnten so auf Erdgas beschränkt bleiben, obwohl gar keine Anpassung der LNG-Terminals erforderlich wäre, wenn wettbewerbsfähiges Biomethan oder synthetisches Methan aus Nicht-EU-Quellen zur Verfügung stände. Eine nationale Netzplanung muss nur in den Mitgliedstaaten entwickelt werden, in denen zertifizierte unabhängige Fernleitungsnetzbetreiber (ITO) und unabhängige Netzbetreiber (ISO) tätig sind. Während die meisten Mitgliedstaaten einen einzigen nationalen Gasentwicklungsplan haben, im Rahmen dessen die Gasbetreiber zusammenarbeiten, gibt es noch wenig sektorübergreifende Zusammenarbeit. Die EU-koordinierte Notfallvorsorge für den derzeitigen Gassektor hat sich als effizienter erwiesen als ein Handeln nur auf nationaler Ebene. •Verhältnismäßigkeit Die Initiative entspricht dem Grundsatz der Verhältnismäßigkeit. Sie fällt in den Anwendungsbereich des Artikels 194 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union. Die politische Intervention steht in einem angemessenen Verhältnis zur Dimension und Art der definierten Probleme und zur Erreichung der festgelegten Ziele. Der Vorschlag geht nicht über das Maß hinaus, das erforderlich ist, um das Ziel zu erreichen, die Dekarbonisierung gasförmiger Brennstoffe auf wettbewerbsorientierte Weise zu möglichst geringen wirtschaftlichen Kosten zu erleichtern und zugleich die Energieversorgungssicherheit zu gewährleisten und den Energiemarkt auf die Verbraucherinnen und Verbraucher auszurichten. Die bevorzugten Optionen werden als verhältnismäßig angesehen und bauen so weit wie möglich auf bestehenden Ansätzen auf. Der Ausgleich zwischen Verpflichtungen und der Berücksichtigung der unterschiedlichen Handlungsmöglichkeiten der Mitgliedstaaten und privaten Einrichtungen wird vor dem Hintergrund der unbedingten Notwendigkeit, bis 2050 Klimaneutralität zu erreichen, als angemessen erachtet. •Wahl des Instruments Aufbauend auf der Gesamtbewertung des derzeitigen Rechtsrahmens für den Gasmarkt werden eine Richtlinie zur Neufassung der Richtlinie 2009/73/EG und eine Verordnung zur Neufassung der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 als Instrumente gewählt. Die Wahl einer Neufassung dieser bestehenden Rechtsakte wird die Rechtsklarheit verbessern. Ein Änderungsrechtsakt hätte sich für die Einführung umfangreicher neuer Bestimmungen möglicherweise als unzureichend erwiesen. Die Wahl der Instrumente erfordert es also, die bereits angenommenen und umgesetzten Vorschriften als logische Weiterentwicklung der derzeitigen Rechtsvorschriften zu überarbeiten. Weitere Rechtsakte müssen durch die Gasverordnung geändert werden, etwa die Verordnung (EU) 2017/1938 (SoS-Verordnung), die Verordnung (EU) 2019/942 (ACER-Verordnung) und die Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 (REMIT-Verordnung). 3.ERGEBNISSE DER EX-POST-BEWERTUNG, DER KONSULTATION DER INTERESSENTRÄGER UND DER FOLGENABSCHÄTZUNG •Ex-post-Bewertung/Eignungsprüfungen bestehender Rechtsvorschriften Das Inkrafttreten des dritten Energiepakets hat sich positiv auf den Wettbewerb auf dem Energiebinnenmarkt und auf dessen Leistungsfähigkeit ausgewirkt. Der derzeitige Rechtsrahmen für Gas ist jedoch auf fossiles Erdgas ausgerichtet und nicht vollständig bereit für das Aufkommen von Alternativen zu Methangasen (einschließlich Erdgas und Biomethan), etwa von Wasserstoff. Eine Überprüfung des derzeitigen Rechtsrahmens für den Gasmarkt, die bereits in der Mitteilung der Europäischen Kommission über eine Wasserstoffstrategie für ein klimaneutrales Europa angekündigt wurde, ist erforderlich. Angesichts des unterschiedlichen Potenzials in den EU-Mitgliedstaaten, erneuerbaren und CO2-armen Wasserstoff zu erzeugen, könnte mithilfe eines geeigneten Marktrahmens erreicht werden, dass Wasserstoff zu einem relevanten Energieträger und Wegbereiter für die Integration des Energiesystems wird. Auf dieser Grundlage wurden im Problembereich I der Folgenabschätzung vier Hauptaspekte ermittelt: i) durch Dekarbonisierung wird eine europäische Wasserstoff-Wertschöpfungskette entstehen, die sich auf einen grenzüberschreitenden Wasserstoffmarkt stützt; ii) mangelnde Investitionen in die Wasserstoffinfrastruktur behindern die Marktentwicklung; iii) Wasserstoffinfrastruktur dürfte ein natürliches Monopol darstellen, das zu nicht wettbewerbsorientierten Marktstrukturen führt; iv) unterschiedliche Wasserstoffqualitätsvorschriften könnten grenzüberschreitende Flüsse beeinträchtigen und zusätzliche Kosten verursachen.

In den bestehenden Gasvorschriften, die auf hauptsächlich von außerhalb der EU eingeführtes fossiles Erdgas ausgerichtet sind, wird nicht auf die spezifischen Merkmale einer dezentralen Erzeugung erneuerbarer und CO2-armer Gase innerhalb der EU eingegangen. Die wachsende Menge an Biomethan, Wasserstoff sowie LNG hat zudem einen Einfluss auf die Gasqualität und somit auf die Gestaltung der Gasinfrastruktur und Endnutzergeräte. Aus der Folgenabschätzung gehen insbesondere fünf Hauptaspekte im Zusammenhang mit diesem Problembereich hervor: i) eingeschränkter Markt- und Netzzugang für lokale Erzeuger von Biomethan, die an die Verteilernetze angeschlossen sind, unterschiedliche Vorschriften über die Anschlussverpflichtung und die Netzanschlusskosten für erneuerbare und CO2-arme Gase sowie die Einspeise-/Ausspeisetarife innerhalb der EU behindern die Schaffung eines vollständig integrierten, liquiden und interoperablen EU-Gasbinnenmarktes; ii) Unterschiede bei der Gasqualität und der Wasserstoffbeimischung können sich negativ auf grenzüberschreitende Flüsse und die Endnutzer auswirken, und die derzeitigen Gasqualitätsvorschriften sind für künftige Entwicklungen nicht geeignet; iii) LNG-Terminals, die hauptsächlich für Erdgas ausgerüstet sind, eingeschränkter Zugang für neue Gase zu LNG-Terminals; iv) langfristige Versorgungsverträge für Erdgas ohne CO2-Abscheidung und ‑Speicherung könnten zu einer Bindung an Erdgas führen und die Versorgung mit erneuerbaren Gasen für die Erfüllung des Ziels für 2050 behindern; v) derzeitige Vereinbarungen im Bereich der Energieversorgungssicherheit beziehen sich nur auf Risiken im Zusammenhang mit der Versorgung mit Erdgas und nicht mit erneuerbaren und CO2-armen Gasen. Im Bereich der Netzplanung muss die Zusammenarbeit zwischen ÜNB/FNB und den Regulierungsbehörden weiterentwickelt werden. Die zunehmende Verbreitung intermittierender Energiequellen erfordert eine bessere Integration des gesamten Energiesystems und eine stärkere Vernetzung der Infrastrukturen auf der Grundlage eines einheitlichen und inklusiven Ansatzes. In der Folgenabschätzung werden in Bezug auf diesen Problembereich drei Hauptaspekte genannt: i) unterschiedliche Netzplanung je nach Mitgliedstaat und ÜNB/FNB und gesonderte Strom- und Gasplanungen; ii) keine Transparenz in Bezug auf das Potenzial bestehender Infrastrukturen für die Umwidmung oder Stilllegung; iii) keine klare Einbindung der VNB in die Planungen der ÜNB/FNB. Eine harmonisiertere Systementwicklungsstrategie würde zudem die Verflechtungen zwischen den Strom- und Gassystemen, einschließlich Wasserstoff, verstärken. Die Bewertung hat ergeben, dass der Wettbewerb verbessert werden muss, um sicherzustellen, dass die Vorteile der Marktintegration in vollem Umfang an die Verbraucherinnen und Verbraucher in der EU weitergegeben werden. Die Verbraucherinnen und Verbraucher verfügen außerdem nach wie vor nicht über die notwendigen Instrumente, um sich aktiv am Markt zu beteiligen. Die Verbraucherschutzbestimmungen in der analysierten Gesetzgebung haben sich als nur teilweise zweckmäßig erwiesen. Insbesondere beim Schutz schutzbedürftiger Kunden gibt es weiterhin Unterschiede zwischen den Mitgliedstaaten, und die Energiearmut ist in der EU nach wie vor erheblich. Folglich wurden im Problembereich IV drei Problemursachen ermittelt: i) nicht ausgeschöpftes Wettbewerbspotenzial auf den Endkundenmärkten; ii) unzureichende Möglichkeiten für Kundinnen und Kunden in Bezug auf Anbieterwechsel, Preisvergleichsinstrumente, Abrechnungsinformationen, Energiegemeinschaften und den Zugang zu Daten; iii) unzureichender Verbraucherschutz, insbesondere für schutzbedürftige und von Energiearmut betroffene Personen. •Konsultation der Interessenträger Die Kommission führte im Einklang mit den Leitlinien für eine bessere Rechtsetzung eine umfassende und inklusive Konsultation der Interessenträger durch, die sich auf eine Konsultationsstrategie mit verschiedensten Methoden und Instrumenten stützte. Diese Strategie sollte gewährleisten, dass alle relevanten Fakten berücksichtigt werden, einschließlich Daten über Kosten, gesellschaftliche Auswirkungen und den Nutzen der Initiative. Es wurden mehrere Konsultationsinstrumente eingesetzt: eine Konsultation zur Folgenabschätzung in der Anfangsphase (Fahrplan), eine öffentliche Online-Konsultation auf der Grundlage eines Fragebogens, eine Präsentation der Kommission und Rückmeldungen von Interessenträgern, einschließlich des Erdgasregulierungsforums, Austausch mit den Mitgliedstaaten, mit Mitgliedern des Europäischen Parlaments und mit nationalen Regulierungsbehörden sowie Gespräche mit Interessenträgern im Rahmen eines groß angelegten Workshops für die Interessenträger. Im Rahmen der öffentlichen Konsultation gingen bei der Kommission 263 Antworten ein. Im Allgemeinen bestätigten die Befragten, dass sie eine Überarbeitung der Gasrichtlinie und der Gasverordnung für erforderlich halten, um zu den Dekarbonisierungszielen beizutragen. Zudem rechnen 60 % der Teilnehmenden damit, dass die technischen und regulatorischen Veränderungen, die für die Dekarbonisierung des Gasmarktes nötig sind, über das Potenzial verfügen, bis 2030 neue Arbeitsplätze zu schaffen. Hinsichtlich der Entwicklung der Wasserstoffinfrastrukturen und ‑märkte spricht sich eine Mehrheit der Teilnehmenden für die Einführung von Regulierung in einer frühen Phase aus, um einen Wasserstoffmarkt und eine Wasserstoffinfrastruktur zu fördern, die gut funktionieren und wettbewerbsorientiert sind. Die Befragten sprachen sich für einen EU-Rechtsrahmen aus, in dem die wichtigsten Regulierungsgrundsätze festgelegt werden und Schritt für Schritt vorgegangen wird. Eine große Mehrheit befürwortet etwa einen Netzzugang Dritter, Regeln für den Zugang zu Wasserstoff-Fernleitungen, Importterminals und zur Speicherung, sowie eine Entflechtung der Netzaktivitäten. Den meisten Teilnehmenden war es wichtig, die Rolle privater Beteiligter bei der Entwicklung der Wasserstoffinfrastruktur frühzeitig festzulegen. Eine große Mehrheit ist zudem der Ansicht, bestehende und künftige private Netze könnten (vorübergehend) von bestimmten regulatorischen Anforderungen ausgenommen werden, wobei die Konvergenz in einem einzigen Rechtsrahmen sichergestellt werden muss. Die allermeisten Teilnehmenden sind der Ansicht, Rechte und Genehmigungsanforderungen für neue Wasserstoffinfrastrukturen sollten denen ähneln, die aktuell für Methangasleitungen gelten. In Bezug auf die Förderung des Zugangs erneuerbarer und CO2-armer Gase zum bestehenden Gasmarkt und zur bestehenden Gasinfrastruktur stimmen die Interessenträger darin überein, dass der derzeitige Rechtsrahmen überarbeitet werden sollte, um zur Verwirklichung der Dekarbonisierungsziele beizutragen. Die Mehrheit der Interessenträger hält es für wichtig, einen uneingeschränkten Marktzugang zu gewährleisten und die Einspeisung erneuerbarer und CO2-armer Gase in das Gasnetz zu erleichtern. Viele Teilnehmende befürworten eine Anschlussverpflichtung der Netzbetreiber gegenüber Erzeugern erneuerbarer und CO2-armer Gase sowie eine Verpflichtung zur Einführung einer Senkung der Einspeisungsgebühr. Die Mehrheit ist ebenso für die Verbesserung des Transparenzrahmens für LNG-Terminals. Darüber hinaus werden die harmonisierte Anwendung von Gasqualitätsnormen in der EU, die verstärkte grenzübergreifende Koordinierung und mehr Transparenz nachdrücklich befürwortet. Zur Wasserstoffbeimischung sind die Teilnehmenden geteilter Meinung, doch die Mehrheit ist sich darin einig, dass sie trotz der hohen technischen Kosten einen kosteneffizienten und raschen ersten Schritt zur Dekarbonisierung des Energiesystems darstellen kann. Wenige Interessenträger sprechen sich für die Abschaffung grenzübergreifender Tarife innerhalb der EU aus. Die Mehrheit der Teilnehmenden hält gasspezifische Sicherheitsherausforderungen und Cybersicherheitsmaßnahmen für wichtig. Bezüglich der Integration der Netzplanung ist die Mehrheit der Interessenträger für eine Angleichung der Zeitplanung des Netzentwicklungsplans (NDP) an den Zehnjahresnetzentwicklungsplan und für einen einheitlichen Plan für Gas, unabhängig vom gewählten Entflechtungsmodell. Eine Mehrheit der Teilnehmenden sprach sich noch nachdrücklicher für ein gemeinsames Strom- und Gasszenario aus. Eine erhebliche Anzahl von Interessenträgern bittet um die Aufnahme von Wasserstoffvorhaben in die NDP. Die meisten Interessenträger sind sich darin einig, dass VNB Informationen bereitstellen und weitergeben sollten; einige Teilnehmende sprechen sich auch dafür aus, dass die VNB einen eigenen Plan vorlegen, der auch die Systemoptimierung in verschiedenen Sektoren umfasst. Die Teilnehmenden gaben einem gemeinsamen Plan für Gas und Strom den Vorzug vor gemeinsamen Szenarien mit separaten Plänen. Mehrere Interessenträger wiesen darauf hin, dass ein gemeinsamer Plan für Methan und Wasserstoff mit einem separaten Stromplan die bevorzugte Option wäre. In Bezug auf Kundeneinbindung und Verbraucherschutz im Endkundenmarkt für grünes Gas sprach sich die Mehrheit der Interessenträger dafür aus, die Bestimmungen bezüglich der Bürgerinnen und Bürger bzw. Verbraucherinnen und Verbraucher durch Angleichung an die Bestimmungen auf dem Strommarkt ehrgeiziger zu gestalten. Auch sollten Bestimmungen zur Energiearmut dazu beitragen, sicherzustellen, dass die Verbraucherinnen und Verbraucher nicht die Kosten für den Wechsel zu umweltfreundlichen Gas-Alternativen tragen. Vertreterinnen und Vertreter des Privatsektors unterstützen die Pläne zur schrittweisen Abschaffung regulierter Preise, während einige Verbraucherorganisationen diese beibehalten möchten, um von Energiearmut betroffene und schutzbedürftige Verbraucherinnen und Verbraucher zu schützen. Fast die Hälfte aller Teilnehmenden wünscht sich eine Stärkung der Bestimmungen über die Vergleichbarkeit von Angeboten und die Zugänglichkeit von Daten, Transparenz, intelligente Zähler und Anbieterwechsel. Niemand sprach sich für den nichtregulatorischen Ansatz aus. •Einholung und Nutzung von Expertenwissen Die vorgeschlagene Initiative und die ihr zugrunde liegende Folgenabschätzung stützen sich auf Erkenntnisse aus den Beiträgen von Interessenträgern zu den umfassenden Konsultationen, die in dieser Hinsicht durchgeführt wurden, sowie auf eine Literaturauswertung und auf Modellierungen. Die Literaturauswertung umfasste die Ergebnisse einer Reihe aktueller Studien zu wichtigen Punkten wie der Rolle der Infrastruktur und des Marktes für Wasserstoff und dekarbonisiertes Gas sowie deren Erzeugung, die für die Folgenabschätzung durchgeführt wurden oder zu deren Umfang beigetragen haben, sowie andere Bewertungen, die für andere einschlägige Initiativen der Kommission durchgeführt wurden. In der Analyse wurden auch Schlussfolgerungen berücksichtigt, die in mehreren Foren von Interessenträgern verabschiedet wurden, insbesondere die des Erdgasregulierungsforums (Madrider Forums) und des Stromregulierungsforums (Florenzer Forums). Gesprächen mit den Mitgliedstaaten, Mitgliedern des Europäischen Parlaments, nationalen Regulierungsbehörden, ACER sowie Gesprächen mit anderen Interessenträgern wurde ebenfalls Rechnung getragen. •Folgenabschätzung Im Einklang mit den Leitlinien für eine bessere Rechtsetzung führte die Kommission eine Folgenabschätzung mehrerer Politikoptionen durch. Diese Arbeit wurde von einer Konsultation im Rahmen einer dienststellenübergreifenden Lenkungsgruppe in der Kommission begleitet. Die Folgenabschätzung wurde dem Ausschuss für Regulierungskontrolle (RSB) vorgelegt und mit ihm erörtert. Der Ausschuss für Regulierungskontrolle gab eine „befürwortende Stellungnahme mit Vorbehalt“ ab. Die Vorbehalte wurden insbesondere folgendermaßen ausgeräumt: i) die Schlussfolgerungen der Bewertung wurden in die Problembeschreibung aufgenommen; ii) die Rolle der Initiative als Teil des begünstigenden Rahmens des „Fit-für-55“-Pakets wurde dargelegt; iii) das Ausgangsszenario für die Auswirkungen der Politikoptionen wurde präzisiert; iv) eine genauere Unterscheidung der verschiedenen Akteure, insbesondere zwischen Erdgas- und Wasserstofferzeugern und ‑verbrauchern wurde getroffen; v) eine Bewertung, wie die Initiative KMU anders betreffen könnte als andere (größere) Unternehmen, wurde vorgelegt; (vi) abweichenden und Minderheitsansichten wurde im gesamten Bericht besser Rechnung getragen, einschließlich bei der Problemdefinition, der Ausarbeitung der Optionen, der Bewertung der Auswirkungen und der Wahl der bevorzugten Option; vii) die inhaltliche Gestaltung des Berichts wurde verbessert und viii) die Kosten-Nutzen-Tabellen wurden im geeigneten Format ergänzt. Im gesamten Verlauf der Folgenabschätzung wurde eine Reihe von Maßnahmen in vier Problembereichen geprüft, um die ermittelten Probleme und deren Ursachen anzugehen, damit die Ziele der Initiative erreicht werden können. Nach einer Bewertung ihrer Wirksamkeit, Effizienz, Kohärenz und Verhältnismäßigkeit ist ein Paket mit bevorzugten Optionen zusammengestellt worden, die den Feststellungen zufolge am besten zu den festgelegten Zielen beitragen. Problembereich I: Wasserstoffinfrastruktur und Wasserstoffmärkte Im Problembereich I kommen die folgenden Politikoptionen in Betracht: Ausschreibung der Rechte am Wasserstoff-Netzbetrieb (Option 1); Einführung wichtiger Regulierungsgrundsätze, die an die derzeit für den Erdgasmarkt geltenden angelehnt sind und an die Entwicklungsphase der Wasserstoffmärkte angepasst werden (Option 2); und Schaffung eines umfassenden Regulierungssystems für Wasserstoff (ähnlich dem derzeit für den Erdgassektor geltenden), ohne dass zu einem reiferen Wasserstoffmarkt übergegangen werden muss (Option 3). Die bevorzugte Option ist es, von Anfang an wichtige Regulierungsgrundsätze einzuführen und zugleich Klarheit bezüglich des (künftigen) endgültigen Regulierungssystems zu schaffen (Option 2b „Wichtigste Regulierungsgrundsätze mit Ausblick“). Der Hauptvorteil dieser Option besteht darin, dass sie die Marktintegration fördert, Investoren Klarheit verschafft und der Entstehung nicht wettbewerbsorientierter Marktstrukturen und von Kosten für die Anpassung der Vorschriften im Nachhinein, wenn der Markt reif ist, vorbeugt, jedoch Flexibilität zulässt, um die Regulierung der schrittweisen Vergrößerung des Wasserstoffsektors anzupassen. Problembereich II: Erneuerbare und CO2-arme Gase in der bestehenden Gasinfrastruktur und auf den bestehenden Märkten sowie Energieversorgungssicherheit Problembereich II enthält Optionen zur Förderung des Zugangs erneuerbarer und CO2-armer Gase zum bestehenden Gasmarkt und zur bestehenden Gasinfrastruktur. Alle Optionen umfassen zudem ein gestaffeltes Eingreifen bei Bedenken bezüglich der Energieversorgungssicherheit, insbesondere die Ausweitung der bestehenden Instrumente, Normen und Verfahren auf erneuerbare und CO2-arme Gase, wirksame Solidarität und die Bewältigung von Cybersicherheitsrisiken im Gassektor. Option 3 „Ermöglichung und Förderung des vollständigen Marktzugangs für erneuerbare und CO2-arme Gase“ ist die bevorzugte Option für den Problembereich II. Diese Option umfasst Maßnahmen zur Förderung des Zugangs erneuerbarer und CO2-armer Gase zum Großhandelsmarkt, zu LNG-Terminals und zum Fernleitungsnetz (unabhängig vom Ort des Anschlusses), einschließlich Tarifnachlässen für die Einspeisung in das Netz und den grenzüberschreitenden Transport. Die Gasqualität würde durch einen harmonisierten EU-Ansatz für Grenzübergangspunkte mit Flexibilität für die Mitgliedstaaten geregelt. Die zulässige Obergrenze für Wasserstoffgemische wird für alle Grenzübergangspunkte auf 5 % festgesetzt, da dies in Bezug auf Anpassungs- und Emissionsminderungskosten kosteneffizient ist.

Ermöglichung und Förderung des vollständigen Marktes für erneuerbare und CO2-arme Gase: Die geplanten Maßnahmen stehen im Einklang mit den Bemühungen der Union zur Bekämpfung des Klimawandels und sind erforderlich, um die Ziele des europäischen Grünen Deals zu erreichen. Der Hauptvorteil besteht darin, dass die Maßnahmen die Erzeugungskosten für Erzeuger erneuerbarer und CO2-armer Gase senken, den Wettbewerb, die Liquidität und den Handel im Bereich der erneuerbaren Energien erhöhen und gleichzeitig zur Verringerung der Treibhausgasemissionen beitragen werden. Dies ist von Vorteil für die Verbraucherinnen und Verbrauchern und Steuerzahlerinnen und Steuerzahler, da die Unterstützung verringert werden könnte. Auch Risiken bezüglich der Energieversorgungssicherheit würden begrenzt, und Zeit und Ressourcen gespart, Unsicherheiten verringert, die Effizienz von Notfallmaßnahmen verbessert und die sicherheitsspezifischen Anforderungen an Gasunternehmen gestärkt. Problembereich III: Netzplanung Im Problembereich III werden Optionen für die integrierte Netzplanung in Betracht gezogen. Option 2 „Nationale Planung auf der Grundlage europäischer Szenarien“ wird in Problembereich III bevorzugt. Diese Option ermöglicht eine nationale Planung, erfordert allerdings, dass diese auf gemeinsamen Szenarien für Gas und Strom beruht, dem TYNDP gerecht wird und mit dem einschlägigen nationalen Energie- und Klimaplan verknüpft ist. Sie bindet alle relevanten Akteure (VNB) ein und ermöglicht die Ermittlung von Rohrleitungen, deren Nutzung von Methan auf H2 umgestellt werden kann, mit einer Präzision, die auf europäischer Ebene schwer möglich wäre. Nationale Planung auf der Grundlage europäischer Szenarien: Der Hauptvorteil besteht darin, dass so das Risiko ausgeräumt wird, dass ÜNB/FNB für Strom bzw. Gas die Entwicklung ihrer Systeme auf der Grundlage nicht kompatibler Annahmen planen. Die Sektorintegration und ein konzeptioneller Systemplan unter Beibehaltung der Vorteile detaillierterer sektorspezifischer Netzentwicklungspläne werden so ermöglicht. Dies sichert eine gemeinsame Zielvorstellung der verschiedenen Interessenträger, wonach bei der Netzplanung die Dekarbonisierungsstrategien auf nationaler und EU-Ebene berücksichtigt werden, sodass das Risiko möglicher Knebeleffekte und verlorener Vermögenswerte sinkt. Problembereich IV: Kundeneinbindung und Verbraucherschutz im Endkundenmarkt für grünes Gas Problembereich IV enthält Optionen für einen nichtregulatorischen Ansatz bezüglich Wettbewerb und Kundeneinbindung sowie Optionen, bei denen die Problemursachen durch neue Rechtsvorschriften anzugehen sind, die hauptsächlich dem entsprechen, was im Elektrizitätssektor bereits etabliert ist. Angesichts der Analyse wird Option 2 „Flexible Rechtsvorschriften“ bevorzugt, die dem Verbraucherschutz auf dem Elektrizitätsmarkt und auch den Bestimmungen zur Stärkung der Verbraucherinnen und Verbraucher entspricht. Diese Option ist höchstwahrscheinlich die wirksamste und effizienteste und harmoniert mit anderen Problembereichen am besten. Der Hauptvorteil besteht darin, dass sie ein erhebliches Einsparpotenzial mit sich bringen und neuen Versorgern und Dienstleistungserbringern den Markteintritt und die Entwicklung innovativer Produkte erleichtern wird, was zu mehr Wettbewerb, Kundeneinbindung und wirtschaftlichem Nutzen führt. Sie würde es den Bürgerinnen und Bürgern und Gemeinschaften ermöglichen, die gesellschaftliche Akzeptanz zu erhöhen, aber auch privates Kapital mobilisieren und den Einsatz erneuerbarer und CO2-armer Gase erleichtern. Die Senkung des Risikos von Überinvestitionen wird sich positiv auf die Umwelt auswirken. •Effizienz der Rechtsetzung und Vereinfachung Die Vorschläge zur Änderung der bestehenden Rechtsvorschriften stehen im Einklang mit den kosteneffizientesten Politikoptionen, die in der Folgenabschätzung untersucht wurden. Es wird erwartet, dass einige der bevorzugten Optionen die Verwaltungs-, Umsetzungs- und Durchsetzungskosten für Regulierungsstellen und Marktteilnehmer steigern würden. So könnten sich aus den vorgeschlagenen Maßnahmen etwa mehr Austausch zwischen den NRB und Erdgastransportunternehmen, stärkere Koordinierungsbemühungen zwischen VNB und ÜNB/FNB sowie weiterer Regulierungs- und Umsetzungsaufwand für die Mitgliedstaaten und die nationalen Behörden ergeben. Doch auch geringere und effizientere Regulierungsaufwendungen sind durch den geänderten Rahmen zu erwarten. Aus der Folgenabschätzung geht zudem hervor, dass die vorgeschlagenen Maßnahmen die kosteneffizientesten Regulierungsoptionen bieten, um das übergeordnete Ziel der Initiative zu erreichen, nämlich die Festlegung von Regeln für die Fernleitung, Verteilung, Lieferung und Speicherung von Methan und Wasserstoffgasen, die zur Dekarbonisierung des Energiesystems unter Gewährleistung der Energieversorgungssicherheit und der Erschwinglichkeit von Energie beitragen können. Die kurzfristigen Regulierungskosten, die mit einigen der bevorzugten Maßnahmen verbunden sind, müssen bewertet und gegen die Kosten und den Aufwand abgewogen werden, die eine späte Integration und Dekarbonisierung des Energiesystems langfristig verursachen würde. Der Nutzen, der von den Optionen in Bezug auf die Förderung erneuerbarer Energiequellen, die Integration des Energiesystems, den Verbraucherschutz und die Energieversorgungssicherheit zu erwarten ist, wird die unmittelbaren Verwaltungs- und Umsetzungskosten weit übersteigen. Zudem trägt der Vorschlag zur Vereinfachung des derzeitigen Rechtsrahmens bei, indem er die Bestimmungen über die Gasinfrastruktur und den Gasmarkt mit der neuen Regulierungsstruktur harmonisiert, die im Rahmen des Pakets „Saubere Energie“ für den Elektrizitätssektor konzipiert wurde. Eine stärkere Vereinheitlichung zwischen den Sektoren dürfte in vielen Regulierungsbereichen von Vorteil sein, insbesondere bei der Stärkung und beim Schutz der Verbraucherinnen und Verbraucher, der Governance und der Regulierungsaufsicht. Ähnliche Beiträge sind auch bei der frühzeitigen Einführung eines Rechtsrahmens für Wasserstoffinfrastrukturen und ‑märkte vorgesehen. Während diese Vorschriften die unmittelbaren Verwaltungskosten und den Regulierungsaufwand für nationale Behörden und die Marktteilnehmer erhöhen dürften, ist zu erwarten, dass durch eine frühzeitige Harmonisierung der Regulierungsgrundsätze für Wasserstoff die künftigen Befolgungskosten deutlich gesenkt werden und das Risiko erheblicher regulatorischer Unterschiede und hoher Umsetzungskosten vermieden wird. •Grundrechte Die Wahrung der Werte der EU und der Grundrechte sowie der Sicherheit der Bürgerinnen und Bürger in einem sich entwickelnden grünen und digitalen Energieumfeld ist von größter Bedeutung. Die vorgeschlagenen politischen Maßnahmen zur Datenverwaltung wurden vor diesem Hintergrund entwickelt und sollen den weitverbreiteten Zugang zu und Einsatz von digitalen Technologien und datengesteuerten Diensten gewährleisten und zugleich sicherstellen, dass das Recht auf Privatsphäre und auf den Schutz personenbezogener Daten, wie in Artikel 7 und 8 der Charta der Grundrechte der EU sowie der Datenschutz-Grundverordnung verankert, in hohem Maße geachtet werden. 4.AUSWIRKUNGEN AUF DEN HAUSHALT Die mit dem Vorschlag im Rahmen dieses Pakets verbundenen Auswirkungen auf den EU-Haushalt betreffen die Humanressourcen der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) und der Generaldirektion (GD) Energie der Europäischen Kommission, wie beschrieben im Finanzbogen zu Rechtsakten zum Vorschlag der Kommission für eine Neufassung der [Gasverordnung]. Im Wesentlichen erfordern die neuen Aufgaben der ACER, insbesondere im Hinblick auf Vorschriften zur Förderung der Entwicklung eines wettbewerbsorientierten Wasserstoffsektors, doch auch auf die zunehmende Komplexität der Gasmärkte aufgrund eines höheren Anteils anderer Gase als Erdgas, die schrittweise Einführung von 21 zusätzlichen Vollzeitäquivalenten bei der ACER ab 2023. Um die vorgeschlagenen neuen Vorschriften für einen neuen und wachsenden Sektor umzusetzen, zur Integration neuer Gasarten in den Gasmarkt und die Gasinfrastruktur sowie zur Durchsetzung der strengeren Verbraucherbestimmungen, müssen auch die Humanressourcen der GD Energie um fünf zusätzliche 5 Vollzeitäquivalente aufgestockt werden. 5.WEITERE ANGABEN •Durchführungspläne sowie Monitoring-, Bewertungs- und Berichterstattungsmodalitäten Das Monitoring der Fortschritte wird in einem zweistufigen Ansatz bestehen, der die jährliche Berichterstattung durch die ACER und eine Bewertung durch die Kommission umfasst. Der Auftrag der ACER, jährlich ein Monitoring der Marktleistung durchzuführen und in ihrem jährlichen Marktüberwachungsbericht (Verpflichtung gemäß der Verordnung (EG) Nr. 715/2009) darüber zu berichten, wird beibehalten und auf Wasserstoff ausgeweitet. Innerhalb eines Jahres nach Annahme der Vorschläge wird die Kommission die ACER auffordern, ihre derzeitigen Überwachungsindikatoren (unter Einbeziehung der betroffenen Interessenträger) zu überprüfen und zu aktualisieren, um zu gewährleisten, dass sie für das Monitoring des Fortschritts bei der Verwirklichung der Ziele der vorliegenden Vorschläge weiterhin relevant sind. Die ACER wird sich weiterhin auf die bereits bestehenden, um einschlägige Daten zu Wasserstoff erweiterten Datenquellen stützen, die zur Ausarbeitung des Marktüberwachungsberichts verwendet werden.

Die jährliche Berichterstattung der ACER wird die Berichterstattungspflichten der Kommission ersetzen, die gemäß der Gasrichtlinie derzeit bestehen. Mit den detaillierten Vorschlägen wird sichergestellt, dass die Beobachtung durch die ACER weiteres Monitoring (insbesondere im Rahmen des Governance-Systems für die Energieunion und für den Klimaschutz) ergänzt und Überschneidungen vermieden werden. Innerhalb eines bestimmten Zeitrahmens nach Inkrafttreten der angenommenen Maßnahmen (voraussichtlich fünf Jahre) wird die Kommission eine umfassende Bewertung der Auswirkungen der vorgeschlagenen Initiativen vornehmen, einschließlich der Wirksamkeit, Effizienz, kontinuierlichen Kohärenz und Relevanz der Vorschläge. Bis zum 31. Dezember 2030 überprüft die Kommission diese Richtlinie und legt dem Europäischen Parlament und dem Rat einen Bericht vor. •Erläuternde Dokumente (bei Richtlinien) Nach dem Urteil des Europäischen Gerichtshofs in der Rechtssache Kommission/Belgien (Rechtssache C-543/17) müssen die Mitgliedstaaten ihren Mitteilungen über die nationalen Umsetzungsmaßnahmen hinreichend klare und genaue Informationen beifügen, aus denen hervorgeht, mit welchen nationalen Rechtsvorschriften welche Bestimmungen einer Richtlinie umgesetzt werden. Dies muss für jede Verpflichtung und nicht nur auf „Artikelebene“ geschehen. Wenn die Mitgliedstaaten diese Verpflichtung erfüllen, müssen sie der Kommission grundsätzlich keine erläuternden Dokumente zur Umsetzung übermitteln. Ein erläuterndes Dokument für die Verordnung erübrigt sich, da sie in den Mitgliedstaaten unmittelbar gilt und einheitlich ausgelegt wird. •Ausführliche Erläuterung einzelner Bestimmungen des Vorschlags Die vorgeschlagene überarbeitete Richtlinie besteht aus zehn Kapiteln, die 91 Artikel umfassen. Kapitel 1 – Gegenstand, Geltungsbereich und Begriffsbestimmungen Dieses Kapitel enthält den Gegenstand und den Geltungsbereich der Vorschriften für die Fernleitung, die Verteilung, die Lieferung und die Speicherung von Gasen unter Nutzung des Erdgassystems, sowie der Vorschriften für den Transport, die Lieferung und die Speicherung von Wasserstoff unter Nutzung des Wasserstoffsystems. Zudem enthält es die Begriffsbestimmungen der wichtigsten in der vorgeschlagenen Richtlinie verwendeten Begriffe. Kapitel 2 – Allgemeine Vorschriften für die Organisation der Märkte In diesem Kapitel werden die Regeln festgelegt, mit denen wettbewerbsorientierte, verbraucherorientierte, flexible und nichtdiskriminierende Märkte für Gase gewährleistet werden sollen. Es enthält Bestimmungen über den Marktzugang, etwa zur freien Wahl des Lieferanten, zu marktgestützten Lieferpreisen, zu gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen, zur Nachhaltigkeit, zur Zertifizierung von erneuerbaren und CO2-armen Gasen, zur Förderung der regionalen Zusammenarbeit und zu technischen und verfahrenstechnischen Vorschriften. Kapitel 3 – Stärkung und Schutz der Verbraucherinnen und Verbraucher sowie Endkundenmärkte In diesem Kapitel ist insbesondere eine Reihe von Rechten der Verbraucherinnen und Verbraucher festgelegt. Es enthält grundlegende vertragliche Rechte, Rechte auf Wechsel sowie Gebühren und Vorschriften über Vergleichsinstrumente, aktive Kundinnen und Kunden und Bürgerenergiegemeinschaften. Zudem enthält es Bestimmungen zur Abrechnung, zu intelligenten und konventionellen Messsystemen und zur Datenverwaltung. Auch Bestimmungen über zentrale Anlaufstellen, das Recht auf außergerichtliche Streitbeilegung, schutzbedürftige Kundinnen und Kunden sowie Endkundenmärkte sind darin dargelegt. Kapitel 4 – Zugang Dritter zu Infrastruktur Dieses Kapitel ist in drei Abschnitte unterteilt, die Folgendes abdecken: Zugang zur Erdgasinfrastruktur, Zugang zur Wasserstoffinfrastruktur und Verweigerung des Zugangs und des Anschlusses. Kapitel 5 – Vorschriften für die Fernleitungsnetzbetreiber, Betreiber von Speicheranlagen und Netzbetreiber im Erdgasbereich Dieses Kapitel enthält genauere Angaben zu den Aufgaben der Fernleitungsnetzbetreiber, Betreiber von Speicheranlagen und LNG-Netzbetreiber, zur Vertraulichkeit und zu Entscheidungsbefugnissen. Kapitel 6 – Verteilernetzbetreiber im Erdgasbereich In diesem Kapitel werden die Benennung von Verteilernetzbetreibern, ihre Aufgaben, die Entscheidungsbefugnisse in Bezug auf den Anschluss der neuen Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer und CO2-armer Gase an das Verteilernetz, die Entflechtung der Verteilernetzbetreiber, die Vertraulichkeitspflichten der Verteilernetzbetreiber sowie die Bestimmungen über geschlossene Verteilernetze und Kombinationsnetzbetreiber dargelegt.

Kapitel 7 – Vorschriften für die speziellen Wasserstoffnetze In diesem Kapitel werden insbesondere die Aufgaben von Betreibern von Wasserstoffnetzen, Wasserstoffspeicheranlagen und Wasserstoffterminals sowie Bestimmungen über bestehende Wasserstoffnetze, geografisch begrenzte Wasserstoffnetze, geschlossene Wasserstoffnetze, Verbindungsleitungen mit Drittländern und die Vertraulichkeit für Betreiber festgelegt. Kapitel 8 – Integrierte Netzplanung Gegenstand dieses Kapitels sind der Netzausbau und Befugnisse zum Erlass von Investitionsentscheidungen, die Berichterstattung über die Entwicklung des Wasserstoffnetzes sowie die Finanzierung neuer grenzüberschreitender Wasserstoffinfrastrukturen. Kapitel 9 – Entflechtung der Fernleitungsnetzbetreiber Dieses Kapitel ist in sechs Abschnitte unterteilt, die Folgendes abdecken: die eigentumsrechtliche Entflechtung, unabhängige Netzbetreiber, unabhängige Fernleitungsnetzbetreiber, die Entflechtung der Betreiber der speziellen Wasserstoffnetze, die Benennung und Zertifizierung von Erdgas- und Wasserstoffnetzbetreibern sowie die Entflechtung und Transparenz der Rechnungslegung. Kapitel 10 – Regulierungsbehörden Gegenstand dieses Kapitels sind insbesondere die Benennung und Unabhängigkeit der Regulierungsbehörden, die allgemeinen Ziele der Regulierungsbehörden, ihre Aufgaben und Befugnisse, das Regulierungssystem für grenzüberschreitende Aspekte, die Einhaltung der Leitlinien für Netzkodizes und Aufbewahrungspflichten. Kapitel 11 – Schlussbestimmungen Das letzte Kapitel enthält Schlussbestimmungen und insbesondere Artikel über Schutzmaßnahmen, gleiche Wettbewerbsbedingungen, technische Vereinbarungen, Ausnahmeregelungen, Ermächtigungsverfahren, die Ausübung der Befugnisübertragung, die Berichterstattung über Ausschussverfahren, die Aufhebung, die Umsetzung sowie das Inkrafttreten und die Adressaten. Anhang I enthält die Mindestanforderungen an Abrechnungen und Abrechnungsinformationen. Anhang II behandelt intelligente Messsysteme im Erdgasbereich. In Anhang III sind das Anwendungsdatum sowie die Umsetzungsfristen der aufgehobenen Richtlinie und ihrer Änderungen aufgeführt. Anhang IV enthält eine Entsprechungstabelle. Die vorgeschlagene überarbeitete Verordnung besteht aus acht Kapiteln, die 69 Artikel umfassen. Kapitel 1 – Gegenstand, Geltungsbereich und Begriffsbestimmungen In diesem Kapitel werden Gegenstand und Geltungsbereich der Regeln bezüglich der Ziele der Energieunion, des Rahmens für die Klima- und Energiepolitik und der Verbraucherinnen und Verbraucher festgelegt. Zudem enthält es die Begriffsbestimmungen der wichtigsten in der vorgeschlagenen Verordnung verwendeten Begriffe. Kapitel 2 – Allgemeine Vorschriften für die Organisation der Märkte und den Infrastrukturzugang Dieses Kapitel behandelt die allgemeinen Grundsätze sowie die Trennung des regulierten Anlagevermögens, Dienstleistungen für den Zugang Dritter, die Marktbewertung in Bezug auf erneuerbare und CO2-arme Gase, Grundsätze der Kapazitätszuweisungsmechanismen und Verfahren für das Engpassmanagement, den Handel mit Kapazitätsrechten, Ausgleichsregeln und Ausgleichsentgelte, die Zertifizierung und die Zusammenarbeit von Fernleitungsnetzbetreibern. Kapitel 3 – Netzzugang

In diesem Kapitel wird auf Tarife für den Netzzugang und Nachlässe eingegangen. Kapitel 4 – Betrieb von Fernleitungsnetzen, Speichern, LNG-Anlagen und Wasserstoffterminals Dieses Kapitel enthält Bestimmungen über verbindliche Kapazität für erneuerbare und CO2-arme Gase, die grenzüberschreitende Koordinierung zur Gasqualität, Wasserstoffbeimischungen, das Europäische Netz der Fernleitungsnetzbetreiber, die Beobachtung durch die ACER, die Regulierungsbehörden, Konsultationen, Kosten, die regionale Zusammenarbeit, den Zehnjahresnetzentwicklungsplan, Transparenzanforderungen und Aufbewahrungspflichten. Kapitel 5 – Verteilernetzbetrieb In diesem Kapitel werden die Vorschriften über die verbindliche Kapazität für erneuerbare und CO2-arme Gase, die Zusammenarbeit zwischen VNB und FNB/ÜNB, Transparenzanforderungen und die Europäische Organisation der Verteilernetzbetreiber festgelegt. Es umfasst Verfahren und Aufgaben. Kapitel 6 – Zugang zu speziellen Wasserstoffnetzen Gegenstand dieses Kapitels sind die grenzüberschreitende Koordinierung zur Wasserstoffqualität, das Europäische Netz der Wasserstoffnetzbetreiber und dessen Aufgaben, der Zehnjahresnetzentwicklungsplan für Wasserstoff, die Kosten, Konsultation, die Beobachtung durch die ACER, die regionale Zusammenarbeit und Transparenzanforderungen. Kapitel 7 – Netzkodizes und Leitlinien Dieses Kapitel enthält Bestimmungen über die Annahme von Netzkodizes und Leitlinien, die Festlegung von Netzkodizes, Änderungen an Netzkodizes, Leitlinien, das Recht der Mitgliedstaaten, genauere Maßnahmen vorzusehen, die Übermittlung von Informationen und Vertraulichkeit sowie Sanktionen. Alle drei Vorschriften werden an Wasserstoff angepasst. Kapitel 8 – Schlussbestimmungen Dieses Kapitel enthält die Schlussbestimmungen und insbesondere Artikel über neue Erdgas- und Wasserstoffinfrastrukturen, Ausschussverfahren, Ausnahmeregelungen, Ausnahmen, die Ausübung der Befugnisübertragung, Änderungen von Verordnungen, die Änderung zur Erweiterung der Verordnung über die sichere Gasversorgung auf erneuerbare und CO2-arme Gase und zur Aufnahme von Maßnahmen in den Bereichen Cybersicherheit, Solidarität und Speicherung, Aufhebung und Inkrafttreten. Anhang I enthält Leitlinien. Anhang II enthält den in die Verordnung 2017/1938 eingefügten Anhang IX. Anhang III enthält Informationen über die aufgehobene Verordnung mit einer Liste ihrer Änderungen. Anhang IV enthält eine Entsprechungstabelle. 🡻 715/2009 (angepasst) 2021/0424 (COD) Vorschlag für eine

VERORDNUNG DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES über die Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie für Wasserstoff

(Neufassung) DAS EUROPÄISCHE PARLAMENT UND DER RAT DER EUROPÄISCHEN UNION — gestützt auf den Vertrag zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft ⌦ Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union ⌫, insbesondere auf Artikel 95 ⌦ 194 Absatz 2⌫, auf Vorschlag der Europäischen Kommission, nach Zuleitung des Entwurfs des Gesetzgebungsakts an die nationalen Parlamente, nach Stellungnahme des Europäischen Wirtschafts- und Sozialausschusses, nach Stellungnahme des Ausschusses der Regionen, gemäß dem ordentlichen Gesetzgebungsverfahren, in Erwägung nachstehender Gründe: ⇩ neu (1)Die Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates wurde mehrfach und erheblich geändert. Aus Gründen der Klarheit empfiehlt es sich, im Rahmen der anstehenden Änderungen die genannte Verordnung neu zu fassen. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 1 (angepasst) (2)Der Erdgasbinnenmarkt, der seit 1999 schrittweise geschaffen wird, soll allen privaten und gewerblichen Verbrauchern in der Gemeinschaft ⌦ Union ⌫ eine echte Wahl ermöglichen, neue Geschäftschancen für die Unternehmen eröffnen sowie den grenzüberschreitenden Handel fördern und auf diese Weise Effizienzgewinne, wettbewerbsfähige Preise und höhere Dienstleistungsstandards bewirken und zu mehr Versorgungssicherheit und Nachhaltigkeit beitragen. ⇩ neu (3)Im europäischen Grünen Deal und dem Klimagesetz hat sich die EU das Ziel gesetzt, bis 2050 auf eine Weise klimaneutral zu werden, die zu Wettbewerbsfähigkeit, Wachstum und Beschäftigung in Europa beiträgt. Damit dekarbonisierte Gasmärkte aufgebaut werden und zur Energiewende beitragen können, ist es erforderlich, in einem integrierten Energiesystem, an dem die Verbraucher auf wettbewerbsorientierten Märkten aktiv beteiligt sind, die Anteile erneuerbarer Energiequellen erheblich zu steigern. (4)Diese Verordnung zielt darauf ab, die Nutzung erneuerbarer und CO2-armer Gase im Energiesystem zu erleichtern, um die Abkehr von fossilem Gas zu ermöglichen, und die Voraussetzungen dafür zu schaffen, dass diese Gase bei der Verwirklichung der EU-Klimaziele für 2030 und der Klimaneutralität bis 2050 einen wichtigen Beitrag leisten können. Ein weiteres Ziel der Verordnung besteht darin, einen Regulierungsrahmen zu schaffen, der allen Marktteilnehmern die Möglichkeit sowie Anreize dafür bietet, bei der Planung ihrer Tätigkeiten der Übergangsfunktion fossiler Gase Rechnung zu tragen, um Lock-in-Effekte zu vermeiden und für eine schrittweise und rechtzeitige Abkehr von der Nutzung fossiler Gase zu sorgen, insbesondere in allen relevanten Industriesektoren und bei der Wärmeversorgung.

(5)Da sich das Potenzial für die Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff in den einzelnen EU-Mitgliedstaaten unterscheidet, wird in der EU-Wasserstoffstrategie darauf hingewiesen, dass ein offener und wettbewerbsorientierter EU-Markt mit einem ungehinderten grenzübergreifenden Handel von großer Bedeutung für den Wettbewerb, bezahlbare Preise und die Versorgungssicherheit ist. Zudem wird hervorgehoben, dass der Aufbau eines liquiden Marktes mit einem warenbasierten Wasserstoffhandel neuen Erzeugern den Markteintritt erleichtern und eine verstärkte Integration mit anderen Energieträgern unterstützen würde. Er würde zu wirksamen Preissignalen für Investitionen und betriebliche Entscheidungen führen. Die Bestimmungen dieser Verordnung sollten daher den Aufbau von Wasserstoffmärkten, des warenbasierten Wasserstoffhandels und liquider Handelsplätze fördern, und die Mitgliedstaaten sollten in diesem Zusammenhang etwaige unangemessene Hindernisse beseitigen. Wenngleich die inhärenten Unterschiede zu berücksichtigen sind, sollten bestehende Vorschriften, die für die Strom- und Gasmärkte entwickelt wurden und einen effizienten kommerziellen Betrieb auf den Strom- und Gasmärkten sowie einen effizienten Strom- und Gashandel ermöglicht haben, auch für den Wasserstoffmarkt in Betracht gezogen werden. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 2 Die Richtlinie 2003/55/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und die Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 28. September 2005 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen warentein wichtiger Beitrag zur Schaffung des Erdgasbinnenmarkts. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 3 Die Erfahrung mit der Umsetzung und Beobachtung des ersten Pakets von Leitlinien für die gute Praxis, das 2002 vom Europäischen Erdgasregulierungsforum (Madrider Forum) angenommen wurde, zeigt, dass diese rechtlich durchsetzbar sein müssen, damit die vollständige Umsetzung der in den Leitlinien festgelegten Regeln in allen Mitgliedstaaten gewährleistet ist und damit in der Praxis eine Mindestgarantie für gleiche Marktzugangsbedingungen gegeben ist. 🡻 715/2019 Erwägungsgrund 4 Ein zweites Paket gemeinsamer Regeln mit dem Titel „Zweite Leitlinien für die gute Praxis“ wurde auf der Tagung des Madrider Forums vom 24. und 25. September 2003 angenommen; das Ziel der vorliegenden Verordnung ist, auf der Grundlage jener Leitlinien Grundprinzipien und Regeln für den Netzzugang und für Dienstleistungen für den Zugang Dritter, für das Engpassmanagement, die Transparenz, den Ausgleich von Mengenabweichungen und den Handel mit Kapazitätsrechten festzulegen. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 5 (angepasst) (6)⌦ [Die neu gefasste Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] ⌫ Die Richtlinie 2009/73/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt gestattet den gleichzeitigen Betrieb eines Fernleitungsnetzes und eines Verteilernetzes durch ein und denselben Betreiber. Die in dieser Verordnung festgelegten Regeln machen somit keine Neuorganisation der nationalen Fernleitungs- und Verteilernetze erforderlich, die den einschlägigen Bestimmungen jener Richtlinie entsprechen. 🡻 715/2019 Erwägungsgrund 6 Hochdruckfernleitungen, die lokale Verteiler an das Erdgasnetz anschließen und nicht in erster Linie im Zusammenhang mit der lokalen Erdgasverteilung benutzt werden, fallen in den Anwendungsbereich dieser Verordnung. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 7 ⇨ neu (7)Die Kriterien für die Festlegung der Tarife für den Netzzugang müssen angegeben werden, um sicherzustellen, dass sie dem Grundsatz der Nichtdiskriminierung und den Erfordernissen eines gut funktionierenden Binnenmarktes vollständig entsprechen, die erforderliche Netzintegrität in vollem Umfang berücksichtigen und die Ist-Kosten widerspiegeln, soweit diese Kosten denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen, transparent sind und gleichzeitig eine angemessene Kapitalrendite umfassen, ⇨ und die Integration erneuerbarer und CO2-armer Gase ermöglichen ⇦ sowie gegebenenfalls die Tarifvergleiche der Regulierungsbehörden berücksichtigen. ⇨ Die Bestimmungen dieser Verordnung zu Netzzugangstarifen werden durch weitere Regeln zu Netzzugangstarifen ergänzt, insbesondere in den gemäß dieser Verordnung erlassenen Netzkodizes und Leitlinien, [der vorgeschlagenen TEN-E-Verordnung gemäß COM(2020) 824 final], [der vorgeschlagenen Methanverordnung gemäß COM(2021) xxx], der Richtlinie (EU) 2018/2001 und [der vorgeschlagenen Energieeffizienzrichtlinie gemäß COM(2021) 558 final]. ⇦

⇩ neu (8)Im Allgemeinen ist es am effizientesten, Infrastrukturen über Erlöse zu finanzieren, die bei den Nutzern der jeweiligen Infrastruktur erzielt werden, und Quersubventionen zu vermeiden. Solche Quersubventionen wären bei regulierten Vermögenswerten auch nicht mit dem allgemeinen Grundsatz kostenorientierter Tarife vereinbar. In Ausnahmesituationen könnten solche Quersubventionen jedoch zu gesellschaftlichen Vorteilen führen, insbesondere in den frühen Phasen der Netzentwicklung, in denen im Vergleich zur technischen Kapazität nur wenig Kapazität gebucht wird und bedeutende Unsicherheit hinsichtlich des Zeitpunkts herrscht, zu dem sich die Kapazitätsnachfrage einstellen wird. Quersubventionen könnten daher dazu beitragen, für angemessene und vorhersehbare Tarife für die ersten Netznutzer zu sorgen und die Investitionsrisiken für die Netzbetreiber zu verringern. Sie könnten somit zu einem Investitionsklima beitragen, das die Dekarbonisierungsziele der Union unterstützt. Quersubventionen sollten weder direkt noch indirekt von Netznutzern in anderen Mitgliedstaaten finanziert werden. Finanzmittel für Quersubventionen sollten daher nur an Ausspeisepunkten für Endkunden innerhalb desselben Mitgliedstaates eingeholt werden. Da Quersubventionen nur im Ausnahmefall genutzt werden, sollte darüber hinaus sichergestellt werden, dass sie verhältnismäßig, transparent und zeitlich befristet sind und unter Regulierungsaufsicht festgesetzt werden. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 8 Bei der Berechnung der Tarife für den Netzzugang müssen die Ist-Kosten, soweit diese Kosten denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen und transparent sind, sowie die Notwendigkeit, angemessene Kapitalrenditen und Anreize für den Bau neuer Infrastrukturen zu bieten, einschließlich einer besonderen Regulierung neuer Investitionen gemäß der Richtlinie 2009/73/EG berücksichtigt werden. In dieser Hinsicht und insbesondere, wenn ein tatsächlicher Leitungswettbewerb zwischen verschiedenen Fernleitungen gegeben ist, sind Tarifvergleiche durch die Regulierungsbehörden als relevante Methode zu berücksichtigen. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 9 (angepasst) ⇨ neu (9)Die Verwendung von marktorientierten Verfahren, wie etwa Versteigerungen, zur Festlegung von Tarifen muss mit den Bestimmungen der ⌦ neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx ⌫ Richtlinie 2009/73/EG ⇨ und der Verordnung (EU) 2017/459 der Kommission ⇦ vereinbar sein. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 10 (angepasst) (10)Ein gemeinsamer Mindestbestand an Dienstleistungen für den Zugang Dritter ist nötig, damit in der Praxis in der gesamten Gemeinschaft ⌦ Union ⌫ ein gemeinsamer Mindeststandard für den Netzzugang gegeben und sichergestellt ist, dass die Dienstleistungen für den Zugang Dritter in ausreichendem Umfang kompatibel sind, und damit die aus einem gut funktionierenden Erdgasbinnenmarkt resultierenden Nutzeffekte ausgeschöpft werden können. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 11 (angepasst) Derzeit gibt es jedoch Hindernisse für den Verkauf von Erdgas in der Gemeinschaft zu gleichen Bedingungen und ohne Diskriminierung oder Benachteiligung. Insbesondere gibt es noch nicht in allen Mitgliedstaaten einen nichtdiskriminierenden Netzzugang und eine gleichermaßen wirksame Regulierungsaufsicht, und es bestehen immer noch isolierte Märkte. ⇩ neu (11)Die Regelungen für den Zugang Dritter sollten auf den in dieser Verordnung festgelegten Grundsätzen beruhen. Die Organisation der Einspeise-/Ausspeisesysteme, die eine freie Gaszuweisung auf der Grundlage verbindlicher Kapazität ermöglichen, wurde auf dem XXIV. Madrider Forum bereits im Oktober 2013 begrüßt. Daher sollte eine Begriffsbestimmung für Einspeise-/Ausspeisesysteme eingeführt werden, und die Integration der Verteilernetzebene in die Bilanzierungszone sollte sichergestellt werden, da dies dazu beitragen würde, für erneuerbare und CO2-arme Gase gleiche Ausgangsbedingungen herzustellen, unabhängig davon, ob sie auf Fernleitungs- oder Verteilernetzebene angeschlossen sind. Die Festsetzung der Tarife von Verteilernetzbetreibern und die Organisation der Kapazitätszuweisung zwischen dem Fernleitungs- und dem Verteilernetz sollten den Regulierungsbehörden überlassen bleiben, die dabei die Grundsätze der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] einhalten sollten.

(12)Der Zugang zum Einspeise-/Ausspeisesystem sollte grundsätzlich auf verbindlicher Kapazität basieren. Die Netzbetreiber sollten verpflichtet werden, auf eine Weise zusammenzuarbeiten, die das Angebot verbindlicher Kapazität maximiert, was es den Netznutzern ermöglicht, das ein- oder ausgespeiste Gas auf der Grundlage verbindlicher Kapazität jedem Einspeise- oder Ausspeisepunkt desselben Einspeise-/Ausspeisesystems zuzuweisen. (13)Bedingte Kapazität sollte nur angeboten werden, wenn die Netzbetreiber keine verbindliche Kapazität anbieten können. Die Netzbetreiber sollten die Bedingungen für die bedingte Kapazität in Abhängigkeit von betrieblichen Beschränkungen auf transparente und klare Weise festlegen. Die Regulierungsbehörde sollte sicherstellen, dass die Anzahl der bedingten Kapazitätsprodukte begrenzt wird, um eine Fragmentierung des Marktes zu vermeiden und die Einhaltung des Grundsatzes eines effizienten Zugangs Dritter sicherzustellen. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 12 (14)Zur Vollendung des Erdgasbinnenmarkts sollte für ausreichende grenzüberschreitende Gasfernleitungskapazitäten gesorgt und die Marktintegration gefördert werden. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 13 In der Mitteilung der Kommission vom 10. Januar 2007 mit dem Titel „Eine Energiepolitik für Europa“ wurde dargelegt, wie wichtig es ist, den Erdgasbinnenmarkt zu vollenden und für alle Erdgasunternehmen in der Gemeinschaft gleiche Bedingungen zu schaffen. Die Mitteilung der Kommission an das Europäische Parlament und den Rat mit dem Titel „Aussichten für den Erdgas- und den Elektrizitätsbinnenmarkt“ und die Mitteilung der Kommission mit dem Titel „Untersuchung der europäischen Gas- und Elektrizitätssektoren gemäß Artikel 17 der Verordnung (EG) Nr. 1/2003 (Abschlussbericht)“ haben deutlich gemacht, dass die derzeitigen Vorschriften und Maßnahmen weder den notwendigen Rahmen bieten noch die Schaffung von Verbindungskapazitäten gewährleisten, die erforderlich sind, um das Ziel eines gut funktionierenden, effizienten und offenen Binnenmarktes zu verwirklichen. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 14 Über eine gründliche Umsetzung des bestehenden Regulierungsrahmens hinaus sollte der in der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 festgelegte Regulierungsrahmen für den Erdgasbinnenmarkt im Einklang mit diesen Mitteilungen angepasst werden. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 15 (angepasst) ⇨ neu (15)Es ist insbesondere eine stärkere Zusammenarbeit und Koordinierung zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern ⇨ und, soweit relevant, den Verteilernetzbetreibern ⇦ erforderlich, um Netzkodizes für die Bereitstellung und die Handhabung des konkreten und transparenten Zugangs zu den Fernleitungsnetzen über die Grenzen hinweg zu schaffen und eine abgestimmte, ausreichend zukunftsorientierte Planung und solide technische Entwicklung des Fernleitungsnetzes ⇨ Erdgasnetzes ⇦ in der Gemeinschaft ⌦ Union ⌫, einschließlich der Schaffung von Verbindungskapazitäten, unter gebührender Berücksichtigung der Umwelt sicherzustellen. Die Netzkodizes sollten den von der gemäß der durch die Verordnung ⌦ (EU) 2019/942 ⌫ (EG) Nr. 713/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 zur Gründung einer Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden eingerichteten Agentur ⌦ der Europäischen Union ⌫ für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden („Agentur“) ⌦ (ACER) ⌫ entwickelten Rahmenleitlinien, die ihrem Wesen nach nicht bindend sind (Rahmenleitlinien), folgen. ⌦ ACER ⌫ Die Agentur sollte bei der auf tatsächliche Umstände gestützten Prüfung der Entwürfe von Netzkodizes — einschließlich der Frage, ob die Netzkodizes den Rahmenleitlinien entsprechen — mitwirken und diese der Kommission zur Annahme empfehlen können. ⌦ ACER ⌫ Die Agentur sollte ferner geplante Änderungen der Netzkodizes begutachten und diese der Kommission zur Annahme empfehlen können. Die Fernleitungsnetzbetreiber sollten ihre Netze nach diesen Netzkodizes betreiben. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 16 (angepasst) (16)Um die optimale Verwaltung des Erdgasfernleitungsnetzes in der Gemeinschaft ⌦ Union ⌫ zu gewährleisten, sollte ein Europäischer Verbund der Fernleitungsnetzbetreiber für Gas („ENTSO (Gas)“) ⌦ vorgesehen ⌫ gegründet werden. Die Aufgaben des ENTSO (Gas) sollten unter Einhaltung der Wettbewerbsvorschriften der Gemeinschaft ⌦ Union ⌫ durchgeführt werden, die für die Entscheidungen des ENTSO (Gas) weiter gelten. Die Aufgaben des ENTSO (Gas) sollten genau definiert werden, und seine Arbeitsmethode sollte so konzipiert sein, dass sie Effizienz, Transparenz und die repräsentative Natur des ENTSO (Gas) gewährleistet. Die vom ENTSO (Gas) ausgearbeiteten Netzkodizes sollen die für rein inländische Angelegenheiten erforderlichen nationalen Netzkodizes nicht ersetzen. Da durch einen Ansatz, der auf die regionale Ebene abstellt, wirksamere Fortschritte erzielt werden können, sollten die Fernleitungsnetzbetreiber innerhalb der Gesamtstruktur, die der Zusammenarbeit dient, regionale Strukturen schaffen und gleichzeitig sicherstellen, dass die auf regionaler Ebene erzielten Ergebnisse mit den auf ⌦ Unionsebene ⌫ Gemeinschaftsebene festgelegten Netzkodizes und nicht bindenden zehnjährigen Netzentwicklungsplänen vereinbar sind. Die Zusammenarbeit innerhalb solcher regionalen Strukturen setzt die effektive Trennung der Netztätigkeiten von den Erzeugungs- und Versorgungstätigkeiten voraus. Fehlt eine solche Trennung, so kann es bei der regionalen Zusammenarbeit zwischen den Übertragungsnetzbetreibern zu wettbewerbswidrigem Verhalten kommen. Die Mitgliedstaaten sollten auf regionaler Ebene die Zusammenarbeit fördern und die Effektivität des Netzes beobachten. Die Zusammenarbeit auf regionaler Ebene sollte mit den Fortschritten bei der Schaffung eines wettbewerbsbestimmten und effizienten Erdgasbinnenmarkts ⌦ Binnenmarktes für Gase ⌫ vereinbar sein. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 17

Alle Marktteilnehmer haben ein Interesse an der Arbeit, die vom ENTSO (Gas) erwartet wird. Effektive Konsultationen sind daher unerlässlich und vorhandene Einrichtungen, die zur Erleichterung und zur Straffung des Konsultationsprozesses geschaffen wurden, z. B. die Europäische Gesellschaft zur Vereinfachung/Harmonisierung des Gashandels, nationale Regulierungsbehörden oder die Agentur, sollten eine wichtige Rolle spielen. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 18 (angepasst) ⇨ neu (17)Um größere Transparenz beim Aufbau des Erdgasfernleitungsnetzes in der Gemeinschaft ⌦ Union ⌫ zu gewährleisten, sollte der ENTSO (Gas) ⇨ auf der Grundlage eines gemeinsamen Szenarios und des integrativen Modells ⇦ einen nicht bindenden gemeinschaftsweiten ⌦ unionsweiten ⌫ zehnjährigen Netzentwicklungsplan (im Folgenden „gemeinschaftsweiter ⌦ unionsweiter ⌫ Netzentwicklungsplan“) erstellen, veröffentlichen und regelmäßig aktualisieren. Praktikable Erdgasfernleitungsnetze und erforderliche regionale Netzverbindungen, die aus wirtschaftlicher Sicht oder im Hinblick auf die Versorgungssicherheit relevant sind, sollten in diesem Netzentwicklungsplan enthalten sein. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 19 ⇨ neu (18)Für die Verbesserung des Wettbewerbs durch liquide Großhandelsgasmärkte ist von entscheidender Bedeutung, dass Gas unabhängig davon, wo es sich im Netz befindet, gehandelt werden kann. Dies lässt sich nur dadurch erreichen, dass den Netznutzern die Möglichkeit eingeräumt wird, Ein- und Ausspeisekapazitäten unabhängig voneinander zu buchen, was zur Folge hat, dass der Gastransport durch Zonen erfolgt, statt Vertragswegen zu folgen. ⇨ Damit Kapazitäten an Ein- und Ausspeisepunkten unabhängig voneinander gebucht werden können, sollten die für einen Einspeisepunkt festgelegten Tarife daher nicht mit dem für einen Ausspeisepunkt festgelegten Tarif verknüpft sein und umgekehrt, d. h. sie sollten für diese Punkte separat angeboten werden, und der Tarif sollte das Einspeise- und Ausspeiseentgelt nicht in einem einzigen Preis bündeln. ⇦ Bereits auf dem 6. Madrider Forum am 30./31. Oktober 2002 haben die meisten Interessengruppen ihre Präferenz für Einspeise-/Ausspeisesysteme zur Förderung des Wettbewerbs geäußert. Die Tarife sollten nicht von der Transportroute abhängig sein. Der für einen oder mehrere Einspeisepunkte festgelegte Tarif sollte daher nicht mit dem für einen oder mehrere Ausspeisepunkte festgelegten Tarif verknüpft sein und umgekehrt. ⇩ neu (19)Die Verordnung (EU) Nr. 312/2014 der Kommission zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen enthält Vorschriften für die Festlegung technischer Vorschriften, aus denen ein Bilanzierungssystem besteht, ermöglicht aber unterschiedliche Entscheidungen über die Gestaltung des Bilanzierungssystems, das auf ein einzelnes Einspeise-/Ausspeisesystem angewandt wird. Die Kombination der getroffenen Entscheidungen führt zu einem bestimmten Bilanzierungssystem, das für ein Einspeise-/Ausspeisesystem gilt, wobei die Einspeise-/Ausspeisesysteme derzeit im Wesentlichen den Hoheitsgebieten der Mitgliedstaaten entsprechen. (20)Die Netznutzer sollten die Verantwortung für die Ausgeglichenheit ihrer Ein- und Ausspeisungen tragen; dazu sollten Handelsplattformen eingerichtet werden, um den Gashandel zwischen den Netznutzern zu erleichtern. Im Interesse einer besseren Integration erneuerbarer und CO2-armer Gase innerhalb des Einspeise-/Ausspeisesystems sollte die Bilanzierungszone auch die Verteilernetzebene umfassen. Der virtuelle Handelspunkt sollte genutzt werden, um Gas zwischen den Ausgleichskonten der Netznutzer auszutauschen. 🡻 715/2019 Erwägungsgrund 20 (21)Im Kontext des nichtdiskriminierenden Netzzugangs für Fernleitungsnetzbetreiber ist unter harmonisierten Transportverträgen nicht zu verstehen, dass die Bedingungen in den Transportverträgen eines bestimmten Fernleitungsnetzbetreibers eines Mitgliedstaats mit den Bedingungen in den Transportverträgen eines anderen Fernleitungsnetzbetreibers dieses oder eines anderen Mitgliedstaats identisch sein müssen, es sei denn, dass Mindestanforderungen festgelegt sind, denen alle Transportverträge genügen müssen. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 21 In den Gasnetzen bestehen erhebliche vertraglich bedingte Engpässe. Die Grundsätze des Engpassmanagements und der Kapazitätszuweisung bei neuen oder neu verhandelten Verträgen beruhen daher auf der Freigabe ungenutzter Kapazitäten, wobei es den Netznutzern ermöglicht wird, kontrahierte Kapazität zu verpachten oder weiter zu verkaufen, und auf der Verpflichtung der Fernleitungsnetzbetreiber, dem Markt ungenutzte Kapazität zumindest für den folgenden Gastag (auf „Day-ahead“-Basis) und als unterbrechbare Kapazität anzubieten. Angesichts des hohen Anteils von Altverträgen und der Notwendigkeit, gleiche Wettbewerbsbedingungen für die Nutzer neuer Kapazitäten und für die Nutzer vorhandener Kapazitäten zu schaffen, sollten jene Grundsätze auf die gesamte kontrahierte Kapazität, auch auf Altverträge, Anwendung finden.

🡻 715/2019 Erwägungsgrund 22 Wenngleich physische Netzengpässe in der Gemeinschaft derzeit selten ein Problem sind, könnten sie in der Zukunft zu einem solchen werden. Daher müssen Grundprinzipien dafür festgelegt werden, wie in solchen Fällen die Kapazitäten auf überlasteten Netzen zugewiesen werden. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 23 Die Marktbeobachtung, die die nationalen Regulierungsbehörden und die Kommission in den letzten Jahren durchgeführt haben, hat gezeigt, dass die derzeit geltenden Transparenzanforderungen und Regeln für den Infrastrukturzugang nicht ausreichen, um einen echten, gut funktionierenden, offenen und effizienten Erdgasbinnenmarkt sicherzustellen. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 24 (22)Damit alle Marktteilnehmer die gesamte Angebots- und Nachfragesituation bewerten und die Gründe für Änderungen des Großhandelspreises nachvollziehen können, ist ein gleicher Zugang zu Informationen über den physischen Zustand und die Effizienz des Netzes erforderlich. Dieser umfasst genauere Informationen über Angebot und Nachfrage, Netzkapazität, Lastflüsse und Wartungsarbeiten, Ausgleich von Mengenabweichungen und Verfügbarkeit und Zugang zu Speicheranlagen. Die Bedeutung dieser Informationen für das Funktionieren des Marktes setzt voraus, dass die aus Gründen der Vertraulichkeit für die Veröffentlichung bestehenden Einschränkungen abgeschwächt werden. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 25 (23)Die Vertraulichkeitserfordernisse für wirtschaftlich sensible Informationen sind jedoch besonders wichtig, wenn geschäftsstrategische Daten des Unternehmens betroffen sind, wenn es nur einen Nutzer einer Speicheranlage gibt oder wenn Daten zu Ausspeisepunkten innerhalb eines Netzes oder Teilnetzes betroffen sind, die nicht mit einem anderen Fernleitungs- oder Verteilernetz, sondern mit einem einzigen Industriekunden verbunden sind, sodass durch die Veröffentlichung dieser Daten vertrauliche Informationen über den Produktionsprozess dieses Kunden offenbart würden. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 26 (24)Zur Stärkung des Vertrauens in den Markt müssen die Marktteilnehmer sicher sein, dass missbräuchliches Verhalten mit wirksamen, verhältnismäßigen und abschreckenden Sanktionen belegt werden kann. Die zuständigen Behörden sollten die Befugnis erhalten, Fälle von behauptetem Marktmissbrauch wirksam zu untersuchen. Hierzu ist es erforderlich, dass die zuständigen Behörden Zugang zu Daten haben, die Aufschluss über betriebliche Entscheidungen der Versorgungsunternehmen geben. Auf dem Gasmarkt werden alle diese Entscheidungen den Netzbetreibern in Form von Kapazitätsreservierungen, Kapazitätsnominierungen und erfolgten Lastflüssen mitgeteilt. Die Netzbetreiber sollten solche Informationen den zuständigen Behörden in leicht zugänglicher Weise eine bestimmte Zeit lang zur Verfügung halten. Die zuständigen Behörden sollten zudem die Einhaltung der Regeln durch die Fernleitungsnetzbetreiber regelmäßig beobachten. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 27 ⇨ neu (25)Der Zugang zu Speicheranlagen Gasspeicheranlagen ⇨ für Erdgas ⇦ und zu Anlagen für verflüssigtes Erdgas („LNG-Anlagen“) ist in einigen Mitgliedstaaten unzureichend, weshalb die Umsetzung der geltenden Regelungen verbessert werden muss ⇨ , auch in Bezug auf die Transparenz. Bei dieser Verbesserung sollten das Potenzial und die verstärkte Nutzung erneuerbarer und CO2-armer Gase für diese Anlagen im Binnenmarkt berücksichtigt werden. ⇦ Die Gruppe der europäischen Regulierungsbehörden für Elektrizität und Erdgas kam nach ihrer Marktbeobachtung zu dem Schluss, dass die freiwilligen Leitlinien für die gute Praxis in Bezug auf den Zugang Dritter für Betreiber von Speicheranlagen, die von allen Interessengruppen im Rahmen des Madrider Forums vereinbart wurden, unzureichend angewandt werden und daher verbindlich gemacht werden müssen.

🡻 715/2009 Erwägungsgrund 28 (26)Von den Fernleitungsnetzbetreibern betriebene, nichtdiskriminierende und transparente Ausgleichssysteme für Erdgas sind wichtige Mechanismen, insbesondere für neue Marktteilnehmer, die möglicherweise größere Schwierigkeiten als bereits in einem relevanten Markt etablierte Unternehmen haben, ihr gesamtes Verkaufsportfolio auszugleichen. Daher müssen Regeln festgelegt werden, die gewährleisten, dass die Fernleitungsnetzbetreiber solche Mechanismen in einer Weise handhaben, die mit nichtdiskriminierenden, transparenten und effektiven Netzzugangsbedingungen vereinbar ist. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 29 Der Handel mit primären Kapazitätsrechten spielt bei der Entwicklung eines wettbewerbsoffenen Marktes und für die Entstehung von Liquidität eine wichtige Rolle. Diese Verordnung sollte daher Grundregeln hierfür festlegen. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 30 ⇨ neu (27)Die nationalen Regulierungsbehörden sollten die Einhaltung dieser Verordnung und der gemäß dieser Verordnung erlassenen ⇨ Netzkodizes und ⇦ Leitlinien gewährleisten. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 31 (angepasst) ⇨ neu (28)In den Leitlinien im Anhang dieser Verordnung sind spezielle, ausführliche ⌦ ausführlichere Vorschriften ⌫ Umsetzungsregeln festgelegt, die auf den Zweiten Leitlinien für die gute Praxis beruhen. Diese Regeln werden ⇨ sollten ⇦ im Laufe der Zeit unter Berücksichtigung der Besonderheiten der nationalen Erdgasnetze ⇨ und deren Entwicklung gegebenenfalls weiterentwickelt werden ⇦ gegebenenfalls weiterzuentwickeln sein. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 32 (29)Wenn die Kommission Änderungen der Leitlinien im Anhang dieser Verordnung vorschlägt, sollte sie sicherstellen, dass alle von diesen Leitlinien betroffenen und durch Fachverbände vertretenen einschlägigen Kreise und die Mitgliedstaaten zuvor im Rahmen des Madrider Forums angehört werden. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 33 (30)Die Mitgliedstaaten und die zuständigen nationalen Behörden sollten dazu verpflichtet sein, der Kommission einschlägige Informationen zur Verfügung zu stellen. Informationen dieser Art sollten von der Kommission vertraulich behandelt werden.

🡻 715/2019 Erwägungsgrund 34 (angepasst) ⇨ neu (31)Diese Verordnung und die gemäß dieser Verordnung erlassenen ⇨ Netzkodizes und ⇦ Leitlinien berühren nicht die Anwendung der Wettbewerbsvorschriften der Gemeinschaft ⌦ Union ⌫. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 35 Die zur Durchführung dieser Verordnung erforderlichen Maßnahmen sollten gemäß dem Beschluss 1999/468/EG des Rates vom 28. Juni 1999 zur Festlegung der Modalitäten für die Ausübung der der Kommission übertragenen Durchführungsbefugnisse erlassen werden. 🡻 715/2009 Erwägungsgrund 36 Insbesondere sollte die Kommission die Befugnis erhalten, Leitlinien festzulegen oder zu erlassen, die notwendig sind, um das zur Verwirklichung des Ziels dieser Verordnung erforderliche Mindestmaß an Harmonisierung zu gewährleisten. Da es sich hierbei um Maßnahmen von allgemeiner Tragweite handelt, die eine Änderung nicht wesentlicher Bestimmungen dieser Verordnung durch Hinzufügung neuer nicht wesentlicher Bestimmungen bewirken, sind diese Maßnahmen nach dem Regelungsverfahren mit Kontrolle gemäß Artikel 5a des Beschlusses 1999/468/EG zu erlassen. ⇩ neu (32)Die Mitgliedstaaten und die Vertragsparteien der Energiegemeinschaft sollten in allen Angelegenheiten, die die Entwicklung einer integrierten Gashandelsregion betreffen, eng zusammenarbeiten und keine Maßnahmen ergreifen, die die weitere Integration der Erdgasmärkte oder die Versorgungssicherheit der Mitgliedstaaten und der Vertragsparteien gefährden. (33)Fernleitungsnetzbetreiber könnten die Erlaubnis erhalten, Speicheranlagen für Erdgas ausschließlich für die Ausübung ihrer Funktionen und für Zwecke der Versorgungssicherheit zu reservieren. Diese strategischen Vorräte könnten unbeschadet der Wettbewerbsvorschriften der Union durch gemeinsame Beschaffung mithilfe der Handelsplattformen gemäß Artikel 10 der Verordnung (EU) Nr. 312/2014 der Kommission angelegt werden. Die Fernleitungsnetzbetreiber sollten Erdgas nur zur Ausübung ihrer Funktionen oder im Fall einer erklärten Notsituation gemäß Artikel 11 Absatz 1 der genannten Verordnung entnehmen können, damit Eingriffe in die reguläre Funktionsweise des Marktes vermieden werden. (34)Bei der Marktintegration auf regionaler Ebene sollten die betreffenden Fernleitungsnetzbetreiber und die Regulierungsbehörden Fragen behandeln, die grenzüberschreitende Auswirkungen haben, darunter die Tarifstrukturen, das Bilanzierungssystem, die Kapazitäten an den verbleibenden Grenzübergangspunkten, Investitionspläne und die Ausübung der Aufgaben der Fernleitungsnetzbetreiber sowie der Regulierungsbehörden. (35)Für die Energiewende und die weitere Integration des Gasmarktes ist es erforderlich, die Transparenz hinsichtlich der zulässigen Erlöse oder der Zielerlöse des Fernleitungsnetzbetreibers weiter zu verbessern. Diese Informationen bilden die Grundlage für eine Reihe von Entscheidungen zu den Erdgasnetzen. Beispielsweise ist für die Übertragung von Fernleitungsanlagen von einem Erdgasnetz in ein Wasserstoffnetz oder für die Umsetzung eines Ausgleichsmechanismus zwischen Fernleitungsnetzbetreibern (ITC-Mechanismus) eine höhere Transparenz erforderlich. Klarheit sowohl zur Erdgasnachfrage als auch zu den Kostenprojektionen ist zudem Voraussetzung für die Bewertung der langfristigen Tarifentwicklungen. Dies sollte durch Transparenz hinsichtlich der zulässigen Erlöse sichergestellt werden. Die Regulierungsbehörden sollten insbesondere Informationen zu der Methode bereitstellen, die bei der Berechnung der Erlöse von Fernleitungsnetzbetreibern, des Werts ihres regulierten Anlagevermögens und dessen zeitlicher Abschreibung, des Werts der Betriebsausgaben, der Kapitalkosten von Fernleitungsnetzbetreibern sowie bei der Berechnung der geltenden Anreize und Aufschläge angewandt wird. (36)Die Ausgaben der Fernleitungsnetzbetreiber sind überwiegend Fixkosten. Ihrem Geschäftsmodell und den derzeitigen nationalen Regulierungsrahmen liegt die Annahme zugrunde, dass ihre Netze über lange Zeit genutzt werden und somit lange Abschreibungszeiträume (30 bis 60 Jahre) haben. Vor dem Hintergrund der Energiewende sollten die Regulierungsbehörden daher die Möglichkeit erhalten, die Abnahme der Gasnachfrage im Voraus abzuschätzen, um die Regulierungsvorschriften rechtzeitig anzupassen und Situationen zu vermeiden, in denen die Kostendeckung der Fe