Source: https://www.biogaspartner.de/de/recht/
Timestamp: 2020-01-20 13:11:34
Document Index: 78468727

Matched Legal Cases: ['§ 2', '§ 2', '§ 33', '§ 34', '§ 33', '§ 34', '§ 35', '§ 50', '§37', 'Art. 17']

Recht – biogaspartner
Die rechtlichen Rahmenbedingungen der Biogaseinspeisung in Deutschland sind in verschiedenen Gesetzen und Verordnungen geregelt. Einen gesetzlichen Förderanspruch je kWh für die Einspeisung von Biomethan in das Gasnetz gibt es – anders als für Strom aus erneuerbaren Energien – nicht. Erzeuger von Biomethan müssen das Biomethan vielmehr selbst vermarkten. Die Politik hat einen Instrumentenmix zur Förderung von Biomethan und zur Schaffung entsprechender Nachfragemärkte entwickelt. Einsatzfelder sind neben reinen Wärmeanwendungen insbesondere die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) sowie der Einsatz als Kraftstoff in Gasfahrzeugen. Der gesetzliche Rahmen für die Biogaseinspeisung wird aufgrund der vielen Wertschöpfungsstufen und erforderlichen Prozesse von einer Vielzahl von Regelungen bestimmt.
Wichtigstes Instrument für die Förderung erneuerbarer Energien ist in Deutschland das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Sinn und Zweck des EEG ist der Klima-und Umweltschutz, eine nachhaltige Energieversorgung, die Verringerung der volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung, die Schonung fossiler Ressourcen und die Weiterentwicklung der Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien. Zur Erreichung dieser Ziele sieht das EEG den vorrangigen Anschluss von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien an die Stromnetze der allgemeinen Versorgung sowie die vorrangige Abnahme, Übertragung und Verteilung des erzeugten Stroms vor. Neben diesen netzbezogenen Ansprüchen steht Betreibern von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien außerdem eine finanzielle Förderung zu, deren Höhe seit Inkrafttreten des EEG 2017 vorwiegend in Rahmen von Ausschreibungen ermittelt wird.
Das EEG gewährt für Betreiber von Blockheizkraftwerken (BHKW), die Gas aus dem Erdgasnetz entnehmen, eine Förderung für jede erzeugte kWh Strom, wenn der Betreiber nachweist, dass in dem jeweiligen Kalenderjahr mindestens genauso viel Biomethan in das deutsche Erdgasnetz eingespeist wurde wie zur Stromerzeugung in dem BHKW ausgespeist worden ist. In diesem Fall erhält der Betreiber des Biomethan-BHKW eine finanzielle Förderung, die es ihm im Idealfall ermöglicht, dem Biogaseinspeiser einen auskömmlichen Biomethanpreis zu zahlen. Wird das Biomethan in neuen, seit Inkrafttreten des EEG 2017 in Betrieb genommenen BHKW mit einer installierten Leistung größer 150 kW eingesetzt, besteht der Anspruch auf finanzielle Förderung nur, wenn der Anlagenbetreiber zuvor erfolgreich an einer Ausschreibung teilgenommen hat. Bei Verstromung in bereits vor 2017 mit erneuerbaren Energien betriebenen BHKW ergibt sich die Höhe des Vergütungsanspruchs hingegen aus dem Gesetz. Wobei sich die Höhe der Förderung dann unter anderem danach bestimmt, welche Stoffe für die Biogaserzeugung zum Einsatz gekommen sind. Dabei ist es auch möglich, das eingesetzte Biomethan bei Verwendung unterschiedlicher Einsatzstoffe bilanziell zu teilen.
Der Betreiber muss für die finanzielle Förderung nachweisen, dass er den Strom in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) erzeugt hat (Wärmenutzungspflicht) und verschiedene technische Voraussetzungen und Dokumentationspflichten (Einsatzstoff-Tagebuch) erfüllen.
Weitere Voraussetzung ist, dass für den gesamten Transport des Biomethans von der Biogasaufbereitungsanlage bis zum BHKW Massenbilanzsysteme verwendet werden.
Die Förderung wird für das Jahr der Inbetriebnahme des BHKW und weitere 20 Jahre in gleichbleibender Höhe gezahlt. Hierdurch kann das Biomethan effizient in KWK-Anlagen eingesetzt werden, die an Orten mit einer entsprechenden Wärmenachfrage betrieben werden.
Das EEG ist erstmals im Jahr 2000 in Kraft getreten und wurde inzwischen mehrfach novelliert. Die letzte große Novelle (EEG 2017) trat am 1. Januar 2017 in Kraft. Mit dem EEG 2017 ist nun auch für Biomethan-BHKW die grundlegende Umstellung des EEG-Fördersystems erfolgt: Während die Vergütungssätze früher gesetzlich festgelegt worden sind, soll die Förderhöhe künftig weitestgehend im Rahmen von Ausschreibungen ermittelt werden.
Betreiber aller seit 2012 in Betrieb genommener Biomethan-BHKW müssen den Strom aus ihren Anlagen direkt vermarkten, wobei sie eine Förderung in Form der gleitenden Marktprämie erhalten können. Die Pflicht zur Direktvermarktung gilt für alle seit dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommenen Neuanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 750 kW. Zum 1. August 2014 wurde die Schwelle dann auf eine installierte Leistung von höchstens 500 kW abgesenkt. Zum 1. Januar 2016 sank die Schwelle auf 100 kW.
Für Anlagen, die vor dem 1. Januar 2017 in Betrieb genommen wurden, besteht der Anspruch auf die Marktprämie oder die Einspeisevergütung auch weiterhin in der gesetzlich festgelegten Höhe. Auch können Betreiber von Bestandsanlagen eine Flexibilitätsprämie in Anspruch nehmen. Allerdings ist die Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie seit dem 1. August 2014 auf einen bundesweiten Netto-Gesamtzubau installierter Leistung von 1.350 MW gedeckelt.
Der weitere Zubau von Biomasse- und Biogasanlagen wurde bereits durch das EEG 2014 stark abgebremst: Der Gesetzgeber hatte dort ab dem Jahr 2016 bei einer Überschreitung eines Zubaus von 100 MW (brutto) jährlich eine zubauabhängige Erhöhung der Degression von 0,5 auf 1,27 Prozent vorgesehen. Auch wurde bereits mit dem EEG 2014 die Höhe der Förderung erheblich gekürzt. Insbesondere wurden die bislang für den Einsatz bestimmter Einsatzstoffe vorgesehenen erhöhten Vergütungen und der Gasaufbereitungsbonus ersatzlos gestrichen.
Seit Inkrafttreten des EEG 2017 müssen sämtliche neu in Betrieb genommenen Biomasseanlagen gemeinsam an einer jährlichen Ausschreibung teilnehmen, in der sie sich ihren individuellen Fördersatz in Form des anzulegenden Wertes zur Berechnung der Marktprämie selbst „ersteigern“ müssen. Eine Differenzierung nach Einsatzstoffen erfolgt ebenso wenig wie eine Differenzierung nach Anlagengröße oder -technik. Damit stehen künftig sämtliche Technologien zur Stromerzeugung aus Biomasse miteinander im Wettbewerb. Lediglich kleine Neuanlagen mit einer installierten Leistung bis einschließlich 150 kW, Bestandsanlagen und bestimmte „Übergangsanlagen“ (Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2019 und Genehmigung vor dem 1. Januar 2017) erhalten auch unter Geltung des EEG 2017 weiterhin einen gesetzlich vorgegebenen Fördersatz. An der Direktvermarktungspflicht ab einer installierten Leistung von 100 kW ändert dies aber nichts.
Ausgeschrieben wird jeweils zum 1. September jeden Jahres das gesetzlich bestimmte Ausbauvolumen installierter Leistung (2017 bis 2019: je 150 MW, 2020 bis 2022: je 200 MW), wobei jeweils die in Betrieb genommenen Anlagen mit gesetzlicher Förderung abgezogen werden. Das Verfahren wird von der Bundesnetzagentur abgewickelt.
Die Bieter können dann angeben, welchen anzulegenden Wert sie für den wirtschaftlichen Betrieb ihrer Anlage über 20 Jahre Förderzeitraum pro Kilowattstunde installierter Leistung benötigen. Die günstigsten Gebote erhalten den Zuschlag, bis das Ausschreibungsvolumen erschöpft ist. Die bezuschlagten Neuanlagen erhalten dann die Marktprämie mit dem anzulegenden Wert, den sie selbst geboten haben (sogenanntes Gebotspreisoder „pay-as-bid“-Verfahren). Dabei dürfen für Neuanlagen keine Gebote berücksichtigt werden, die den gesetzlich vorgegebenen Höchstwert von 14,88 ct/kWh übersteigen. Eine höhere Förderung als dieser – degressiv absinkende – Betrag kann künftig also nicht mehr erzielt werden. Bei der Teilnahme an der Ausschreibung muss eine Sicherheit in Höhe von 60 Euro pro kWh gebotener installierter Leistung bei der Bundesnetzagentur hinterlegt werden. Denn wird die Anlage nach dem Zuschlag nicht innerhalb einer vorgegebenen Zeit realisiert, werden Strafzahlungen fällig.
Für in der Ausschreibung bezuschlagte Biomethan-BHKW gelten künftig verschiedene Einschränkungen: So haben bezuschlagte Biomethan-BHKW einen Anspruch auf Förderung nur für eine Jahresdurchschnittsleistung, die 50 Prozent des Wertes der installierten Leistung entspricht. Sie müssen ihre Anlage leistungstechnisch also doppelt überbauen und die entsprechend erhöhte installierte Leistung in der Ausschreibung anbieten. Für darüber hinausgehende Strommengen entfällt in der Direktvermarktung die Marktprämie, der Anlagenbetreiber erhält lediglich seinen Markterlös. Allerdings können Anlagenbetreiber für die gesamte installierte Leistung einen sog. Flexibilitätszuschlag i. H. v. 40 Euro pro kW und Jahr beanspruchen.
Außerdem darf bei bezuschlagten Anlagen nur solches Biomethan eingesetzt werden, bei dessen Erzeugung der Anteil von Mais (Ganzpflanze) und Getreidekorn einschließlich Corn-Cob-Mix und Körnermais sowie Lieschkolbenschrot in einem Kalenderjahr insgesamt höchstens 50 (ab 2019: 47; ab 2021: 44) Masseprozent betragen (sogenannter Maisdeckel) hat.
Bei Biomasseanlagen können – anders als bei den anderen Energieträgern Wind und Solarenergie – auch Bestandsanlagen unter besonderen Voraussetzungen an der jährlichen Ausschreibung teilnehmen und sich so eine einmalige Verlängerung ihres Förderzeitraums um zehn Jahre sichern. Diese Option haben aber nur solche Altanlagen, deren bisheriger Förderanspruch für nur noch höchstens acht Jahre besteht. Für die Betreiber von Biomethan-BHKW dürfte diese Option nur in seltenen Ausnahmefällen von Interesse sein.
Bereits mit dem EEG 2014 wurde außerdem eine Sonderregel für auf Biomethan umgestellte Erdgas-BHKW eingeführt, die mit dem EEG 2017 ergänzt wurde. Hintergrund ist, dass durch die mit dem EEG 2014 geänderte Inbetriebnahmedefinition nach einer Umstellung eines fossilen BHKW auf Biomethan der Umstellungszeitpunkt als (Neu-)Inbetriebnahme im Sinne des EEG gilt. Da sich die anwendbare Gesetzesfassung nach dem Inbetriebnahmezeitpunkt der Anlage richtet, kann in einem solchen Fall nur noch eine – deutlich – geringere Förderung erzielt werden. Zum Schutz bestehender und in Umsetzung befindlicher Gasaufbereitungsprojekte wurde eine Sonderregelung eingeführt, nach der unter bestimmten Voraussetzungen der alte Inbetriebnahmebegriff weitergilt, nach dem es bei ehemals fossil betriebenen BHKW auf die erstmalige Stromerzeugung aus Erdgas ankam. Erste wesentliche Voraussetzung hierfür ist jedoch, dass das verstromte Biomethan aus einer bereits bestehenden Gasaufbereitungsanlage stammt. Außerdem muss der Anlagenbetreiber in diesem Fall einen sogenannten „Stilllegungsnachweis“ erbringen. Er muss also nachweisen, dass vor der erstmaligen Stromerzeugung aus Biomethan in seiner Anlage ein anderes bestehendes Biomethan-BHKW endgültig stillgelegt wurde. Mit dem EEG 2017 wird insoweit klargestellt, dass mehrere Stilllegungsnachweise einzelner Anlagen auch gemeinsam für eine größere Anlage verwendet werden können und ein Stilllegungsnachweis einer größeren Anlage auf mehrere kleinere Anlagen aufgeteilt werden kann.
Kraft-Wärme-Kopplungsges(KWKG) und KWK-Ausschreibungsverordnung
Wird Biomethan in Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung eingesetzt, kommt alternativ zu einer Förderung nach dem EEG auchdie Inanspruchnahme des sog. KWK-Zuschlags nach dem KWKG in Betracht. Die nach dem KWKG gewährte Förderung bleibt jedoch deutlich hinter der Förderung nach dem EEG zurück, sodass dieses Vorgehen nur in Ausnahmefällen sinnvoll erscheint.
Die im August 2017 auf Grundlage des KWKG in Kraft getretene KWK-Ausschreibungsverordnung allerdings setzt einen spezifischen Anreiz für die Nutzung von Biomethan. So sieht die Verordnung für die Jahre 2018 bis 2021 für sog. innovative KWK-Systeme ein gesondertes Ausschreibungsvolumen vonjährlich 50 MW und einen Höchstwert von 12,0 ct/kWh vor.
Für innovative KWK-Systeme gelten dabei spezielle Anforderungen. So muss der Anteil „innovativer erneuerbarer Wärme“ bei mindestens 30 Prozent (ab 2021: 35 Prozent) der Referenzwärme liegen. Wird in dem innovativen KWK-System Gas eingesetzt – was etwa bei gasbetriebenen Wärmepumpen der Fall ist – muss es sich um gasförmige Biomasse, also Biogas oder Biomethan, handeln. Der Einsatz von Biomethan wird zudem dadurch honoriert, dass in den ersten fünf Jahren die Nutzung von Biomethan in der KWK-Anlage des innovativen KWK-Systems in Höhe von maximal 5 Prozentpunkten auf die Erfüllung des verpflichtenden 30- bzw. 35-Prozent-Anteils erneuerbarer Wärme angerechnet wird.
Die seit 2001 geltende Biomasseverordnung regelt für den Anwendungsbereich des EEG, welche Stoffe als Biomassegelten, welche technischen Verfahren zur Stromerzeugung aus Biomasse in den Anwendungsbereich des Gesetzes fallen und welche Umweltanforderungen bei der Erzeugung von Strom aus Biomasse einzuhalten sind. Biomasse im Sinne der Biomasseverordnung sind Energieträger aus Phyto- und Zoomasse. Hierzu gehören auch Folge- und Nebenprodukte, Rückstände sowie Abfälle, deren Energiegehalt aus Phyto- und Zoomasse stammt. Die Definition von Biomasse schließt in § 2 Absatz 2 und Absatz 3 auch durch anaerobe Vergärung erzeugtes Biogas ein. Ausgeschlossen wird Biogas, das aus den folgenden Stoffen erzeugt wird (§ 2 Absatz 3, Nummer 2):
gemischte Siedlungsabfälle aus privaten Haushalten einschließlich ausgelöster Biomassefraktionen,
Hafenschlick und Gewässerschlämme,
Klärschlamm, soweit dessen Anteil am Vergärungssubstrat 10 Gewichtsprozent übersteigt.
Die BiomasseV enthält zusätzlich eine Negativliste von weiteren Stoffen, die nicht als finanziell förderfähige Biomasse gelten (z. B.Altholz, Papier oder Textilien). Für Anlagen, die unter das EEG2012 fallen, regelt die BiomasseV außerdem, welche Substrateden Einsatzstoffklassen I und II zuzuordnen sind, für die nachdem EEG 2012 erhöhte Vergütungen verlangt werden können.
Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz ( EEWärmeG)
Das Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG) ist Anfang 2009 in Kraft getreten und wurde im Mai 2011 an die EU-Gesetzgebung angepasst. Im Jahr 2020 sollen gemäß EEWärmeG 14 Prozent des Wärme- und Kältebedarfs (Endenergieverbrauch) in Deutschland aus erneuerbaren Energien stammen.
Nutzungspflicht für Neubauten
Nutzungspflicht für bestehende öffentliche Gebäude
Vorbildfunktion öffentlicher Gebäude
Finanzielle Förderung in Form von Förderprogrammen
Gezielte Förderung der Nutzung von Wärmenetzen
Eigentümer von neu errichteten Gebäuden sind verpflichtet,zu einem bestimmten Anteil erneuerbare Energien für ihreWärmeversorgung zu nutzen oder Ersatzmaßnahmen nachzuweisen (z. B. KWK-Nutzung oder Energieeinsparleistungen). Die Nutzungspflicht für Neubauten trifft alle Eigentümer (Private,Staat, Wirtschaft), wobei im öffentlichen Bereich teilweise auch der Gebäudebestand erfasst ist. Genutzt werden können alleFormen von erneuerbaren Energien, auch in Kombination.
Bei der Nutzung von Biogas gilt die Pflicht grundsätzlich als erfüllt, wenn der Wärmeenergiebedarf des jeweiligen Gebäudes zu 30 Prozent hieraus gedeckt wird. Die Nutzung des Biogases muss dabei in einer KWK-Anlage erfolgen.
Im Fall der Nutzung von Biomethan sind bei der Aufbereitung des Rohbiogases die Anforderungen nach den im EEG 2012 geregelten Effizienz- und Klimaschutzanforderungen (Methanemission≤ 0,2 Prozent, Stromverbrauch max. 0,5 kWh pro Nm3 Rohgas, Prozesswärme aus erneuerbaren Energien oder Abwärme der Aufbereitungs- bzw. Einspeiseanlage) sowie die Vorgaben an die Nutzung von Massenbilanzsystemen einzuhalten.
Die Bundesregierung beabsichtigt derzeit, den Rechtsrahmen für die Effizienzanforderungen und den Einsatz von erneuerbaren Energien in einem Gebäudeenergiegesetz zu vereinheitlichen.
Vorrangiger Netzanschluss
Nach § 33 GasNZV sind Netzbetreiber auf allen Druckstufen verpflichtet, Anlagen auf Antrag vorrangig und unverzüglich andas Gasnetz anzuschließen. Die Kosten für den Netzanschlusstragen bis zu zehn km Anschlussleitung der Netzbetreiber (75 Prozent) und der Biogaseinspeiser (25 Prozent) jeweils anteilig. Die Kosten für den Netzanschluss und den ersten Kilometer der Verbindungsleitung sind dabei für den Biogaseinspeiser aufmaximal 250.000 € gedeckelt. Die Einspeisung von Biogas kann vom Netzbetreiber nach § 34 Absatz 2 Satz 2 GasNZV nicht mit dem Hinweis auf bestehende Kapazitätsengpässe im Netz verweigertwerden. Netzbetreiber und Biogaseinspeiser sollen für die Errichtung des Netzanschlusses einen Realisierungsfahrplan nach § 33 Absatz 7 GasNZV vereinbaren, der der Bundesnetzagentur vorgelegt wird. Der Netzbetreiber ist Eigentümer des Netzanschlusses und trägt die Kosten für Wartung und Betrieb.
Vorrangiger Netzzugang
Nach § 34 GasNZV haben Netzbetreiber Ein- und Ausspeiseverträge vorrangig mit Transportkunden von Biomethan zu schließen, soweit diese Gase netzkompatibel sind. Zugleich ist der Netzbetreiber zur Vornahme aller wirtschaftlich zumutbaren Aufwendungen verpflichtet, um die technische Aufnahmefähigkeit des Netzes zu optimieren und eine Verfügbarkeit von mindestens 96 Prozent sicherzustellen.
Für Biogas-Transportkunden sieht § 35 GasNZV besondere Regelungen zum erweiterten Bilanzausgleich bei der Biogasbilanzierung vor. Während der Netzbetreiber für Erdgas-Transportkunden innerhalb des Bilanzkreises eine unvergütete Ausgleichsmöglichkeit lediglich innerhalb enger stündlicher Toleranzgrenzen anbieten muss, ist er in Bezug auf ausschließliche Biogas-Bilanzkreise dazu verpflichtet, einen Flexibilitätsrahmen von 25 Prozent anzubieten.
Der Flexibilitätsrahmen gilt dabei für den besonderen Biogas-Bilanzierungszeitraum von zwölf Monaten. Innerhalb dieses Bilanzierungszeitraums bezieht sich der Flexibilitätsrahmen auf die kumulierte Abweichung der eingespeisten von der ausgespeisten Menge. Für die Nutzung des tatsächlich in Anspruch genommenen Flexibilitätsrahmens ist ein pauschaliertes Entgelt von 0,1 ct/kWh an den Netzbetreiber zu entrichten.
In den Arbeitsblättern des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches e. V. (DVGW) sind die grundlegenden Anforderungen an Gase in Netzen der öffentlichen Versorgung festgelegt. Grundlage für die Beschaffenheit von Gasen aus erneuerbaren Quellen ist das DVGW-Arbeitsblatt G 262. Sofern das hergestellte Biogas in das öffentliche Gasnetz eingespeist werden soll, muss es den Anforderungen des DVGW-Arbeitsblattes G 260 entsprechen und insbesondere den Anforderungen der zweiten Gasfamilie mit der vor Ort vorhandenen Gruppe genügen.
Im DVGW-Arbeitsblatt G 265-1 sind die Mindestanforderungen an die Planung, Fertigung, Errichtung, Prüfung und Inbetriebnahme von Biogasaufbereitungs- und -einspeisungsanlagen zusammenfassend dargestellt. Es enthält die Vorgaben an die technische Sicherheit der zur Nutzbarmachung des Biogases erforderlichen Anlagen und deren Komponenten – von der Aufbereitungsanlage über die Verdichtung, Druckregelung, Konditionierung und Messung bis zur Einspeisung in das Gasnetz als Zusatz- bzw. Austauschgas. Das jüngst überarbeitete DVGW-Arbeitsblatt G 415 enthält die Mindestanforderungen an Planung, Bau und Betrieb von Gasleitungen bis zu 5 bar Betriebsdruck, in denen Rohbiogas oder teilaufbereitetes Biogas fortgeleitet wird. Das DVGW-ArbeitsblattG 1030 legt die Anforderungen an die Qualifikation und die Organisation von Betreibern von Anlagen fest, die der Erzeugung, Fortleitung, Aufbereitung, Konditionierung oder Einspeisungvon Biogas dienen. Es enthält damit die Vorgaben an ein technisches Sicherheitsmanagementsystem (TSM) für Biogasanlagen.
Biokraftstoffquotengesetz (BioKraftQuG), Energiesteuergesetz (EnergieStG) und Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG)
Seit 2006 ist in Deutschland vorgeschrieben, dass beim Verkauf von Kraftstoffen ein bestimmter Anteil an Biokraftstoffen beizumischen ist, sog. Biokraftstoffquote. Die eigentlich nur für Diesel- und Ottokraftstoff geltende Quotenverpflichtung kann auch durch den Einsatz von Biomethan in Erdgasfahrzeugen erfüllt werden. Das quotenverpflichtete Mineralölunternehmen kann sich dabei Dritter bedienen (sog. Quotenhandel). Nebender Einführung der Biokraftstoffquote wurden in der Vergangenheit Steuerbegünstigungen für bestimmte Biokraftstoffe wie z. B. Biomethan gewährt. Die Steuererleichterungen für Biokraftstoffe wurden jedoch Schritt für Schritt abgesenkt und liefen Ende 2015 endgültig aus (§ 50 Absatz 2 EnergieStG).
Umgesetzt wurden die Regelungen zur Biokraftstoffquote im Bundes-Immissionsschutzgesetz (vgl. §§37a ff. BImSchG). Seitdem Jahr 2015 wird die energetische Quote durch eine anteilige Treibhausgasminderungspflicht ersetzt. Die Bezugsgröße der Quote wurde also vom energetischen Anteil auf die Netto-Treibhausgasminderung umgestellt. Das bedeutet, die verpflichteten Unternehmen aus der Mineralölwirtschaft müssen seit 2015 nachweisen, dass der von ihnen in Verkehr gebrachte Kraftstoffinsgesamt eine Treibhausgasminderung von zunächst 3,5 Prozent gegenüber einem rechnerischen Referenzwert erbringt, wobei der vorgegebene Minderungssatz seit 2017 auf 4 Prozent gestiegen ist und ab 2020 auf 6 Prozent ansteigt.
Die 2008 novellierte Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU enthielt in Art. 17 bis 19 erstmals sogenannte Nachhaltigkeitskriterien für die Erstellung und Weiterverwendung von Biobrennstoffen. Diese Vorgaben wurden für den Kraftstoffbereich durch die Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von Biokraftstoffen (Biokraft-NachV) sowie für den Strom- und Wärmebereich durch die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) umgesetzt. Die Verordnungen sollen durch ein komplexes Zertifikatssystem bewirken, dass die Herstellung und Weiterverarbeitung von Biobrennstoffen im globalen Maßstab unter Beachtung verbindlicher ökologischer und sozialer Nachhaltigkeitsstandards erfolgt. Dies betrifft im Strom- und Wärmebereich grundsätzlich nur flüssige, im Kraftstoffbereich auch gasförmige Biokraftstoffe wie Biomethan.
Nur im Sinne der Biokraft-NachV nachhaltig hergestellte Biokraftstoffe sollen nach dem Energiesteuergesetz entlastungsberechtigt oder auf die Biokraftstoffquote bzw. die neue Treibhausgasminderungspflicht anrechenbar sein. So kann hier eine Anrechnung nur dann erfolgen, wenn die Anforderungen an den Schutz bestimmter ökologisch besonders wertvoller Lebensräume und die landwirtschaftliche Bewirtschaftung beim Anbau der Biomasse bescheinigt werden können. Außerdem muss bei Berücksichtigung der gesamten Prozesskette ein bestimmtes Treibhausgasminderungspotenzial gegenüber fossilen Kraftstoffen Nachgewiesen werden. Zum 1. Januar 2017 ist die Mindestanforderung von zuvor 35 auf nunmehr 50 Prozent angehoben worden. Zum 1. Januar 2018 ist eine weitere Erhöhung auf dann 60 Prozent vorgesehen. In Deutschland ist die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) die für die Nachhaltigkeitszertifizierung zuständige Stelle.
Zur einheitlichen und vereinfachten Führung des Herkunfts- und Eigenschaftsnachweises für Biogas im Erdgasnetz hat die dena zusammen mit 14 Unternehmen vorwiegend aus der Biogaspartnerschaft das Biogasregister Deutschland aufgebaut. Es hat im Februar 2011 den Betrieb aufgenommen und wird von der dena als Registerführer betrieben. Im Zuge des Aufbaus wurde die Nachweisführung für Vergütungen und Erstattungen für Biogas im Erdgasnetz erstmalig vereinheitlicht.
Sowohl das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) als auch das Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz setzen für die Förderung eines Einsatzes von Biomethan voraus, dass für den gesamten Transport und Vertrieb des Biomethans von seiner Herstellung bis zu seiner Entnahme eine Dokumentation mithilfe von Massenbilanzsystemen erfolgt. Das Biogasregister Deutschland erfüllt die in der Auslegungshilfe zur Massenbilanzierung des BMU genannten Mindestanforderungen an ein Massenbilanzsystem. Seit 2014 ist auch die Bilanzierung von Power-to-Gas-Mengen über das Biogasregister Deutschland möglich.
Auf www.biogasregister.de finden Sie hierzu weitere Informationen.