4 Rechtsrahmen für Power-to-Gas. 4.1 Einleitung. Rechtsanwalt Hartwig von Bredow

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1 4 Rechtsrahmen für Power-to-Gas Rechtsanwalt Hartwig von Bredow von Bredow Valentin Partnerschaft von Rechtsanwälten, Littenstraße 105, Berlin, Tel.: +49 (0) , Einleitung Die zunehmende Erzeugung von Strom aus fluktuierenden erneuerbaren Energien lässt es erforderlich werden, nicht nur den Ausbau der Stromnetze, sondern auch die Speichertechnologien für Strom voranzubringen. Der mit Abstand größte Energiespeicher in Deutschland ist dabei das Erdgasnetz [1]. Wird der Strom aus fluktuierenden erneuerbaren Energien für die Elektrolyse genutzt, kann der auf diese Weise erzeugte Wasserstoff in das Erdgasnetz eingespeist und einer flexiblen Nutzung zugeführt werden. Vor der Einspeisung kann der Wasserstoff gegebenenfalls methanisiert werden. Dabei kommt insbesondere die Nutzung von CO und CO 2 aus Biomasseheizkraftwerken oder Biogasaufbereitungsanlagen in Betracht. Bislang sind in Deutschland erst wenige Pilotanlagen realisiert worden. Die Bundesregierung hat das Potential jedoch erkannt und erste rechtliche Regelungen erlassen, die die Einspeisung von sogenannten Speichergasen erleichtern und fördern sollen. Die Regelungen finden sich im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) [2] und im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) [3] und betreffen die drei Dimensionen Erzeugung, Einspeisung und Nutzung von Speichergasen. Daneben fördert die Bundesregierung Forschungsprojekte zur Wasserstofferzeugung im Rahmen der Förderinitiative Energiespeicher [4]. Der nachfolgende Beitrag beruht auf einen Vortrag, den der Autor im Rahmen der Woche der Energie 2012 am 16. November 2012 an der HAW Hamburg gehalten hat. Der Beitrag hat zum Ziel, den Rechtsrahmen für Power-to-Gas zu skizzieren [5]. Aus rechtlicher Sicht besteht eine Reihe von Brennpunkten im Zusammenhang mit Power-to-Gas. Dieser Beitrag möchte sich den verschiedenen Brennpunkten nähern. Diese sollen daher vorab kurz skizziert werden. 33

2 Zunächst ist neben der Genehmigung von Wasserstofferzeugungsanlagen (Elektrolyseuren), auf die an dieser Stelle nicht näher eingegangen werden soll, der Gasnetzanschluss, die Einspeisung des Speichergases, der Transport des Speichergases im Netz und die Bilanzierung des Gases mit zahlreichen rechtlichen Herausforderungen verbunden (hierzu nachfolgend 4.3). Hinsichtlich des Betriebs des Elektrolyseurs stellen sich weitere Fragen. Dabei geht es um die Standortwahl und den Strombezug, der sowohl über das öffentliche Netz als auch über eine Direktleitung aus einem nahegelegenen Windpark erfolgen kann. Hier stellen sich die Fragen der Vertragsgestaltung sowie energierechtliche Fragestellungen, beispielsweise zu Netzentgelten, Stromsteuer und EEG-Umlage (hierzu nachfolgend 4.4). Weitere rechtliche Fragen ergeben sich im Hinblick auf die Vermarktung des in einem Windpark, der gemeinsam mit einem Elektrolyseur betrieben wird, erzeugten Stroms und auch hinsichtlich einer etwaigen Teilnahme am Regelenergiemarkt (hierzu nachfolgend 4.5). Ein vierter Brennpunkt aus rechtlicher Sicht ist die Vermarktung des Speichergases. Das Speichergas kann grundsätzlich sowohl im BHKW oder im Wärmemarkt angesetzt werden, jedoch auch einer Nutzung im Transportsektor zugeführt werden (hierzu nachfolgend 4.6). 4.2 Power-to-Gas im EnWG und im EEG Die Einspeisung von regenerativ erzeugtem Wasserstoff und SNG ist in besonderer Weise privilegiert Biogas-Definition im EnWG Mit dem Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 26. Juli 2011 [6] ist in 3 Nummer 10c EnWG eine Definition des Begriffs Biogas ergänzt worden. Der Begriff Biogas umfasst danach auch Wasserstoff sowie synthetisch erzeugtes Methan, sofern bei der Erzeugung dieser Stoffe bestimmte Voraussetzungen eingehalten werden. 3 Nummer 10c EnWG hat folgenden Wortlaut: Biogas [ ] sowie Wasserstoff, der durch Wasserelektrolyse erzeugt worden ist, und synthetisch erzeugtes Methan, wenn der zur Elektrolyse eingesetzte Strom und das zur Methanisierung eingesetzte Kohlendioxid oder Kohlenmonoxid jeweils nachweislich weit überwiegend aus erneuerbaren Energiequellen [ ] stammen. 34

3 Ausweislich der Gesetzesbegründung soll von einer weit überwiegenden Herkunft aus erneuerbaren Energien auszugehen sein, wenn der Anteil der erneuerbaren Energien mindestens 80 % beträgt [7]. Der Hintergrund für die Aufnahme der Biogasdefinition in 3 Nummer 10c EnWG und die Erstreckung dieser Definition auch auf Wasserstoff und synthetisch erzeugtes Methan ist, dass der Gesetzgeber hiermit die besondere Privilegien, die für die Biogaseinspeisung insbesondere in der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) [8] vorgesehen sind, auch auf Power-to-Gas ausweiten möchte Definition Speichergas im EEG Auch ins EEG, das der Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien dient, ist Anfang 2012 eine Definition eingeführt worden, die ebenfalls regenerativ erzeugten Wasserstoff und SNG erfasst. In 3 Nummer 9 a EEG 2012 ist Speichergas definiert als jedes Gas, das keine erneuerbare Energie ist, aber zum Zweck der Zwischenspeicherung von Strom aus erneuerbaren Energien ausschließlich unter Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt wird. Anders als das EnWG stellt das EEG keine Anforderungen an die Herkunft des zur Methanisierung eingesetzten Kohlendioxid oder Kohlenmonoxid. Hinsichtlich des Stroms ist zu beachten, dass es anders als im EnWG nicht ausreicht, dass der Strom weit überwiegend (zu mehr als 80 %) aus erneuerbaren Energien stammt. Der Strom muss hier vielmehr zu 100 % aus erneuerbaren Energien stammen. 4.3 Anschluss an das Gasnetz Der Netzanschluss von Biogasanlagen ist speziell im Teil 6 der Gasnetzzugangsverordnung geregelt. Diese Regelungen finden aufgrund der Definition in 3 Nummer 10c EnWG auch auf die Einspeisung von regenerativ erzeugtem Wasserstoff und SNG Anwendung. 35

4 4.3.1 Privilegierter Netzanschluss Kernstück der Sonderprivilegien für den Netzanschluss von derartigen Anlagen ist die Regelung in 33 Absatz 1 Satz 1 GasNZV. Danach haben Netzbetreiber Anlagen auf Antrag eines Anschlussnehmers vorrangig an die Gasversorgungsnetze anzuschließen. Zudem sind die Netzbetreiber nach 33 Absatz 6 Satz 3 GasNZV verpflichtet, in einem Netzanschlussvertrag eine garantierte Mindesteinspeisekapazität zuzusichern. Der Netzbetreiber muss die dauerhafte Verfügbarkeit des Netzanschlusses, mindestens zu 96 % der Jahresstunden, sicherstellen. Hinsichtlich der Netzanschlusskosten sieht die GasNZV erheblich Entlastungen für die Anschlussnehmer vor. Die Anschlussnehmer müssen nur 25 % der Netzanschlusskosten tragen. Der Anschlussnehmeranteil an den Netzanschlusskosten ist zudem im Regelfall auf Euro begrenzt (vgl. 33 Absatz 1 GasNZV). In dem Teil 6 der GasNZV sind die Gründe für eine mögliche Ablehnung des begehrten Anschlusses und der Einspeisung abschließend geregelt. Alleinige Gründe sind demnach die technische Möglichkeit oder die wirtschaftliche Unzumutbarkeit. Kapazitätsengpässe sind hingegen irrelevant, soweit die technisch physikalische Aufnahmefähigkeit des Netzes gegeben ist oder durch wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen hergestellt werden kann (vgl. 33 Absatz 8 GasNZV in Verbindung mit 17 Absatz 2 EnWG) Vorgaben zur Wasserstoffeinspeisung Hinsichtlich der Einspeisung von Wasserstoff stellen sich einige Auslegungsfragen. In der GasNZV ist grundsätzlich geregelt, dass der Anschlussnehmer sicherzustellen hat, dass bei der Einspeisung des Gases die Anforderung der Arbeitsblätter G 260 und G 262 des DVGW eingehalten werden. Diese Arbeitsblätter enthalten hinsichtlich der Einspeisung von Wasserstoff keine rechtlich verbindlichen Begrenzungen oder Ablehnungsgründe. Es ist allerdings anerkannt, dass die Einspeisung von Wasserstoff zu Problemen in Gasnetzen oder bei der nachgelagerten Nutzung führen kann. Insbesondere besteht hier die Gefahr von Wasserstoffblasen in Pendelzonen und der Schädigung sensibler Verbraucher. Vor diesem Hintergrund wird immer wieder argumentiert, dass das Gasnetz eine maximale Aufnahmekapazität für Wasser- 36

5 stoff von 5 Prozent aufweist. Rechtlich gesehen kommt es jedoch auf eine Einzelfallprüfung an. Im Zweifel muss der Netzbetreiber das Gutachten eines Sachverständigen einholen, der genau untersucht, bis zu welcher Menge an der konkreten Stelle Wasserstoff eingespeist werden kann, ohne dass es zu schädlichen Auswirkungen auf das Netz oder die an das Gasnetz angeschlossenen Anschlussnutzer kommt Ablauf des Netzanschlussverfahrens In der Praxis muss ein Anschlussnehmer zunächst ein Netzanschlussbegehren an den Netzbetreiber richten, in welchem er mittelt, an welcher Stelle er die Anlage an das Gasnetz anschließen möchte und mit welcher Kapazität und Gasqualität er einspeisen möchte. Der Netzbetreiber hat auf dieser Grundlage eine umfassende Einzelfallprüfung durchzuführen. Die Kosten für diese Prüfung trägt der Anschlussnehmer [9]. Der Netzbetreiber ist gemäß 34 Absatz 2 Satz 4 GasNZV auch verpflichtet, gegebenenfalls Maßnahmen zur Kapazitätserhöhung zu ergreifen. Dies umfasst neben einer Rückspeisung in ein vorgelagertes Netz auch die Verbindung des vorhandenen Gasnetzes mit anderen Netzes der gleichen Druckstufe, die Schaffung von neuen Netzkopplungspunkten und die Schaffung eines neuen Brennwertbezirkes [10]. Die GasNZV enthält genaue Vorgaben zum Ablauf des Netzanschlussverfahrens [11]. Am Beginn des Netzanschlussverfahrens steht das Netzanschlussbegehren des Anlagenbetreibers. Der Netzbetreiber hat daraufhin innerhalb von zwei Wochen darzulegen, welche Prüfungen voraussichtlich erforderlich sein werden und welche Kosten damit verbunden sind. Der Anschlussnehmer muss dann eine Vorschusszahlung in Höhe von 25 % der Prüfungskosten zahlen. Der Netzbetreiber hat die Prüfung nach Eingang der Vorschusszahlung unverzüglich, spätestens jedoch innerhalb von drei Monaten durchzuführen und das Ergebnis der Netzverträglichkeitsprüfung dem Anschlussnehmer unverzüglich mitzuteilen. Nach Mitteilung des Ergebnisses der Netzverträglichkeitsprüfung muss der Netzbetreiber innerhalb von weiteren drei Monaten ein verbindliches Vertragsangebot vorlegen. Sobald ein Netzanschlussvertrag abgeschlossen worden ist, ist der Netzbetreiber verpflichtet, einen sogenannten Realisierungsfahrplan, in dem die wichtigsten Schritte zur Umsetzung des Netzanschlus- 37

6 ses geregelt sind, vorzulegen. Er hat dann auf Grundlage des Realisierungsfahrplans unverzüglich mit der Planung und Herstellung des Netzanschlusses zu beginnen. Die ersten Praxiserfahrungen haben gezeigt, dass die Netzbetreiber sehr unterschiedlich auf die Anfrage zur Einspeisung von Wasserstoff oder SNG reagieren. Teilweise besteht seitens der Netzbetreiber großes Interesse an den neuen Themen und Herausforderungen. Andere Netzbetreiber sind zurückhaltender und dem Anliegen eher abgeneigt. Aus technischer Sicht bleibt festzuhalten, dass die Einspeisung von Wasserstoff vorwiegend in größere Leitungen mit einer höheren Druckstufe möglich ist. Denn in kleinen Leitungen würde die Wasserstoffkonzentration schnell ein Level erreichen, das mit nachteiligen Auswirkungen verbunden sein kann. Ziel der Projektentwickler sollte es immer sein, die Kooperation mit Netzbetreibern, die tatsächlich Interesse an diesen Themen haben, zu suchen. Die auf die Einspeisung von Biogas zugeschnittenen Regelungen in der GasNZV sind insoweit nicht in jedem Fall hilfreich. Ausgangspunkt der GasNZV ist, dass das Netzanschlussbegehren für einen konkreten Anschlusspunkt gestellt wird. Gerade im Fall der Wasserstoffeinspeisung erscheint es jedoch sachdienlich, insgesamt zu untersuchen, an welcher Stelle in einer Region welche Mengen an Wasserstoff in das Gasnetz eingespeist werden können. 4.4 Standortwahl und Strombezug Hinsichtlich der Standortwahl und dem Strombezug sind verschiedene Aspekte von Bedeutung Standortwahl Zunächst muss der Elektrolyseur oder die Methanisierungsanlage in der Nähe des Gasnetzes errichtet werden. Dabei sollte ein Gasnetz gewählt werden, das aufgrund der Druckstufe und sonstigen Begebenheiten geeignet erscheint, das Speichergas auch tatsächlich aufzunehmen. Eine Möglichkeit der Standortwahl ist, dass der Elektrolyseur bzw. die Methanisierungsanlage zugleich in räumlicher Nähe zu einer Windenergieanlage errichtet wird. 38

7 Dies bietet den Vorteil, dass der Strom aus der Windenergieanlage unter Umständen direkt an den Elektrolyseur geliefert werden kann. Direktlieferung bedeutet dabei, dass eine eigene Leitung zwischen dem Windpark und dem Elektrolyseur verlegt und auf eine Nutzung des öffentlichen Stromnetzes für die Stromlieferung verzichtet wird. Wird der Elektrolyseur bzw. die Methanisierungsanlage nicht in räumlicher Nähe zu einer Stromerzeugungsanlage errichtet, muss der Strom allerdings über das öffentliche Netz bezogen werden. Dies schließt es aus, dass für die Elektrolyse überwiegend solcher Strom genutzt wird, der aufgrund einer Netzüberlastung nicht in das öffentliche Netz eingespeist werden kann. Soweit nicht nur Wasserstoff auch SNG erzeugt werden soll, bietet es sich in besonderer Weise an, die Methanisierungsanlage in unmittelbarer räumlicher Nähe zu einer Biogasaufbereitungsanlage zu errichten. Damit sind verschiedene Vorteile verbunden: Zum einen wird bei der Biogasaufbereitung des CO 2 aus dem Rohbiogas abgeschieden und steht dann für die Nutzung in der Methanisierungsanlage zur Verfügung. Zum anderen können die Biogaseinspeiseanlage und die Methanisierungsanlage den Gasnetzanschluss gemeinsam nutzen. Schließlich können sich auch im Hinblick auf die Stromnutzung Synergien ergeben Strombezug Beim Strombezug ergeben sich auch Kombinationsmöglichkeiten zwischen der Stromdirektlieferung und dem Strombezug aus dem öffentlichen Netz. Dies kann insbesondere dann interessant sein, wenn die Windenergieanlage gemeinsam mit dem Elektrolyseur am Regelenergiemarkt teilnehmen möchte. Im Hinblick auf die Betreibereigenschaft sind zwei Fälle zu unterscheiden: Entweder der Elektrolyseur und die Windenergieanlage werden von zwei verschiedenen Gesellschaften betrieben oder es besteht eine Betreiberidentität. In letzterem Fall ist der Abschluss eines Stromliefervertrages nicht erforderlich (Eigenverbrauch). Befinden sich Windenergieanlage und Elektrolyseur in räumlicher Nähe zueinander oder erfolgt die Stromlieferung ohne Nutzung des öffentlichen Netzes, muss zudem für den selbst verbrauchten Strom keine EEG-Umlage an den Übertragungsnetzbetreiber abgeführt werden ( 37 Absatz 3 Satz 2 EEG). 39

8 Liegen diese Voraussetzungen nicht vor, kommt eine Befreiung von der Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage nur unter den Voraussetzungen des 37 Absatz 4 EEG in Betracht. Danach entfällt der Anspruch des Übertragungsnetzbetreibers auf Zahlung der EEG-Umlage für Strom, der zum Zweck der Zwischenspeicherung an einen elektrischen, chemischen, mechanischen oder physikalischen Stromspeicher geliefert oder geleitet wird, wenn dem Stromspeicher Energie ausschließlich zur Wiedereinspeisung von Strom in das Netz entnommen wird. Dies gilt gemäß 37 Absatz 4 Satz 2 EEG auch für Strom, der zur Erzeugung von Speichergas eingesetzt wird, das in das Erdgasnetz eingespeist wird, wenn das Speichergas unter Berücksichtigung der Anforderung nach 27 c Absatz 1 Nummer 1 und 2 EEG zur Stromerzeugung eingesetzt und der Strom tatsächlich in das Netz eingespeist wird. In der Praxis dürfte diese Regelung zahlreiche Fragen aufwerfen, denn es steht ja erst zu einem späteren Zeitpunkt fest, wie viel Prozent des in das öffentliche Erdgasnetz eingespeisten Speichergases tatsächlich bilanziell zur Stromerzeugung an anderer Stelle genutzt wird. Soweit der in einer Windenergieanlage erzeugte Strom nicht in das öffentliche Stromnetz eingespeist wird, besteht für den Strom auch kein Anspruch auf die EEG- Vergütung. Zwar ist auch eine kaufmännisch-bilanzielle Einspeisung im EEG vorgesehen. Soll der Strom jedoch auch bilanziell in der Wasserstofferzeugungsanlage genutzt werden, scheidet diese Möglichkeit aus. Der Vorteil einer Stromdirektlieferung liegt darin, dass der gelieferte Strom von der Pflicht zur Zahlung der KWK-Umlage, Netzentgelte und Konzessionsabgaben befreit ist. Zudem wird gemäß 9a Absatz 1 Nummer 1 StromStG die Stromsteuer für Strom, der von einem Unternehmen des produzierenden Gewerbes für die Elektrolyse entnommen wird, auf Antrag erlassen bzw. erstattet. Davon abgesehen ist Strom, der aus (Windenergie-)Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von bis zu zwei MW erzeugt wird und im räumlichen Zusammenhang zu der Anlage entnommen wird, von vornherein von der Stromsteuer befreit. Zu beachten ist dabei, dass mehrere (Windenergie-)Anlagen, die sich in räumlichem Zusammenhang befinden, hinsichtlich der 2-MW-Grenze zusammengerechnet werden [12]. 40

9 Sofern der Strom nicht direkt über eine eigene Leitung aus einer Windenergieanlage oder einer anderen Stromerzeugungsanlage bezogen wird, sondern aus dem öffentlichen Netz stammt, bestehen grundsätzlich drei Möglichkeiten: Zum einen kann einfach Graustrom aus dem Netz bezogen werden. Der aus diesem Strom erzeugte Wasserstoff erfüllt dann allerdings nicht die Anforderung der Biogasdefinition nach 3 Nummer 10 c EnWG. Es handelt sich auch nicht um Speichergas im Sinne des EEG. Alternativ kann daher auch Grünstrom bezogen werden, der auf Grundlage eines entsprechenden Stromliefervertrages bilanziell von einem Stromhändler an den Betreiber des Elektrolyseurs beliefert wird. Dabei können auch Grünstromzertifikate genutzt werden. Diese führen dazu, dass eine bestimmte Strommenge als Grünstrom gilt, obwohl sie bilanziell nicht oder nicht nachweislich aus einer regenerativen Erzeugung stammt. Hinsichtlich der Netzentgelte ist zu beachten, dass der für die Elektrolyse genutzte Strom für die Dauer von 20 Jahren von Netzentgelten befreit ist (vgl. 118 Absatz 6 Satz 1 EnWG). 4.5 Vermarktung von Strom und Regelenergie Der in den Windenergieanlagen erzeugte Strom wird nach dem EEG gefördert. Dies gilt allerdings nur, wenn der Strom in das öffentliche Netz eingespeist und nicht direkt an den Elektrolyseur geliefert wird. Die Förderung nach dem EEG ist im Grundfall die EEG-Vergütung. Das EEG sieht jedoch als Fördermaßnahmen auch verschiedene Arten der Direktvermarktung vor (vgl. 33a EEG). Von besonderer Bedeutung ist dabei das Marktprämienmodell [13]. Bei dieser besteht ein Anspruch gegen den Netzbetreiber auf Zahlung einer sogenannten Marktprämie. Die Höhe der Marktprämie ermittelt sich, indem von der EEG- Vergütung, die der Anlagenbetreiber normalerweise erhalten würde, der sogenannte Referenzmarktwert abgezogen wird. Der Referenzmarktwert entspricht dabei dem monatsdurchschnittlichen Börsenpreis. Gelingt es, den Strom so zu vermarkten, dass die Verkaufserlöse über dem durchschnittlichen Börsenpreis liegen, kann der Anlagenbetreiber durch die Direktvermarktung insgesamt höhere Erlöse als. Die sogenannte Managementprämie dient dazu, die Kosten für die Teilnahme an der Direktvermarktung auszugleichen. 41

10 Auch für den in EEG-Anlagen erzeugten Strom, der über das öffentliche Netz an einer Power-to-Gas-Anlage geleifert wird, besteht ein Anspruch auf die Marktprämie. Voraussetzung ist in diesem Fall, dass die Regelung zur Direktvermarktung (Meldepflichten und Bilanzierung) eingehalten werden. Sofern der Elektrolyseur bzw. die Methanisierungsanlage für die Bereitstellung von Regelenergie genutzt werden soll, ist Voraussetzung hierfür, dass eine flexible Fahrweise möglich ist [14]. Besondere Chancen bietet hier die Kombination von Elektrolyseur und benachbarten Windpark. Durch die flexible Fahrweise des Elektrolyseurs kann die Einspeisung von Windstrom in das öffentliche Stromnetz gesteuert werden. So ist sowohl die Bereitstellung positiver als auch die Bereitstellung negativer Regelenergie möglich. Bei der Bereitstellung von negativer Regelenergie bezieht der Elektrolyseur den benötigten Strom aus dem öffentlichen Netz. Neben der Bereitstellung von Regelenergie können durch eine flexible Steuerung des Elektrolyseurs auch die Erlöse aus der Direktvermarktung des Stroms optimiert werden. 4.6 Vermarktung des Speichergases Hinsichtlich der Vermarktung des Speichergases bestehen verschiedene Optionen. So kann der erzeugte Wasserstoff direkt in Brennstoffzellen und Brennstoffzellen- Fahrzeugen eingesetzt werden. In den meisten Fällen dürfte das Speichergas jedoch gegebenenfalls nach Methanisierung in das öffentliche Erdgasnetz eingespeist werden. Es kann dann flexibel als Beimischprodukt im Wärme- oder Kraftstoffsektor vermarktet oder bilanziell einer Verstromungsanlage zugeordnet werden. Die Verstromung von Speichergasen in Blockheizkraftwerken oder anderen Verstromungseinheiten wird durch das EEG gefördert. Aufgrund der in 27c Absatz 1 Nummer 1 EEG geregelten Fiktion gilt dabei aus dem Erdgasnetz entnommenes Gas unter bestimmten Voraussetzungen als Speichergas. Voraussetzung ist, dass die Menge des entnommenen Gases im Wärmeäquivalent am Ende eines Kalenderjahres der Menge an Speichergas entspricht, die an anderer Stelle in das Erdgasnetz eingespeist worden ist. Der Transport des Speichergases von der Einspeise- zur Entnahmestelle erfolgt dabei nach den gaswirtschaftlichen Regeln. Der Transport von Biogas und damit auch der Transport von regenerativ erzeugtem Wasserstoff und SNG ist hier in besonderer Weise privilegiert und erfolgt in gesonderten Bio- 42

11 gasbilanzkreisen mit einem Flexibilitätsrahmen von 25 Prozent und einem zwölfmonatigen Bilanzierungszeitraum. Die Förderung ist in 16 Absatz 2 EEG geregelt. Für den erzeugten Strom besteht ein Anspruch auf Abnahme und Vergütung gegen den Netzbetreiber. Dies gilt nach 16 Absatz 2 Satz 4 EEG 2012 auch bei einem gemischten Einsatz von erneuerbaren Energien und Speichergasen. Allerdings ist der Netzbetreiber zur Vergütung nur in der Höhe verpflichtet, die bei einer unmittelbaren Einspeisung des Stroms hätte gezahlt werden müssen, und muss auch nur die Strommenge vergüten, die aus dem Zwischenspeicher in das Netz eingespeist wird ( 16 Absatz 2 Satz 1 EEG). Diese Vergütung ist nicht auskömmlich. Denn die Elektrolyse und die Zwischenspeicherung sowie der Transport des Speichergases sind mit Wirkungsgradverlusten und weiteren Kosten verbunden. Dies gilt auch für den Betrieb der Verstromungseinheit. Die Kosten und Umwandlungsverluste durch Erzeugung, Transport und Verstromung des Speichergases gehen im Ergebnis zu Lasten des Anlagenbetreibers. Um die Elektrolyse von Wasserstoff und die Methanisierung über das EEG zu fördern, würde es daher einer sehr viel höheren Bemessung der Vergütungssätze bedürfen. 4.7 Literatur [1] Vgl. Müller-Syring, G. et al.: Power to Gas: Untersuchungen im Rahmen der DVGW-Innovationsoffensive zur Energiespeicherung, energie/wasser-praxis 4/2011, S. 72 ff. (73). [2] Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 25. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2074), zuletzt geändert durch Artikel 5 des Gesetzes vom 20. Dezember 2012 (BGBl. I S. 2730). [3] Energiewirtschaftsgesetz vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), zuletzt geändert durch Artikel 1 u. 2 des Gesetzes vom 20. Dezember 2012 (BGBl. I S. 2730). [4] Vgl. die Bekanntmachung vom 21. April 2011, im Internet abrufbar unter (zuletzt besucht am ). [5] Zum Rechtsrahmen für Power-to-Gas siehe auch Valentin, F.; von Bredow, H.: Power-to-Gas: Rechtlicher Rahmen für Wasserstoff und synthetisches Gas aus 43

12 erneuerbaren Energien, et 2011, Heft 12, S ; Thomas, H.: In der Entwicklung: Der Rechtsrahmen für erneuerbares Gas aus der Elektrolyse mit (Wind-)Strom, ZNER 2011, S [6] Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 26. Juli 2011, BGBl. I S (Nr. 41). [7] BT-Drs. 17/6072, S. 50. [8] Gasnetzzugangsverordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261), zuletzt geändert durch Artikel 4 der Verordnung vom 30. April 2012 (BGBl. I S. 1002). [9] Vgl. 33 Absatz 5 Satz 4 GasNZV. [10] Die Bundesnetzagentur hat in ihren Beschlüssen vom , Az. BKZ , und , Az. BK , ausführlich zu den Pflichten des Netzbetreibers im Zusammenhang mit der Einspeisung von Biogas Stellung genommen. [11] Vgl. 33 Absatz 4 bis 7 GasNZV. [12] Daneben werden auch Anlagen, die wie ein virtuelles Kraftwerk gemeinsam betrieben werden, nach 12 b Absatz 2 StromStV zu einer Anlage zusammengefasst. [13] Näher zum Marktprämienmodell und anderen Formen der Direktvermarktung: Valentin, F.: Das neue System der Direktvermarktung von EEG-Strom im Überblick, REE 1/2012, S. 1-7; Hinsch, A. / Holzapfel, N., Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien, in: Loibl, H. et al. (Hrsg.), Biogasanlagen im EEG, 3. Aufl., Berlin: 2013, S [14] Ausführlich zu den rechtlichen Rahmenbedingungen für die Bereitstellung von Regelenergie (durch Biogasanlagen): von Bredow, H. / Valentin, F., Die Bereitstellung von Regelenergie durch Biogasanlagen, in: Loibl, H. et al. (Hrsg.), Biogasanlagen im EEG, 3. Aufl., Berlin: 2013, S