Deutsche H2-Gesetzgebung: Entwicklungen & Herausforderungen Reihe: Inside Energiewende – der (un)aufgeregte Energietalk | Interview Thorsten Müller und Oliver Antoni

„Nur wenn es Vertrauen in die Verlässlichkeit von bestehenden Regeln gibt, werden Investitionen auch in Rechtsfindungsphasen weiter getätigt“, erklärt Prof. Dr. Thorsten Müller, wissenschaftlicher Leiter der Stiftung Umweltenergierecht zum Thema Wasserstoff.
Die Stiftung Umweltenergierecht leitet die Arbeitsgruppe 5 des Norddeutschen Reallabors, die sich mit neuen Markt‑ und Geschäftsmodellen sowie regulatorischen Rahmenbedingungen für die Transformation unseres Energiesystems hin zur Klimaneutralität befasst. Die Verantwortung trägt hier Oliver Antoni. Im Vorfeld des 15-jährigen Jubiläums der Stiftung hatten wir die Gelegenheit, Prof. Müller und Herrn Antoni im Rahmen unseres Formats „Der (un)aufgeregte Realtalk“ zu den aktuellen Entwicklungen und Herausforderungen der deutschen Wasserstoff‑Gesetzgebung zu interviewen.

EEHH: Herr Prof. Dr. Müller, vielen Dank, dass Sie sich die Zeit nehmen. Die Stiftung Umweltenergierecht begleitet nun seit 15 Jahren die rechtlichen Rahmenbedingungen der Energiewende. Wenn Sie auf diese Zeit zurückblicken: Welche Entwicklungen waren aus Ihrer Sicht besonders prägend?

Thorsten Müller: Es waren 15 bewegte und für Rechtswissenschaftler äußerst spannende Jahre. Die schiere Anzahl an Rechtsänderungen und Gerichtsentscheidungen hat viel mehr Forschungsfragen aufgeworfen, als wir beantworten konnten. Man denke nur an die zwei sehr umfangreiche Gesetzespakete auf der europäischen Ebene – das Clean Energy for all Europeans Package und das Fit for 55-Package –, die dann im Anschluss umfangreichen Überarbeitungsbedarf im deutschen Recht ausgelöst haben. Die Entwicklungen des Rechtsrahmens verliefen nicht linear – es gab Auf und Abs – und in den verschiedenen Bereichen der Energiewende auch nicht parallel. Zu den prägenden Entwicklungen gehört mit Sicherheit die Festschreibung der Klimaneutralität als Ziel in der EU und in Deutschland. Geradezu historisch war der Klimaschutzbeschluss des Bundesverfassungsgerichts 2021, der herausgearbeitet hat, dass Klimaneutralität grundgesetzliche Verpflichtung ist. Dass dies keine deutsche Spinnerei ist, zeigen die vielen weiteren Entscheidungen wie die des Europäischen Gerichts für Menschenrechte, des Internationalen Seegerichtshofs oder dem Internationalen Gerichtshof. Wir müssen uns dieser Verpflichtung stellen, auch wenn es unbequem werden wird. Mit dem Angriffskriegs Russlands auf die ganze Ukraine und die damit einhergehende Energiepreiskrise ist die zweite Dimension der Transformation sehr deutlich ins Bewusstsein der breiten Öffentlichkeit getreten. Energiewende dient auch der Sicherheit und Stärkung der Unabhängigkeit. Die Qualifikation der erneuerbaren Energien als Freiheitsenergien trifft dies bildlich sehr gut.

 

EEHH: Grüner Wasserstoff gilt als Schlüssel für die Defossilisierung industrieller Prozesse. Zur Schaffung eines wirksamen Rahmens für den Wasserstoffhochlauf sprachen Sie beim Konsortialtreffen von drei Stellschrauben: direkte finanzielle Förderung, Schaffung von Nachfrage und Anpassung der rechtlichen Rahmenbedingungen. Welche Richtung ist aus ihren Erfahrungen im NRL die geeignetste?

Thorsten Müller: Die Frage nach der Eignung muss immer die nach der Optimierung des Gesamtsystems sein. Dann wird schnell klar, dass die drei Stellschrauben unterschiedliche Bedeutungen haben. Die Anpassung des gesetzlichen Rahmens muss immer erfolgen, wenn neue Technologien oder Prozesse implementiert werden sollen. Diese treffen auf ein Regelwerk, das für andere Gegebenheiten konzipiert wurde und daher für das Neue nicht passt. Das beginnt am Beispiel des Wasserstoffs bei der Genehmigung der Elektrolyseure, betrifft die Schaffung der erforderlichen neuen Wasserstoffnetze und endet bei dem neu auszugestaltenden ökonomischen Rahmen für den Betrieb der Elektrolyseure und die Nachfrager. Um letztere sinnvoll zu gestalten, muss der Gesetzgeber entscheiden, ob und ggf. welche Steuerungsrichtung er umsetzen will. Wenn Nachfrage geschaffen wird, etwa über Quotenregelungen für grünen Wasserstoff oder die Förderung von Nachfragern, werden die Nutzungspfade vorgegeben. Bei einer finanziellen Förderung der Erzeugung wird das Produkt zunächst in den Bereichen mit der höchsten Zahlungsbereitschaft genutzt werden. Allerdings nur, wenn es auch tatsächlich eine ausreichend planbare Nachfrage gibt, eine Voraussetzung, die auch im NRL zu Problemen geführt hat.

Die Erfahrungen haben gezeigt, dass ein Projekt noch so gut strukturiert und auch finanziell gefördert sein kann, am Ende kommt es darauf an, einen Kunden zu finden, der bereit ist, die erzeugten Mengen auch langfristig zu einem realistischen Preis abzunehmen. Wir haben derzeit aufgrund der Kostenstrukturen aber ein Problem auf der Nachfrageseite, die auch mit bestehenden Anreizen nicht geschlossen werden konnten, um eine ausreichende Sicherheit für Investitionsentscheidungen zu erreichen.

 

EEHH: Herr Antoni, Sie leiten die Arbeitsgruppe 5 des Norddeutschen Reallabors. Viele der geplanten Vorhaben im Konsortium konnten nicht umgesetzt werden, weil der passende Rechtsrahmen fehlte. Welche konkreten regulatorischen Hemmnisse haben sich in den Projektarbeiten bisher gezeigt?

Oliver Antoni: Zu Beginn der Projektlaufzeit war unklar, unter welchen Voraussetzungen Wasserstoff als „grün“ beziehungsweise erneuerbar gilt. Das war lange die zentrale Frage, weil hiervon jede Investitionsentscheidung abhängt. Die Regelungen hierfür wurden durch die Europäische Kommission erst 2023 mit einer Delegierten Verordnung zur Erneuerbaren-Energien-Richtlinie festgelegt. Zu den Anforderungen zählt unter anderem ein enger zeitlicher Zusammenhang zwischen Stromerzeugung und der Produktion von erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs, also „grünem“ Wasserstoff. Damit soll sichergestellt werden, dass zur Wasserstoffproduktion tatsächlich erneuerbarer Strom genutzt wird. Je strenger aber die Anforderungen an die zeitliche Korrelation sind, desto höher werden die Strombezugskosten und damit die Wasserstoffgestehungskosten sein.

Die Delegierte Verordnung stellt insofern kein regulatorisches Hemmnis im Sinne rechtliche Unklarheit oder Inkonsistenz dar. Vielmehr handelt es sich um eine bewusste Entscheidung der EU-Kommission im Spannungsfeld größtmöglicher Klimaschutzwirkung und einem zügigen Markthochlauf. Dennoch bleibt zu konstatieren, dass einige Projekte unter diesen Bedingungen nicht wirtschaftlich umgesetzt werden konnten. Zurzeit bereitet die Europäische Kommission einen Bericht vor, mit dem die Vorgaben für grünen Wasserstoff evaluiert werden. Der Bericht muss aber erst zum 1. Juli 2028 vorgelegt werden. Vielfach wird zudem übersehen, dass die Erneuerbare-Energien-Richtlinie bereits umfassende Vorgaben für die Erzeugung erneuerbarer Kraftstoffe macht und eine Überarbeitung der Delegierten Verordnung daher – ohne vorherige Änderung der Richtlinie selbst – nur in diesem engen Rahmen möglich wäre.

 

EEHH: Neben den von Ihnen schon angesprochenen Hemmnisse sind viele Förderprivilegien befristet und komplex geregelt. Welche Regelungen in diesem Bereich erschweren zurzeit flächendeckende Investitionen in Elektrolyseure?

Oliver Antoni: Da sprechen Sie einen wichtigen Punkt an. Der Wasserstoffhochlauf benötigt Verlässlichkeit bei den rechtlichen Rahmenbedingungen. Tatsächlich sind aber einige Privilegierungen zeitlich befristet. So gilt die Netzentgeltbefreiung des § 118 Abs. 6 S. 1, 7 EnWG aktuell nur für Elektrolyseure, die vor dem 4. August 2029 in Betrieb gehen. Hier besteht also eine gewisse Dringlichkeit bei der Projektplanung und -realisierung, da nur solche Anlagen für die Dauer von 20 Jahre von der Privilegierung profitieren können.

Darüber hinaus ist unsicher, ob diese Regelung überhaupt Bestand haben wird. Nach einem Urteil des EuGH aus dem Jahr 2021 liegt die Zuständigkeit für die Netzregulierung nicht beim Gesetzgeber, sondern bei der Bundesnetzagentur. Diese darf daher jederzeit abweichende Neuregelungen treffen. Im Verfahren zur Festlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) hat die Bundesnetzagentur jüngst angekündigt, die bislang geltende vollständige Befreiung so nicht fortführen zu wollen. Dabei sieht sie mit Blick auf das EuGH-Urteil auch das Vertrauen bestehender Anlagen in den Fortbestand der Netzentgeltbefreiung nur eingeschränkt geschützt. Gerade für die stromintensive Wasserstoffproduktion sind Netzentgelte jedoch ein relevanter Kostenfaktor mit erheblichem Einfluss auf die Wasserstoffgestehungskosten insgesamt. Ohne Klarheit, ob und in welchem Umfang der Strombezug von Elektrolyseuren zukünftig mit Netzentgelten belastet sein könnte, dürfte die Planung von Wasserstoffprojekten schwierig sein.

 

EEHH: Viele Geschäftsmodelle sind auf den Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur angewiesen. Wie sind die rechtlichen Rahmenbedingungen zur Finanzierung einer solchen Infrastruktur aktuell ausgestaltet?

Oliver Antoni: Die Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes erfolgt über Entgelte, die von den Netznutzern zu zahlen sind. Die Entgelte sollen die Finanzierung des Kernnetzes bis zum 31. Dezember 2055 ermöglichen. Das ist im Grunde nicht anders als bei den Strom- und Gasnetzen. Eine Besonderheit besteht aber in der konkreten Ausgestaltung der Entgelte. Ein intertemporaler Kostenallokationsmechanismus soll verhindern, dass die anfangs geringe Nutzerzahl des Netzes überproportional belastet wird. Dafür sollen auch Nutzer, die erst in den kommenden Jahren und Jahrzehnten hinzukommen, den Aufbau des Kernnetzes mitfinanzieren. So sollen prohibitiv hohe Netzentgelte in den Anfangsjahren vermieden werden, die den Markthochlauf ausbremsen könnten. Vor diesem Hintergrund hat die Bundesnetzagentur im vergangenen Jahr ein bundeseinheitliches Hochlaufentgelt festgelegt. Für die Amortisationsphase von 2025 bis 2055 beträgt es grundsätzliche 25 €/kWh/h/a. Für zukünftige Verteilernetze existiert ein vergleichbarer Mechanismus bislang nicht.

 

EEHH: Herr Prof. Dr. Müller, wie hat sich das Instrument „überragendes öffentliches Interesse“ seit seiner Einführung auf die Genehmigungszeiten von Wasserstoff‑Projekten ausgewirkt? Welche Anpassungen wären nötig, um den Bürokratieabbau zu verstärken und zu einer Beschleunigung beizutragen?

Thorsten Müller: Im Wasserstoffsektor wurde das überragende öffentliche Interesse bislang nur für Transportinfrastrukturen festgeschrieben, konkret für das Wasserstoff-Kernnetz, sonstige Wasserstoffleitungen sowie für H2-ready-Maßnahmen an Gasversorgungsleitungen. Mit dem geplanten Wasserstoffbeschleunigungsgesetz soll diese Einstufung ab 2026 auch auf Anlagen in den Bereichen Erzeugung, Import und Speicherung von Wasserstoff ausgeweitet werden. Der konkrete Einfluss auf die Dauer einzelner Genehmigungsverfahren lässt sich allerdings nicht genau beziffern, da die Ursachen für Verzögerungen zu vielschichtig sind. Die Erfahrungen mit der entsprechenden Regelung für erneuerbare Energien in § 2 EEG 2023 zeigen aber, dass das Instrument vor allem die Rechtssicherheit stärkt. Dadurch können Verfahren beschleunigt und die Genehmigungserteilung erleichtern werden. Es handelt sich hierbei um einen von vielen Mosaiksteinen auf dem Weg zur Vereinfachung und Beschleunigung von Genehmigungsverfahren, aber um einen nicht unwichtigen. Der Gesetzgeber darf es aber nicht dabei belassen, sondern muss an weiteren Punkten im Genehmigungsrecht ansetzen, insbesondere an der gesetzlichen Konkretisierung der Prüfanforderungen und an der Straffung der Verfahren. Zudem spielen auch außerrechtliche Faktoren eine wichtige Rolle – etwa die Personalausstattung der Behörden und der Stand der Digitalisierung.

 

EEHH: Welche legislativen Maßnahmen halten Sie für wichtig, damit Deutschland bis 2030 die RFNBO-Quote im Verkehr erreichen kann?

Thorsten Müller: Einen wichtigen Impuls könnte die derzeit geplante Fortschreibung der THG-Quote bis zum Jahr 2040 und die dabei auch vorgesehene Einführung einer Unterquote für RFNBO liefern. Dadurch erhalten Wasserstofferzeuger eine gewisse Sicherheit, dass auch im kommenden Jahrzehnt eine Nachfrage nach Wasserstoff für den Verkehrssektor besteht. Und auch für den Industriebereich schreibt die Erneuerbare-Energien-Richtlinie vor, dass bis 2030 mindestens 42 Prozent und bis 2035 sogar 60 Prozent des in der Industrie eingesetzten Wasserstoffs erneuerbar sein soll. Das muss nicht durch eine Quote für Unternehmen erfolgen, aber ist auch eine wichtige Nachfragequelle für die Investoren in grünen Wasserstoff.

Unabhängig von einzelnen Regelungen ist in meinen Augen aber eine langfristige Planungssicherheit von besonderer Bedeutung und wird maßgeblich über den Erfolg und die Effizienz entscheiden. Fortwährende Unklarheiten über mögliche Anpassungen des Rechtsrahmens sind da hinderlich. Natürlich muss ein Rechtsrahmen auch angepasst werden können. Dies gilt gerade für einen neuen Bereich wie das Wasserstoffrecht, das sich nach wie vor in der Entwicklung befindet. Der Gesetzgeber ist – ebenso wie die Bundesnetzagentur als Normsetzer bei der anstehenden Entscheidung zur Neuordnung der Netzentgelte für Speicher und Elektrolyseure – bei Nachjustierungen gut beraten, mit viel Augenmaß vorzugehen. Der verfassungsrechtliche abgesicherte Vertrauensschutz kann nur die untere Auffanglinie sein. Nur wenn es Vertrauen in die Verlässlichkeit von bestehenden Regeln gibt, werden Investitionen auch in „Rechtsfindungsphasen“ weiter getätigt. Andernfalls drohen Risikoaufschläge der Kreditgeber, die die Energiewende unnötig verteuern.