T E C H N I K selantriebennur eine geringe THG-Einsparung erreicht wird. Hier kann man dagegenhalten, dass sich die Förderung über die THG-Quote mit der Förderung auf Seiten der Fahrzeuge gut ergänzen kann. So wird an CNG-Tankstellen schonheute nahezu ausschließlich Biomethan angeboten.Mankannunter aktuellenRahmenbedingungen davon ausgehen, dass Gleiches imFall vonLNGgeschehenwird, wenn entsprechende Verflüssigungskapazitäten für Biomethan aufgebaut wurden.Würde diese schon heute bestehen, so hätte Bio-LNG über die Vermarktung über die THG-Quote für Preisstabilität an LNG-Tankstellen sorgen können. Da hier eher kurzfristige Kontrakte die Regel sind, ist der LNG-Preis aufgrund der gestiegenen Erdgaspreise in den letzten Monaten um ca. das dreifache angestiegen und führt dazu, dass die Betankung von LNG gegenüber Diesel wirtschaftlich unattraktiv ist. Dies könnte den zuletzt wachsenden Markt an LNG-Lkw wieder zumErliegen bringen. Dies wäre insofern schade, damit Bio-LNG ein echter Beitrag zur THGMinderung im Schwerlastbereich erreicht werden könnte, da hier ansonsten in Bezug auf Wirtschaftlichkeit und Verfügbarkeit keine anderen Optionen kurzfristig zur Verfügung stehen. An den regulatorischen Rahmenbedingungen liegt es jedenfalls nicht. Industrie Gerade Wasserstoff soll zur Erreichung der Klimaneutralität im Industriebereich eine signifikante Rolle einnehmen. Wahrscheinlich auch aufgrund der nicht ausreichenden Preissignale aus demEUETS hat die EU-Kommission daher einenVorschlag für eineQuotenregelung zur Nutzung von erneuerbaren gasförmigen und flüssigen Brennstoffen nicht biogenen Ursprungs vorgelegt. Darüber hinaus möchte die Kommission eine allgemeine Methode zur Bestimmung des Anteils von erneuerbaren Energien sowie der Verwendung vonAusgangsmaterialen erneuerbarer nicht-biogener Brennstoffe in Produkten erarbeiten, um ein einheitliches Label für VerbraucherinnenundVerbraucher zu schaffen und dadurch eine entsprechende Marktnachfrage zu initiieren. Fazit Die Ausrichtung der Förderinstrumente am CO2-Ausstoß ist mit dem Vorschlag des „Fitfor-55“-Pakets und nachfolgenden Regelungen bereits in vollemGang. Sicherlich sind viele der gemachten Vorschläge noch nicht finalisiert, allerdings hat sichdieGrundidee, Förderregime an der CO2-Bepreisung auszurichten, in der breiten Diskussion bereits durchgesetzt. Für EE-Gase werden sich dadurch neue Vermarktungschancen ergeben. Bei Biomethan, wo derzeit eine erhöhte Nachfrage aus dem Industrie- und Verkehrsbereich zu verzeichnen ist, kann man das aktuell bereits beobachten. Bei Wasserstoff wiederum wird es darum gehen, schnellstmöglich die Kosten zu senken, um wettbewerbsfähiger zu werden. Die Umlagenbefreiung des eingesetzten Stroms zur Wasserstoffproduktion ist hierzu ein erster wichtiger Schritt. Ausgehend von aktuellen Kostenentwicklungspotenzialen wird man wahrscheinlich um Quotenregelungen für synthetische Brenn- und Kraftstoffe nicht herumkommen, was einem technologieoffenen Ansatz an sich entgegensteht. Grundsätzlich sollten Förderinstrumente immer auf Basis ihres Potenzials zurMarkttransformation, ihrer Kosteneffizienz, ihrer entfaltetenUmweltauswirkungen (z. B. in Formvon erzielten Treibhausgasminderungen) und ihrer Beständigkeit bewertet werden. In Bezug auf diese Kriterien schneidet die CO2Bepreisung im Vergleich zu anderen Instrumenten auf dem bundesweiten erneuerbaren Gasmarkt (z. B. 20-jährige Förderung im EEG oder Gasnetzverordnung) am besten ab. Im BEHG kommt es basierend auf der regulatorischen Festschreibung des CO2-Preises momentannoch zuKostenineffizienzen, dies wird sich aber spätestens ab 2026 mit dem Ansatz des Auktionierens ändern. WToni Reinholz ist Teamleiter Erneuerbare Energien bei der Deutschen Energie-Agentur GmbH in Berlin. Kontakt: Toni Reinholz Deutsche Energie-Agentur GmbH Chausseestr. 128 a 10115 Berlin Tel: 030 66777-735 E-Mail: toni.reinholz@dena.de Internet: www.dena.de Der Autor 46 energie | wasser-praxis 03/2022
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