Fortschrittsbericht Energiesicherheit

[Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Fraktion der CDU/CSU – Drucksache 20/3190 – Fortschrittsbericht Energiesicherheit V o r b e m e r k u n g d e r F r a g e s t e l l e r Fast drei Monate nach der Veröffentlichung des zweiten Fortschrittsberichts Energiesicherheit hat am 20. Juli 2022 das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz den dritten Fortschrittsbericht Energiesicherheit vorgestellt (https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Energie/20220720_dritter-f ortschrittsbericht_energiesicherheit.pdf?__blob=publicationFile&v=12). Dieser Bericht gibt aus Sicht der Fragesteller einen Überblick über die einzelnen gesetzlichen Vorhaben aus dem ersten Halbjahr 2022 und über geplante Vorhaben der Bundesregierung in Bezug auf die Energieversorgung; konkrete Zahlen und Daten zur aktuellen Versorgungslage in Deutschland werden hingegen nicht aufgeführt. Die Bundesregierung setzt damit nach Auffassung der Fragesteller den Beschluss des Deutschen Bundestages (Bundestagsdrucksache 20/1550 vom 27. April 2022, dort Nummer III.14), einen Ausstiegsfahrplan aus der russischen Energieabhängigkeit vorzulegen, nicht um. Zudem hat die Bundesregierung behauptet, Deutschland habe kein Stromproblem (https:// www.n-tv.de/politik/Habeck-Haben-Gasproblem-kein-Stromproblem-article2 3467946.html). Aus Sicht der Fragesteller trifft diese Einschätzung nicht zu und hat nach Meinung der Fragesteller eine Verteuerung für die Bürger zur Folge.  1. Welche Steinkohlekraftwerke (bitte auch Betreiber nennen) sind seit der Gesetzesänderung im Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz Anfang Juli 2022 und nach der Ankündigung der Bundesregierung, dass Steinkohlekraftwerke mit einer Leistung von ca. 4,3 GW mit Inkrafttreten der Verordnung wieder ans Netz gehen könnten (https://www.tagesschau.de/inla nd/atomenergie-kohleausstieg-101.html), zu welchem Zeitpunkt mit welcher Leistung tatsächlich wieder ans Netz gegangen? Das Steinkohlekraftwerk Mehrum ist am 1. August 2022 an den Strommarkt zurückgekehrt. Es wird durch die Kraftwerk Mehrum GmbH betrieben und hat eine elektrische Nettoleistung von 690 Megawatt. Das Steinkohlekraftwerk Heyden 4 ist am 29. August 2022 an den Strommarkt zurückgekehrt. Es wird durch den Betreiber Uniper SE betrieben und hat eine elektrische Bruttoleistung von 875 Megawatt. Deutscher Bundestag Drucksache 20/3479 20. Wahlperiode 16.09.2022 Die Antwort wurde namens der Bundesregierung mit Schreiben des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz vom 14. September 2022 übermittelt. Die Drucksache enthält zusätzlich – in kleinerer Schrifttype – den Fragetext. Weitere Betreiber bereiten die Marktrückkehr ihrer Anlagen vor. So hat zum Beispiel der Betreiber Steag GmbH angekündigt, zwei Steinkohlekraftwerke aus der Netzreserve zu holen und zwei weitere Anlagen, die am 31. Oktober 2022 stillgelegt würden, länger am Netz zu lassen. Damit wären insgesamt weitere 2.300 Megawatt Kraftwerksleistung spätestens ab November 2022 am Markt verfügbar. Dies wurde allerdings noch nicht gegenüber der Bundesnetzagentur angezeigt.  2. Welche Ölkraftwerke (bitte auch Betreiber nennen) sind seit der Gesetzesänderung Anfang Juli 2022 und nach der Ankündigung der Bundesregierung, dass Mineralölkraftwerke mit einer Leistung von ca. 1,6 GW mit Inkrafttreten der Verordnung wieder ans Netz gehen könnten (https:// www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/M-O/nahere-erlauterungen-zu r-verordnung-zur-befristeten-ausweitung-des-stromerzeugungsangebots- durch-anlagen-aus-der-netzreserve.pdf?__blob=publicationFile&v=8), zu welchem Zeitpunkt mit welcher Leistung tatsächlich wieder ans Netz gegangen? Es sind bislang keine Kraftwerke an den Strommarkt zurückgekehrt, deren Hauptenergieträger Mineralöl ist.  3. In welchem Umfang rechnet die Bundesregierung damit, dass Steinkohlekraftwerke mit einer Leistung von 2,1 GW, für die nach dem 31. Oktober 2022 ein Kohleverfeuerungsverbot gegolten hätte, auf Grundlage der neuen gesetzlichen Regelung am Netz bleiben werden? Von den 2,1 Gigawatt, die zum 31. Oktober 2022 ein Kohleverfeuerungsverbot erhalten, ist zu erwarten, dass mindestens 1,5 Gigawatt am Strommarkt verbleiben. Anzeigen zur Marktrückkehr von diesen Anlagen wurden noch nicht gestellt. Dabei ist zu berücksichtigen, dass diese Anlagen derzeit noch am Strommarkt tätig sind.  4. In welchem Umfang rechnet die Bundesregierung damit, dass ab dem 1. Oktober 2022 Braunkohlekraftwerke wieder ans Netz gehen? Am 1. Oktober 2022 werden die Braunkohlekraftwerke, die aktuell noch in der Sicherheitsbereitschaft gebunden sind, in die Versorgungsreserve überführt. Konkret sind von dieser Maßnahme die Kraftwerksblöcke Jänschwalde E & F im Lausitzer Revier sowie Niederaußem E & F und Neurath C im Rheinischen Revier betroffen. Dies entspricht insgesamt einer installierten Leistung von 1,9 Gigawatt. Nach Kenntnissen der Bundesregierung bereiten alle Betreiber aktuell ihre Braunkohlekraftwerke auf eine mögliche Marktrückkehr vor.  5. Warum werden Braunkohlekraftwerke angesichts der möglichen Mangellage nicht früher wieder in Betrieb genommen? Die betreffenden Braunkohlekraftwerke waren während ihrer Zeit in der Sicherheitsbereitschaft vorläufig stillgelegt und vollständig konserviert. Während der Sicherheitsbereitschaft hätten die Braunkohlekraftwerke von den Betreibern von Übertragungsnetzen nur dann für die Gewährleistung der Systemstabilität eingesetzt werden können, wenn keine anderen Maßnahmen zur Verfügung gestanden hätten, um etwaige Extremsituation zu bewältigen (ultima ratio). Die Braunkohlekraftwerke waren in der Sicherheitsbereitschaft also nur auf eine kurzfristige Betriebsdauer ausgelegt. Im Gegensatz dazu sieht das Konzept der Versorgungsreserve eine zwar befristete, aber mehrmonatige Betriebsdauer der Braunkohlekraftwerke vor. Für eine solche Änderung des Betriebsregimes war betreiberseitig eine Revision der Kraftwerke erforderlich, die kraftwerksübergreifend nicht vor dem 1. Oktober abgeschlossen werden kann.  6. Warum hat die Bundesregierung in ihrem Entwurf einer Formulierungshilfe für die Fraktionen SPD, BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN und FDP für ein Ersatzkraftwerke-Bereithaltungsgesetz trotz des bestehenden massiven Strombedarfs in Deutschland und Europa vorgeschlagen, den Abruf der Versorgungsreserve Braunkohle abhängig zu machen von der Marktteilnahme von Steinkohle- und Mineralölanlagen (https://www.bmwk.de/ Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20220608-entwurf-eines-gesetzes- zurbereithaltung-von-ersatzkraftwerken-zur-reduzierung-des-gasverbrauchs- im-stromsektor.pdf?__blob=publicationFile&v=20)? § 50d Absatz 2 Satz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) regelt die Voraussetzungen für den Abruf der Versorgungsreserve. Danach ist für den Erlass einer entsprechenden Abruf-Verordnung die Feststellung erforderlich, dass die Rückkehr der Anlagen, die aufgrund von § 50a EnWG befristet am Strommarkt teilnehmen, nicht ausreicht, um die Versorgung mit Gas zu gewährleisten. Ratio hinter dieser Regelung ist, dass die emissionsintensiveren Braunkohleanlagen nur dann krisenbedingt am Strommarkt teilnehmen sollen, wenn sie wirklich gebraucht werden.  7. Wie ist der Stand der Einholung der beihilferechtlichen Genehmigung durch die EU-Kommission für die Wiederinbetriebnahme der Versorgungsreserve? Die Europäische Kommission ist die Herrin des beihilferechtlichen Genehmigungsverfahrens. Die Bundesregierung erwartet eine beihilferechtliche Genehmigung der Versorgungsreserve im Laufe des Septembers 2022.  8. Warum wurde die Wiederinbetriebnahme von Kohlekraftwerken nach der Verordnung zum Einsatz von Kraftwerken aus der Netzreserve (Stromangebotsauswietungsverordnung – StaaV) von der Bevorratung einer bestimmten Menge Brennstoffs abhängig gemacht? Verzögert diese Regelung nach Kenntnis der Bundesregierung die Wiederinbetriebnahme, und wenn ja, um wie lange? Die Rückkehr an den Strommarkt ist für die Anlagen zulässig, die in den Anwendungsbereich von § 50a EnWG fallen und setzt lediglich den Erlass einer Rechtsverordnung („Abruf“) nach § 50a Absatz 1 sowie eine Anzeige gemäß § 50a Absatz 2 EnWG voraus. Mit der Stromangebotsausweitungsverordnung ist ein Abruf der Anlagen bis zum 30. April 2023 erfolgt. Die Pflicht zur Brennstoffbevorratung nach § 50b EnWG besteht unabhängig von einer Rückkehr an den Strommarkt und ist insbesondere auch keine Voraussetzung für die Rückkehr an den Strommarkt. Sie gilt gerade für Anlagen, die zunächst keine Rückkehr an den Strommarkt planen, damit diese im Winter in jedem Fall ausreichend Kohle haben, falls sie sich kurzfristig doch für einen Marktbetrieb entscheiden bzw. falls sie gebraucht werden. Insofern erhöht die Bevorratungspflicht die vorhandenen Optionen im Winter.  9. Unterstützt die Bundesregierung die Kraftwerksbetreiber bei der Erfüllung dieser Verpflichtungen zur Bevorratung, und wenn ja, wie? Welche Maßnahmen hat die Bundesregierung ergriffen oder plant sie, zu ergreifen, um die benötigten Transportkapazitäten für Kohle auf der Schiene sowie auf dem Schiffsweg zu gewährleisten? Der Weltmarkt für Steinkohle ist liquide. Im Übrigen erhalten die Kraftwerksbetreiber für die im Rahmen der Betriebsbereitschaft erforderliche Bevorratung nach § 50b EnWG Kostenersatz durch die Übertragungsnetzbetreiber. Zudem befinden sich das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) und das Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) in einem intensiven Austausch, um Probleme in der Energielogistik zu identifizieren und zu lösen. Als Teil dieses Prozesses wurde am 30. August 2022 die Energiesicherungstransportverordnung erlassen sowie durch die DB Netz AG modifizierte Netznutzungsbedingungen in Kraft gesetzt. 10. Wie plant die Bundesregierung, durch eine Verordnung den prioritären Transport wichtiger Güter für die Energieversorgung auf der Schiene sicherzustellen (vgl. Tagesspiegel Background vom 15. August 2022, S. 14), wann soll diese Verordnung in Kraft treten, und welches Ressort ist federführend? Die Energiesicherungstransportverordnung ist am 30. August 2022 in Kraft getreten. Die Verordnung wurde durch das BMWK im Einvernehmen mit dem BMDV erlassen. Mit der Rechtsverordnung können zukünftig Mineralöl- und Kohletransporte auf Ebene der Trassenzuweisung priorisiert werden. Damit ergänzt die Rechtsverordnung das Instrumentarium der ebenfalls in Kraft gesetzten modifizierten Netznutzungsbedingungen der DB Netz AG, die bereits eine Priorisierung dieser Energieträgertransporte im Rahmen der betrieblichen Abwicklung ermöglichen. 11. Beabsichtigt die Bundesregierung, sich mit den Ländern über eine vorübergehende Aufhebung des Sonntagsfahrverbots für LKWs zum Transport von Kohle, Flüssiggas und Öl abzustimmen, und wenn nein, warum nicht? Ja. Das BMWK steht hierzu im engen Austausch mit dem BMDV. 12. Wie begründet die Bundesregierung, dass die in Frage 8 genannte Verordnung bis zum 30. April 2023 befristet wurde, und teilt die Bundesregierung die Auffassung der Fragesteller, dass die Betreiber von Kohlekraftwerken angesichts der notwendigen Investitionen, u. a. in die vorgeschriebene Bevorratung von Brennstoff, keinen ausreichenden wirtschaftlichen Anreiz haben, ihre Kohlekraftwerke wieder ans Netz zu bringen? 13. Zieht die Bundesregierung in Betracht, die Geltung der Stromangebotsausweitungsverordnung auch über den 30. April 2023 hinaus zu erstrecken, und wenn ja, wann erfolgt die Verlängerung der Verordnung, und wenn nein, warum zieht die Bundesregierung eine Verlängerung nicht in Betracht, wenn laut dem Bundesminister für Wirtschaft und Klimaschutz Dr. Robert Habeck („Denn wir müssen nicht nur diesen Winter, sondern auch den folgenden mitdenken.“, siehe https://www.bm wk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/07/20220721-bundesmini sterium-fur-wirtschaft-und-klimaschutz-legt-zusatzliches-energiesicheru ngspaket-vor.html) und dem Präsidenten der Bundesnetzagentur Klaus Müller („Wir müssen zwei Winter in den Blick nehmen“, siehe https://w ww.zeit.de/wirtschaft/2022-08/klaus-mueller-bundesnetzagentur-energie sparen-gasversorgung) auch für den Winter 2023/2024 mit einer angespannten Versorgungslage im Energiebereich zu rechnen ist? Die Fragen 12 und 13 werden gemeinsam beantwortet. Die Stromangebotsausweitungsverordnung wurde zunächst bis zum 30. April 2023 befristet, damit die Kohle- und Mineralölanlagen zunächst nur über den kommenden Winter an den Strommarkt zurückkehren. Dahinter steht der Gedanke, dass bei einem befristeten Weiterbetrieb von Kohlekraftwerken auch dem Klimaschutz Rechnung getragen werden soll und der Weiterbetrieb der Anlagen nur solange erfolgen soll, wie es notwendig ist, zusätzliches Erdgas einzusparen. Das BMWK prüft, den Abrufzeitraum der Stromangebotsausweitungsverordnung über die Heizperiode 2022/2023 hinaus zu verlängern. 14. Werden die Betreiber von Steinkohlekraftwerken informiert, bevor eine Rückkehr aus der Alarmstufe in die Frühwarnstufe ansteht, und wieso hat die Bundesregierung in die in Frage 8 genannte Verordnung keine Frühwarnfrist gegenüber den Betreibern aufgenommen, damit diese rechtzeitig ihre Planung anpassen können? Planungssicherheit für die betroffenen Unternehmen ist sehr wichtig. Das BMWK wird einen Vorschlag vorlegen, um dies sicherzustellen und insbesondere auch während der befristeten Marktteilnahme eine Vermarktung auf Termin zu ermöglichen. 15. Welchen Beitrag zur Stromversorgung in Deutschland leisten die o. g. Ersatzkraftwerke (bitte den Anteil an der gesamten eingespeisten Strommenge angeben)? Gemäß den Daten der Transparency Plattform des Verbands der Europäischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E (https://transparency.entsoe.eu/) hat das Kraftwerk Mehrum im Zeitraum vom 1. bis 26. August 2022 insgesamt 292,1 Gigawattstunden Strom eingespeist. Aktuellere Zahlen sowie Angaben zur gesamten eingespeisten Strommenge liegen nicht vor, daher kann der gewünschte Anteil nicht gebildet werden. Für das Kraftwerk Heyden 4, welches seine Marktrückkehr zum 29. August angekündigt hat, liegen bislang noch keine Einspeisedaten auf der Plattform ENTSO-E vor. Dies kann aber auch mit der nicht ungewöhnlichen Zeitverzögerung bei der Datenveröffentlichung von einigen Tagen zusammenhängen. Der Beitrag der weiteren betreffenden Anlagen zur Stromversorgung in Deutschland lässt sich ex ante nicht bestimmen. Er hängt davon ab, ob alle betreffenden Anlagen in vollem Umfang in den Markt zurückkehren, und inwieweit diese tatsächlich zur Stromerzeugung eingesetzt werden. 16. Wie viel Gas konnte durch die Rückkehr der o. g. Ersatzkraftwerke an den Markt eingespart werden, und wie wirkt sich dies auf den Gasspeicherstand aus? Für die Beantwortung der Frage müssen verallgemeinernde Annahmen getroffen werden. Wäre beispielsweise die in Frage 15 genannte Strommenge des Kraftwerks Mehrum durch ein durchschnittliches Gaskraftwerk mit einem Wirkungsgrad von 50 Prozent (Gaskraftwerk: rund 40 Prozent, Gas- und Dampfkraftwerk rund 60 Prozent) bereitgestellt worden, so hätte es bei einem durchschnittlichen Heizwert von Erdgas (11 Kilowattstunden pro Kubikmeter) dafür rund 53 Millionen Kubikmeter Gas einsetzen müssen. 17. Stimmt die Bundesregierung den Annahmen von Ökonomen wie Prof. Dr. Christian Bayer zu, dass „rund zehn Prozentpunkte Gas jeden Monat hätten gespart werden können“ bei einer früheren Reaktivierung der Kohlekraftwerke (vgl. Handelsblatt vom 26. Juli 2022, S. 6)? Die Menge an hypothetisch eingespartem Erdgas ließe sich im Nachhinein nur über umfassende Simulationsrechnungen abschätzen, welche Preiseffekte am Strom- und Wärmemarkt, Kraftwerks- und Brennstoffverfügbarkeiten etc. sowie deren Einfluss auf die Einsatzentscheidungen der Kraftwerke entsprechend abbildet. Solche Ex-post-Berechnungen liegen der Bundesregierung nicht vor. 18. Wann und mit welchem Inhalt wird die angekündigte Verordnung zur Reduzierung der Gasverstromung in Kraft gesetzt (https://www.focus.de/ finanzen/news/forderung-des-finanzministers-mit-seiner-neuesten-forder ung-wuerde-sich-lindner-den-strom-im-eigenen-buero-abstellen_id_1275 81722.html)? Das Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung enthält eine Verordnungsermächtigung für eine Rechtsverordnung für Regelungen zur Verringerung oder zum vollständigen Ausschluss der Erzeugung elektrischer Energie durch den Einsatz von Erdgas. In Paragraph 50f des Gesetzes werden Inhalt von und Anforderungen an eine solche Verordnung beschrieben. Vor dem Hintergrund der gegenwärtigen Marktlage, die insbesondere durch sehr hohe Gas- und Strompreise gekennzeichnet ist, plant das BMWK im Moment nicht, eine entsprechende Verordnung zu erlassen. In dem gegenwärtigen Marktumfeld ist es so, dass Gaskraftwerke in jedem Fall von Kohlekraftwerken verdrängt werden, so dass es zu einer Gaseinsparung kommt. Sofern Gaskraftwerke dennoch laufen, liegt das daran, dass vor dem Hintergrund der Situation bei den französischen Atomkraftwerken der Strom aus den Gaskraftwerken benötigt wird. 19. Entfaltet das Ersatzkraftwerke-Bereithaltungsgesetz nach Kenntnis der Bundesregierung Wirkungen, die die Einhaltung der deutschen Klimaziele in Gefahr bringt? Der Treibhausgasausstoß von Kraftwerken unterliegt dem europäischen Treibhausgasemissionshandelssystem und wird durch dieses System begrenzt. Hierdurch wird sichergestellt, dass Mehremissionen von einzelnen Emittenten wie deutschen Kraftwerken, auch infolge der Regelungen des sogenannten Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetzes, nicht zu einer Erhöhung der Gesamtemissionen führen, sondern durch geringere Emissionen an anderer Stelle ausgeglichen werden. Im Hinblick auf die in diesem System in Deutschland verursachten Emissionen führt der zur Erdgaseinsparung notwendige temporär vermehrte Einsatz von Kohlekraftwerken zu vorübergehend höheren Emissionen. Da es sich hierbei um zeitlich begrenzte Krisenmaßnahmen handelt, ist davon auszugehen, dass diese keine negativen Wirkungen auf die im Bundes-Klimaschutzgesetz festgelegten langfristigen Treibhausgasminderungsziele entfalten. Im Übrigen wird am Ende der Maßnahme eine umfassende Evaluierung der Emissionseffekte erfolgen (vergleiche § 50j EnWG). 20. Hat die Prüfung stattgefunden, zu der die Koalition der Fraktionen SPD, BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN und FDP die Bundesregierung in ihrem verabschiedeten Entschließungsantrag auf Bundestagsdrucksache 20/2594 aufgefordert hat, „u. a. im Kontext des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes § 48, eine entsprechende Prüfung vorzunehmen“, und falls ja, mit welchem Ergebnis? Die Prüfung des § 48 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes erfolgt im Rahmen der Evaluierung des Kohleausstiegs und eines beschleunigten Kohleausstiegs auf idealerweise 2030. 21. Wie steht die Bundesregierung zu der Forderung der Koalition der Fraktionen SPD, BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN und FDP aus dem von ihr verabschiedeten Entschließungsantrag auf Bundestagsdrucksache 20/2594, „den Erhalt des Dorfes Lützerath am Tagebau Garzweiler und den Verzicht auf die Nutzung der Braunkohle unter dem Dorf“ sicherzustellen? Der Prozess des Ausstiegs aus der Kohleverstromung und seine Folgewirkungen können nur gelingen, wenn alle Aspekte berücksichtigt werden. Das BMWK ist federführend für das Bergrecht zuständig, das die Rahmenbedingungen für die Gewinnung heimischer Rohstoffe setzt. Der Erhalt des Dorfes Lützerath ist eine Frage der Braunkohleplanung des Landes Nordrhein-Westfalen, die sich aus landesrechtlichen Kompetenzen ergibt. Die Genehmigung und Aufsicht über bergrechtliche Vorhaben – dazu gehören auch alle Aspekte, die die Umsiedlung von Dörfern betreffen – obliegen nach der im Grundgesetz festgelegten Kompetenzverteilung den Ländern. 22. In welchem Umfang (bitte konkret in Kubikmetern und/oder Terrawattstunden [TWh]) rechnet die Bundesregierung mit der Einsparung von Gas oder Strom durch die beiden Energieeinsparverordnungen zur Sicherung der Energieversorgung (https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Press emitteilungen/2022/08/20220824-habeck-treiben-energieeinsparung-weit er-voran-bundeskabinett-billigt-energieeinspar-verordnungen.html)? Die beiden Einsparverordnungen bewirken zusammen eine jährliche Einsparung von knapp 20 Terawattstunden Gas und somit eine Verringerung des deutschen Gasverbrauchs um rund zwei Prozent. Hinzu kommen weitere Einsparungen beim Stromverbrauch von circa 5 bis 6 Terawattstunden. 23. Sind weitere Rechtsverordnungen auf Basis des Ersatzkraftwerke- Bereithaltungsgesetzes in Vorbereitung, und wenn ja, welche, und wann sollen sie in Kraft treten? Aktuell bereitet das BMWK eine Verordnung zum Abruf der Versorgungsreserve der Braunkohlekraftwerke vor, um sie bei Feststellung der Notwendigkeit schnell erlassen zu können. Wenn sich abzeichnet, dass die Marktteilnahme der Steinkohle- und Mineralölanlagen nicht ausreichend ist, kann dementsprechend als nächster Schritt und unter den gesetzlichen Voraussetzungen die oben angeführte Verordnung zum Abruf der Versorgungsreserve Braunkohle in Kraft treten. Dies geschieht erst, wenn die Anlagen der Netzreserve, die befristet am Strommarkt teilnehmen, nicht in ausreichendem Umfang zur Einsparung von Gas bei der Stromerzeugung beitragen. 24. Wann ist mit einer Umsetzung eines Gasauktionsmodells zu rechnen, das seit Mai 2022 diskutiert wird, und wie sieht diese Umsetzung konkret aus (https://www.businessinsider.de/wirtschaft/chef-der-bundesnetzagent ur-erklaert-die-drei-stufen-des-notfallplans-gas-a/)? Der Marktgebietsverantwortliche Trading Hub Europe hat am 7. September 2022 die finale Produktbeschreibung für das neue Regelenergieprodukt Load Reduction (LRD) auf seiner Internetseite veröffentlicht. Die Produkteinführung wird zum 1. Oktober 2022 erfolgen. 25. Plant die Bundesregierung Maßnahmen, um die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen energieintensiven Industrie sicherzustellen, wenn angesichts von Rekordpreisen an den Gas- und Strommärkten die staatlichen Gas- und Gasspeicherumlagen die Unternehmen zusätzlich belasten, und wenn ja, welche? Eine Maßnahme, um Unternehmen mittel- bis langfristig vor steigenden Energiekosten nachhaltig zu bewahren, ist die Steigerung von Energieeffizienz. Die „Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft“ (EEW) ist mit mehr als 11.000 bewilligten Anträgen und einem bewilligten Fördervolumen von über 567 Mio. Euro allein im Jahr 2021 ein zentrales Instrument, um Investitionen in die Treibhausgasreduktion und Energieeffizienzsteigerung in den Sektoren Industrie und Gewerbe anzureizen. Das EEW- Investitionsprogramm besteht aus den Varianten „Zuschuss“ (BAFA), „Kredit“ (KfW) und einem „Förderwettbewerb“ (Projektträger VDI/VDE-IT). Derzeit wird zusätzlich, insbesondere vor dem Hintergrund der Energiekrise in Folge des Krieges in der Ukraine, eine mögliche Förderung weiterer Technologien zur Dekarbonisierung im Rahmen der EEW wie z. B. Tiefengeothermie, konzentrierende Solarthermie sowie von mobilen Wärmespeichern geprüft. 26. In welchem Umfang und durch welche Unternehmen wurde das Mitte Juli 2022 gestartete Hilfsprogramm für die energieintensive Industrie mit einem Volumen von bis zu 5 Mrd. Euro bisher genutzt, und mit welcher Nutzung rechnet die Bundesregierung? Mit Stand vom 5. September 2022 haben im Energiekostendämpfungsprogramm von 2.496 registrierten Unternehmen 554 Unternehmen Anträge gestellt (3.056 Einzelanträge, da jedes Unternehmen pro Fördermonat einen Antrag stellen kann). Die Unternehmen, davon zwei Drittel kleine und mittelständische Unternehmen (KMU), stammen aus allen antragsberechtigen Sektoren mit Schwerpunkt Bergbau, Kunststoffverarbeitung, Metallverarbeitung. Um den Unternehmen mehr Zeit zu geben, wurde die Antragsfrist vom 31. August 2022 auf den 30. September 2022 verlängert. Das Programm wird derzeit überarbeitet und soll verlängert werden. Die Bundesregierung rechnet aufgrund der aktuellen Kostenanstiege mit einer stärkeren Nutzung in den Herbstmonaten. 27. In welchem Umfang und durch welche Unternehmen wurden das Bürgschaftsprogramm und das KfW-Sonderkreditprogramm zur Liquiditätssicherung, die im April bzw. Mai 2022 gestartet sind, bisher genutzt, und mit welcher Nutzung rechnet die Bundesregierung? Mit Stichtag 1. September waren 2022 im KfW-Sonderprogramm UBR (Ukraine, Belarus, Russland) 90 Anträge mit einem Gesamtvolumen von 74,8 Mio. Euro gestellt, von denen 87 Anträge mit einem Volumen von 64,4 Mio. Euro bereits zugesagt wurden. Der Großteil der Anträge stammt aus dem verarbeitenden Gewerbe. Die Bundesregierung rechnet mit einem maximalen Volumen von bis zu circa 7 Mrd. Euro. Unter dem Bürgschaftsprogramm liegen bisher keine Anträge vor. 28. In welchem Umfang und durch welche Unternehmen wurde das im Juni 2022 gestartete Finanzierungsprogramm für durch hohe Sicherheitsleistungen (Margining) gefährdete Unternehmen bisher genutzt, und mit welcher Nutzung rechnet die Bundesregierung? Bislang hat lediglich ein Unternehmen (Uniper SE) das im Juni 2022 gestartete Margining-Finanzierungsinstrument in Anspruch genommen. Das Garantievolumen beträgt 2 Mrd. Euro. Ob weitere Unternehmen das Instrument in Anspruch nehmen, hängt von der Entwicklung an den Gas- und Strommärkten ab. Je höher die Preisvolatilität, desto größer sind die Margining-Anforderungen an die Unternehmen. Mit dem Margining-Finanzierungsinstrument sind wir für weitere starke Ausschläge an den Energiebörsen gewappnet. 29. Welcher Zeitraum für die Inbetriebnahme der schwimmenden LNG- Terminals in Brunsbüttel und Wilhelmshaven ist genau gemeint, wenn die Bundesregierung von „Zum Jahreswechseln an den Start gehen“ (vgl. Antwort der Bundesregierung auf die Mündliche Frage 19, Plenarprotokoll 20/46) spricht? Es wird auf die Antwort zu Frage 48 verwiesen. 30. Teilt die Bundesregierung die Einschätzung des niedersächsischen Energieminister Olaf Lies, der mit ersten Gaslieferungen über das schwimmende Terminal in Wilhelmshaven am 21. Dezember 2021 rechnet (vgl. Welt am Sonntag vom 3. Juli 2022, S. 5)? Das Projekt eines schwimmenden Terminals Wilhelmshaven ist im Zeitplan und die Einschätzung von Energieminister Olaf Lies teilt das BMWK zum aktuellen Zeitpunkt. 31. Wann sollen die zwei weiteren schwimmenden LNG-Terminals (außer Wilhelmshaven und Brunsbüttel) an welchem Standort ans Netz gehen? Das 3. FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) soll im November 2023 in Stade ans Netz gehen, das 4. FSRU soll ebenfalls im November 2023 in Lubmin ans Netz gehen. 32. Bis wann werden die notwendigen Pipelines zum Anschluss der schwimmenden LNG-Terminals für alle vier genannten Standorte an das Ferngasnetz fertig gebaut sein und, welche Leistungsstärke werden diese jeweils haben? Die Pipelines sollen zu den in den Antworten zu den Fragen 29 bis 31 genannten Zeitpunkten fertig gestellt werden. Das FSRU in Brunsbüttel wird an eine Pipeline mit einer Kapazität von circa 3,5 bis 5 Milliarden Kubikmeter angeschlossen. Wilhelmshaven bekommt eine Anbindung mit einer Kapazität von circa 5 Milliarden Kubikmeter und Stade und Lubmin werden an Pipelines mit Kapazitäten von circa 5 Milliarden Kubikmeter angeschlossen. 33. Mit wie vielen Kubikmetern und/oder Terrawattstunden Gas zusätzlich in den Wintermonaten Januar bis einschließlich März 2023 durch die Inbetriebnahme der Floating Storage and Regasification Unit (FRSU) rechnet die Bundesregierung? Die derzeitigen Annahmen der Bundesregierung gehen von zusätzlichen circa 3 Milliarden Kubikmeter Gas, bzw. circa 32,5 Terawattstunden, durch die Bereitstellung der FSRUs in den Monaten Januar bis März 2023 aus. 34. Für welchen Zeitraum hat die Bundesregierung die vier schwimmenden LNG-Terminals gemietet, zu welchen durchschnittlichen Monatsmietkosten? Wilhelmshaven: ab dem vierten Quartal 2022 für zehn Jahre (nach fünf Jahren vorzeitig kündbar); durchschnittliche monatliche Kosten: circa 4,8 Mio. US- Dollar. Brunsbüttel: ab dem vierten Quartal 2022 für zehn Jahre (nach fünf Jahren vorzeitig kündbar); durchschnittliche monatliche Kosten: circa 4,2 Mio. US- Dollar. Stade und Lubmin: ab dem zweiten Quartal 2023 für 15 Jahre (Verkürzung auf zehn Jahre möglich, Kündigung möglich); durchschnittliche monatliche Kosten: circa 4,6 Mio. US-Dollar. Bei Vorzeitiger Kündigung können FSRUs auf dem Markt weiterverchartert werden. 35. Werden die errichteten LNG-Terminals nach Kenntnis der Bundesregierung auch dazu befähigt sein, in Zukunft Lieferungen von Wasserstoff anzunehmen? Die beiden landseitigen Terminals in Stade und Brunsbüttel sollen bereits so gebaut werden, dass eine Umstellung auf das bereits gut verschiffbare Wasserstoffderivat Ammoniak möglich ist. Damit sollen diese Infrastrukturen mittel- bis langfristig ausdrücklich grünen Energieträgern als Importinfrastrukturen dienen. Nach Auskunft der Betreiber werden von Beginn an Modifizierungen (Pumpen, Stähle und Boil-Off-Gassystem) verbaut, die den später vorgesehenen Switch auf Ammoniak einfacher möglich machen. Dabei ist zu beachten, dass einige Anlagenkomponenten nach 15 Jahren Betriebszeit ohnehin ausgetauscht werden müssen (rotierendes Equipment wie Pumpen). 36. Teilt die Bundesregierung die von Experten geäußerte Befürchtung, durch den Bau der LNG-Terminals könne es zu einem „fossilen Lock-in“ kommen (https://www.bund.net/themen/aktuelles/detail-aktuelles/news/l ng-terminals-es-droht-der-naechste-fossile-lock-in/)? Die Bundesregierung diversifiziert mit dem Bau von Flüssigerdgas-(LNG-) Terminals die Bezugsquellen für Erdgas mit dem Ziel, eine Unabhängigkeit von russischen Erdgaslieferungen zu erreichen und die Energieversorgungssicherheit in Deutschland zu erhöhen. Mit der Diversifizierung der Bezugsquellen ist keine Erhöhung der Nachfrage nach Erdgas insgesamt verbunden. Zu bedenken ist auch, dass die Bundesregierung und die Mitgliedstaaten der Europäischen Union sich auf umfangreiche Maßnahmen zur Reduzierung des Gasverbrauchs verständigt haben. Fossile Lock-Ins würden sich ergeben, wenn ausschließlich zur Förderung, dem Transport und der Nutzung fossiler Brennstoffe geeignete Infrastrukturen errichtet würden, die nicht mit vertretbarem Aufwand auf die Nutzung erneuerbarer Brennstoffe umgerüstet werden könnten. Insoweit wird auf die Antwort zu Frage 35 verwiesen. 37. Durch welche konkreten Maßnahmen soll bis wann sichergestellt sein, dass ein Teil des nationalen Rohölbedarfs, der insbesondere für die Standorte Schwedt und Leuna wichtig ist und aktuell durch Pipelines aus Russland versorgt wird, ersetzt wird (https://www.rbb24.de/wirtschaft/be itrag/2022/06/fragen-antworten-berlin-brandenburg-pck-schwedt-oel-em bargo-alternativen.html)? Total, der Betreiber der Raffinerie in Leuna, hat die Verträge der Raffinerie umgestellt und erhält bereits Rohöllieferungen aus nicht russischen Quellen über den Hafen Danzig, so dass die Rohölimporte aus Russland deutlich reduziert werden konnten. Durch diese neuen Lieferverträge ist das Ende aller Lieferbeziehungen mit Russland bis zum Jahresende 2022 möglich. In der PCK-Raffinerie in Schwedt stellt sich die Situation wie folgt dar: Die Bundesregierung kümmert sich zusammen mit der PCK-Geschäftsführung und den Anteilseignern intensiv darum, die Voraussetzungen für die Unabhängigkeit von russischem Rohöl zu schaffen. Die PCK-Gesellschafter Shell und Eni haben angekündigt, zu Ende 2022 auf russisches Pipeline-Rohöl zu verzichten. Der Bezug nichtrussischen Rohöls erfolgt dann vor allem über die Pipeline vom Hafen Rostock. Die minimale Raffinerieauslastung könnte – wenn keine wesentlichen Ausfälle der Pipeline oder des Hafens in Rostock auftreten – bereits jetzt über diesen Versorgungsweg gewährleistet werden. Zur Sicherstellung einer Versorgung der PCK-Raffinerie mit nichtrussischem Rohöl über Rostock, die einen wirtschaftlichen Betrieb der Raffinerie ermöglicht, ist jedoch eine unverzügliche Ertüchtigung der Pipeline Rostock-Schwedt notwendig. Die PCK plant dazu Maßnahmen zur Erhöhung der Pipelinekapazität. Bereits angestoßen sind die Maßnahmen, die für die Verwendung von sogenannten Fließverbesserern notwendig sind. Eine wesentliche Erhöhung des Pipelinedurchsatzes kann durch den Einbau von zusätzlichen Pumpstationen erreicht werden, dafür beträgt die Bauzeit jedoch zwei bis drei Jahre. Eine vertiefte technisch-ökonomische Studie ist Voraussetzung für die Umsetzung der Maßnahme und soll zeitnah von der PCK vorgelegt werden. Um darüber hinaus die Auslastung der PCK weiter zu erhöhen und damit die Versorgungssicherheit zu stärken, unterstützt die Bundesregierung den Plan der PCK, kasachisches Rohöl zu beziehen. Außerdem werden politische Gespräche mit Polen geführt, um eine zusätzliche Rohöl-Versorgung der PCK über den Hafen Danzig zu erreichen. 38. Welchen Anteil hat Öl aus Russland im Juli und August 2022 am deutschen Ölverbrauch, und wie genau ermittelt die Bundesregierung diesen Wert (bitte detailliert erläutern)? Daten für den deutschen Inlandsabsatz an Mineralölprodukten in den Monaten Juli und August liegen noch nicht vor. Gemäß den vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) erhobenen Daten betrug der Inlandsabsatz im Monat Juni insgesamt 7,673 Millionen Tonnen, davon entfielen 2,899 Millionen Tonnen auf Dieselkraftstoff. Aus Russland eingeführt wurden im Monat Juni insgesamt rund 2,3 Millionen Tonnen an Rohöl und Mineralölprodukten. Damit lag der Anteil Russlands am deutschen Ölverbrauch im Monat Juni bei rund 30 Prozent. In den Monaten Juni und Juli wurden laut BAFA folgende Ölmengen (Juli zum Teil geschätzt) aus Russland eingeführt: Juni Rohöl: 1,811 Millionen Tonnen Mineralölprodukte: 0,488 Millionen Tonnen Diesel: 0,444 Millionen Tonnen Juli (geschätzt) Rohöl: 1,704 Millionen Tonnen Mineralölprodukte: 0,416 Millionen Tonnen Diesel: 0,375 Millionen Tonnen In den vergangenen Monaten hat die Mineralölwirtschaft im engen Austausch mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz Schritte eingeleitet, die Lieferbeziehungen mit Russland zu beenden: Verträge werden nicht verlängert und laufen aus, so dass teilweise größere Anteile russischen Öls bereits substituiert werden konnten. Die EU hatte sich Anfang Juni 2022 auf ein EU- Ölembargo verständigt. Dabei ist ein Kompromiss gelungen: mehr als zwei Drittel der russischen Öllieferungen in die EU wurden mit einem Einfuhrverbot belegt. Konkret wurde vereinbart, vorerst nur russische Öllieferungen über den Seeweg zu unterbinden. Für Transporte per Pipeline sollen Ausnahmen möglich sein. Deutschland und Polen haben bereits erklärt, dass sie die Ausnahmen nicht nutzen und russische Einfuhren über Pipelines zum Jahresende einstellen. Auf Basis des Mineralöldatengesetzes erhebt das BAFA monatlich bei den in der Bundesrepublik Deutschland auf dem Mineralölmarkt tätigen Unternehmen Daten zu ihrer Geschäftstätigkeit. „Große“ Unternehmen melden mit dem sogenannten „Integrierten Mineralölbericht“ (Liste der Erhebungskreisfirmen) Daten wie Rohöleinkauf, Produktion von Mineralölprodukten in den Raffinerien, Bestände, Außenhandel und Verkäufe von Mineralölerzeugnissen nach ausgewählten Kundengruppen. Kleinere Unternehmen melden ihren Außenhandel bei Mineralölerzeugnissen und werden auf dieser Basis in die Statistik einbezogen. Auf diese Weise wird eine nahezu 100-prozentige Marktabdeckung erreicht. Das BAFA ermittelt auf Basis der vom Zoll übermittelten monatlichen Außenhandelsmeldungen (Einfuhrkontrollmeldungen und EU-Bezüge) Daten über Menge, Wert und Preis der Rohölimporte unterschieden nach Ursprungsländern. Die Ergebnisse dieser Erhebungen dienen folgenden Aufgaben: • monatliche Veröffentlichung der Amtlichen Mineralöldaten in Form eines umfassenden Berichts über aktuelle Entwicklungen der Mineralölbranche in Deutschland (www.bafa.de/SharedDocs/Downloads/DE/Energie/Mineraloe l/moel_amtliche_daten_2022_06.html), • auszugsweise Veröffentlichung von Kerngrößen aus der Mineralölstatistik in den monatlichen MineralölINFOs. (www.bafa.de/SharedDocs/Kurzmeld ungen/DE/Energie/Mineraloel/2022_06_mineraloelinfo.html), • die Ergebnisse werden in der monatlichen „RohölINFO zu den Rohölimporten“ veröffentlicht (www.bafa.de/SharedDocs/Kurzmeldungen/DE/Energie/ Rohoel/2022_06_rohloelinfo.html). Die Amtlichen Mineralöldaten sind auf der BAFA-Website unter den oben genannten Links verfügbar und frei zugänglich. 39. Um wie viel teurer sind die alternativen Ölbezugsquellen im Schnitt im Vergleich zu dem russischen Pipelineöl? Der Grenzübergangspreis für russisches Rohöl betrug im ersten Halbjahr 2022 577,12 Euro je Tonne. Rohöle anderer Herkunft wurden im selben Zeitraum zu Grenzübergangspreisen von 622,37 Euro je Tonne bis 882,25 Euro je Tonne bezogen. Im Durchschnitt lag der Grenzübergangspreis für die gesamten deutschen Rohöleinfuhren im ersten Halbjahr 2022 bei 688,51 Euro je Tonne. 40. Welchen Anteil hat Steinkohle aus Russland im Juli und August 2022 am deutschen Steinkohleverbrauch, und wie genau ermittelt die Bundesregierung diesen Wert (bitte detailliert erläutern)? Die Bundesregierung führt keine eigenständigen Erhebungen zum Verbrauch von Steinkohle in Deutschland durch. Für die Monate Juli und August liegen keine derartigen Informationen vor. 41. Um wie viel teurer sind nach Kenntnis der Bundesregierung die alternativen Steinkohlebezugsquellen im Schnitt im Vergleich zur russischen Steinkohle? Nach Angaben des Statistischen Bundesamtes lagen die Importpreise alternativer Steinkohlebezugsquellen im ersten Halbjahr 2022 im Falle kolumbianischer Kohle in etwa auf dem Niveau russischer Kohle, bei US-amerikanischer und australischer Kohle zwischen 25 bis 37 Prozent höher als bei russischer Kohle – siehe dazu auch die Tabelle zu Frage 43. Dieser Trend ist – ungeachtet des generellen Anstiegs der Kohlepreise – seit mehreren Jahren zu beobachten. Bei australischer Kohle ist zudem zu beachten, dass ein Großteil der Importe aus qualitativ und damit auch preislich höherer Kokskohle besteht. 42. Wie setzt die Bundesregierung das EU-Embargo gegen Steinkohle aus Russland um? Die Europäische Union hat mit dem fünften Sanktionspaket das in Artikel 3j der Verordnung (EU) Nr. 833/2014 enthaltene Importverbot für Kohle und andere feste fossile Brennstoffe aus Russland beschlossen. Die Verordnung (EU) Nr. 833/2014 gilt unmittelbar in jedem Mitgliedstaat der Europäischen Union. Ein Umsetzungsakt durch die Mitgliedstaaten ist nicht erforderlich. 43. Aus welchen Ländern wird jetzt Steinkohle nach Deutschland importiert, und in welcher Höhe jeweils, und flankiert die Bundesregierung den Abschluss neuer Lieferverträge politisch, und wenn ja, wie? Die Bundesregierung führt keine eigenständigen Erhebungen zu Steinkohleimporten durch. Die nachfolgenden Ausführungen basieren auf den aktuell verfügbaren Daten des Statistischen Bundesamtes. Einen Überblick über die deutschen Importmengen und -preise von Steinkohle aus den wichtigsten Lieferländern gibt nachfolgende Tabelle: Monat Juni 2021 1. Halbjahr 2021 Monat Juni 2022 1. Halbjahr 2022 1.000 Tonnen Euro je Tonne 1.000 Tonnen Euro je Tonne 1.000 Tonnen Euro je Tonne 1.000 Tonnen Euro je Tonne Gesamt, darunter 2.214,5  95,52 15.453,5  84,50 2.707,0 393,55 18.461,6 292,07  Russland 1.348,1  93,10  8.834,6  75,41 1.030,6 338,99  8.794,1 260,71  USA   430,1  95,95  2.681,5  99,07   712,1 443,98  3.514,0 325,62  Kolumbien    63,1  81,59    795,1  62,57   210,0 325,29  2.099,5 258,32  Australien   297,5 105,96  2.274,0 102,64   380,1 447,49  2.728,6 357,37 Quelle: Erhebungen des Statistischen Bundesamtes gemäß § 6 des Energiestatistikgesetzes   Die Beschaffung von Steinkohle und damit auch die Wahl des Importlandes liegen in der Verantwortung der kohleverbrauchenden Unternehmen. 44. Welchen Anteil hat Gas aus Russland im Juli und August 2022 am deutschen Gasverbrauch, und wie genau ermittelt die Bundesregierung diesen Wert (bitte detailliert erläutern)? Der Bundesregierung liegen hierzu noch keine eigenen Daten vor. Nach Angaben des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), die unter anderem auf den aktuellen Lastflüssen beruhen, betrug der Anteil Russlands am Gasverbrauch in Deutschland im Juli 10 Prozent und im August 9,1 Prozent. 45. Wie viel Gas wird in den nächsten zwölf Monaten aus Katar nach Deutschland geliefert werden, um, wie von Bundeswirtschaftsminister Dr. Robert Habeck angekündigt, russisches Gas „kurzfristig“ (vgl. Instagramm-Video von Bundeswirtschaftsminister Dr. Robert Habeck unter dem Profilnamen Robert.Habeck vom 21. März 2022) zu ersetzen? 46. War die Ankündigung von Bundeswirtschaftsminister Dr. Robert Habeck in dem in Frage 45 genannten Video, dass „kurzfristige“ Gaslieferungen aus Katar „russisches Gas ersetzen“, innerhalb der Bundesregierung abgestimmt, und wenn ja, welchen Verbindlichkeitscharakter hat diese Ankündigung aus Sicht der Bundesregierung, und wenn nein, warum wurde dies vorher nicht abgestimmt? Die Fragen 45 und 46 werden gemeinsam beantwortet. Deutsche Unternehmen beziehen bereits gegenwärtig LNG aus Katar und führen Gespräche über weitere zusätzliche Lieferungen. Da LNG derzeit auch aus weiteren Lieferländern bezogen wird, ist eine Aussage derzeit zum Lieferanteil aus Katar nicht möglich. Die Bundesregierung sieht keine Notwendigkeit, Äußerungen des Bundesministers für Wirtschaft und Klimaschutz innerhalb der Bundesregierung vorher abzustimmen, wenn sie in seine Ressortzuständigkeit fallen. 47. Wie ist der Stand der Verhandlungen über bilaterale Solidaritätsabkommen zur Sicherung der Erdgasversorgung im Krisenfall mit Polen, Tschechien und Italien, und wann ist mit einem Abschluss zu rechnen? Entsprechend Artikel 13 der Verordnung (EU) 2017/1938 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2017 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nummer 994/2010 (im Folgenden bezeichnet als VO (EU) 2017/1938) einigen sich die Mitgliedstaaten über technische, rechtliche und finanzielle Regelungen zur Anwendung von Solidaritätsmaßnahmen in einer schweren Gasmangellage in Form von bilateralen Solidaritätsverträgen. Entsprechende Maßnahmen werden erst umgesetzt, sollten alle marktlichen Maßnahmen in dem jeweiligen nach Solidarität anfragenden Mitgliedstaat ausgeschöpft sein. Die Anwendung der bilateralen Solidaritätsverträge ist somit das letzte Mittel der Wahl zur Bewältigung einer schweren Gasmangellage für den jeweiligen um Solidarität bittenden Mitgliedstaat. Deutschland hat zwei bilaterale Verträge abgeschlossen, mit Dänemark (Dezember 2020) und Österreich (Dezember 2021). Im Juli 2022 hat sich das BMWK in einer Gemeinsamen Erklärung mit Tschechien darauf verständigt, bis zu Beginn des Winters 2022/2023 einen bilateralen Vertrag abzuschließen. Die Verhandlungen mit Polen, Belgien, der Niederlande, Luxemburg, Frankreich und Italien verliefen zuletzt teilweise wenig erfolgversprechend. Die Niederlande haben öffentlich erklärt, dass sie im Fall einer schweren Gasmangellage Deutschland in jedem Fall beistehen würden. Unabhängig von dem konkreten Abschluss von bilateralen Solidaritätsverträgen gelten die Bestimmungen zur Leistung und zur Erbringung von Solidarität gemäß Artikel 13 VO (EU) 2017/1938. Mitgliedstaaten sind somit zu gegenseitiger Solidarität verpflichtet. 48. Welche konkreten Maßnahmen unternimmt die Bundesregierung, um ihren Plan, bis Sommer 2024 vollständig unabhängig von russischen Gasimporten zu sein (https://journalistico.com/wirtschaft/bundesnetzage ntur-2024-ohne-russisches-gas-ist-ambitioniert/), in die Tat umzusetzen (bitte im Einzelnen mit den entsprechenden geplanten Größenordnungen, um dieses Ziel zu erreichen, auflisten)? Um die Unabhängigkeit von russischem Erdgas bis Sommer 2024 zu erreichen, beabsichtigt die Bundesregierung, die Gaslieferungen entsprechend zu diversifizieren. Einen wesentlichen Beitrag hierfür werden die geplanten Flüssiggas- Anlandekapazitäten in Form von FSRU leisten. Der Bund wird fünf Schiffe an den nachfolgend aufgeführten Standorten einsetzen, hinzu kommt ein privates Projekt. Zusätzlich werden die Standorte Rostock und Hamburg geprüft. Das genaue Datum der Inbetriebnahmen der schwimmenden LNG-Terminals kann noch nicht für alle Standorte zum jetzigen Zeitpunkt bestimmt werden. Gegenwärtig geht die Bundesregierung davon aus, dass folgende Kapazitäten im Sommer 2024 zur Verfügung stehen werden: Standort Aufnahme der Regasifizierung Kapazität des FSRU Wilhelmshaven Jahreswechsel 2022/2023 5 Milliarden Kubikmeter pro Jahr Brunsbüttel Jahreswechsel 2022/2023 7,5 Milliarden Kubikmeter pro Jahr Lubmin (Angabe des Betreibers, Deutsche Regas) Ende 2022 3,5 Milliarden Kubikmeter pro Jahr Stade Ende 2023 5 Milliarden Kubikmeter pro Jahr Lubmin Ende 2023 5 Milliarden Kubikmeter pro Jahr Wilhelmshaven Oktober 2023 5 Milliarden Kubikmeter pro Jahr Des Weiteren geht die Bundesregierung davon aus, dass zusätzliche LNG- Lieferungen aus Belgien, den Niederlanden, Frankreich und Großbritannien den deutschen Erdgasmarkt erreichen sowie zusätzliche Pipelinemengen aus Norwegen. 49. Wie haben sich deutsche Energie-Exporte an die europäischen Nachbarländer in den letzten sechs Monaten entwickelt (bitte die Exportmengen nach Energieträgern und Monaten aufschlüsseln)? Die Ausfuhren von Energieträgern aus Deutschland ins Ausland haben sich seit Januar 2022 monatlich wie folgt entwickelt: Januar 2022 Februar 2022 März 2022 April 2022 Mai 2022 Juni 2022 Juli 2022 Erdgas (in Terawattstunden) 62,9 52,4 59,8 60,8 64,6 49,3 44,9 Steinkohle1 (in Tonnen)    70.365    74.118    93.095    70.351    92.982    76.086 keine Angabe Mineralölprodukte2 (in Tonnen) 1.869.474 1.652.889 1.592.749 1.694.008 1.702.002 1.806.249 keine Angabe 1) Steinkohle und Steinkohlenbriketts 2) Hauptprodukte: Rohbenzin, Ottokraftstoff, Benzinkomponenten, Dieselkraftstoff, leichtes Heizöl, Mitteldestillatkomponenten, schweres Heizöl und halbschwere (HS-)Komponenten Quellen: Bundesnetzagentur nach Daten der Fernleitungsnetzbetreiber, Statistisches Bundesamt, Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle 50. Sind die avisierten 10 Prozent zusätzliches Erdgas aus Norwegen (https://www.faz.net/aktuell/wirtschaft/norwegen-kann-gaslieferung-nac h-deutschland-nicht-steigern-18247236.html) für den deutschen Markt oder für andere europäische Länder bestimmt? Nach Kenntnis der Bundesrepublik Deutschland sind die zusätzlichen von Norwegen geförderten Erdgasmengen für den deutschen sowie den europäischen Erdgasmarkt bestimmt und dienen damit auch der weiteren Erhöhung der Unabhängigkeit von russischen Erdgaslieferungen. 51. Um wie viel teurer sind nach Kenntnis der Bundesregierung die alternativen Gasbezugsquellen im Schnitt im Vergleich zu russischem Gas? Hierzu kann gegenwärtig keine belastbare Aussage durch die Bundesregierung getroffen werden. Durch die russische Lieferreduzierung über die Nord- Stream-1-Pipeline, die Jamal-Pipeline und den Ukraine-Gastransit stehen derzeit nur noch geringste russische Erdgaslieferungen für den europäischen Markt zur Verfügung. Diese russischen Manipulationen am Gasmarkt führten mehrfach dazu, dass der Gaspreis an den Börsen seit Beginn des russischen Angriffskrieges gegen die Ukraine massiv gestiegen ist. Der Ersatz der russischen Lieferungen erfolgt weitestgehend zum jeweils aktuellen Börsenpreis, parallel besitzen die erdgasimportierenden Unternehmen auch Langfristlieferverträge aus nicht russischen Lieferquellen, die eigene Preisformeln in den Verträgen enthalten. 52. Zu welchem Durchschnittspreis pro Kubikmeter Gas wurde nach Kenntnis der Bundesregierung durch Trading Hub Europe GmbH Gas eingekauft, um die Speicher zu füllen (https://www.rnd.de/wirtschaft/gas-kris e-umlage-koennte-bald-steigen-speicher-bei-ueber-80-prozent-5MU7B3J TW3HUPZQRUPOGRPQ7FU.html), und welche Gesamtkosten sind im Jahr 2022 bisher für den Bundeshaushalt entstanden, um die Speicher zu füllen, und auf wen und durch welche Maßnahmen werden diese Kosten umgelegt, welcher Restkostenanteil wird beim Bund verbleiben? Nach Auffassung der Bundesregierung ist hier zu unterscheiden zwischen dem Erdgas, welches im Auftrage der Bundesregierung erworben wurde, und der Kreditlinie für Trading Hub Europe GmbH (THE). Die Bundesregierung hat die THE im April 2022 mit dem Einkauf von LNG zur Einspeicherung beauftragt. Dafür wurden 1,5 Mrd. Euro per außerplanmäßiger Ausgabe in Kapitel 6002 Titel 671 01 gewährt. Im Rahmen des Ergänzungshaushalts 2022 wurden die Mittel auf insgesamt 2,5 Mrd. Euro aufgestockt. Die THE arbeitet entgeltfrei, entstehende externe Kosten werden vom Bund übernommen. Die im Rahmen der Ausspeicherung erzielten Erlöse fließen wieder an den Bund zurück und werden entsprechend wieder im Haushalt vereinnahmt. Im Rahmen des Titels 6002 671 01 wurden zwischen dem 10. März 2022 und dem 1. Juni 2022 bisher insgesamt für 1.474.261.726,00 Euro 0,950 Terawattstunden Erdgas von fünf Unternehmen am Markt erworben und in sieben deutsche Speicher eingespeichert. Je nach Entwicklung im Winter ist vorgesehen, dieses Gas wieder bis zum 31. März 2023 auszuspeichern. Zur Befüllung der Gasspeicher wurde THE Anfang Juni 2022 auf Basis einer eigens hierfür geschaffenen Ermächtigungsgrundlage (§ 3 Absatz 1 Satz 1 Nummer 5 des Gesetzes über die Feststellung des Bundeshaushaltsplans für das Haushaltsjahr 2022 vom 22. Juni 2022 in Verbindung mit Nummer 5.13 der Verbindlichen Erläuterungen zu Kapitel 3208 des Bundeshaushaltsplans) eine KfW-Kreditlinie in Höhe von 15 Mrd. Euro eingeräumt. Diese dient ausschließlich zur Erfüllung der Vorgaben des Gesetzes zur Einführung von Füllstandsvorgaben für Gasspeicheranlagen (§ 35a ff. EnWG). Die Ziehungen erfolgen in Tranchen gegen plausible Darlegung des entsprechenden Bedarfs. Die Befüllung läuft derzeit noch, die preislichen Details unterliegen tagesaktuellen Schwankungen und umfassen Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse, die Börsenrelevanz besitzen. 53. Durch wen werden die 10 Mrd. Euro, die die Bundesregierung zur Stützung der Securing Energy for Europe GmbH zur Verfügung gestellt hat, letztendlich getragen werden, und trifft die Vermutung der Fragesteller zu, dass diese durch die Verbraucherinnen und Verbraucher durch eine Umlage bzw. durch entsprechend höhere Gaspreise getragen werden, und wenn nein, wird ein Teil der Kosten abschließend vom Bundeshaushalt getragen? Bislang wurde der Securing Energy for Europe GmbH ein KfW-Kredit in Höhe von 11,8 Mrd. Euro gewährt. Sollte der Kredit nicht vollständig zurückgezahlt werden können, müsste der Bund den Ausfall über den Bundeshaushalt tragen. 54. Wie viel des KfW-Kredits der Bundesregierung an die Trading Hub Europe GmbH über 15 Mrd. Euro wurde nach Kenntnis der Bundesregierung bereits ausgegeben, wie viele TWh Erdgas/LNG (bitte aufschlüsseln) wurden dafür beschafft, und wie wirkt sich dies auf den Gasspeicherstand aus? Wie bereits in der Antwort zu Frage 52 ausgeführt, läuft die Einspeisung noch und die preislichen Details unterliegen tagesaktuellen Schwankungen. Der Bundesregierung ist bekannt, dass THE aktuell in die Speicher UGS Rehden (rund 260 Gigawattstunden pro Tag) und UGS Wolfersberg (rund 26 Gigawattstunden pro Tag) einspeist. Insgesamt sind die deutschen Speicher derzeit zu 88,33 Prozent (mit Stand vom 11. September 2022) gefüllt. 55. Wurden bei der Stützung von Uniper Regelungen dahin gehend getroffen, dass der Bund mittel- und langfristig im Falle einer wieder positiven Geschäftsentwicklung des Unternehmens das eingebrachte Geld vollständig zurückerhält, etwa in Form von Besserungsscheinen oder Besserungsregelungen, und wenn ja, welche? Die Bundesregierung hat sich mit Fortum am 22. Juli 2022 auf Eckpunkte eines umfassenden Stabilisierungspakets für Uniper geeinigt. Die Umsetzung bzw. Ausgestaltung der konkreten Rettungsinstrumente findet derzeit statt. Hinsichtlich der geplanten Aktienbeteiligung zum Nominalwert von 1,70 Euro hängt der Gewinn bzw. Verlust des Bundes – und damit die Rückzahlung der hierfür aufgewendeten Mittel – von der künftigen Aktienkursentwicklung Unipers ab. Die übrigen Stabilisierungsinstrumente werden rückzahlbar ausgestaltet, so dass der Bund die gewährten Mittel, zuzüglich einer angemessenen Vergütung, vollständig zurückerhalten soll. 56. Wie bewertet die Bundesregierung die aktuelle Versorgungssituation mit Steinkohle, Öl und Benzin in Süddeutschland im Hinblick auf den niedrigen Wasserpegel im Rhein, und welche Maßnahmen plant die Bundesregierung ggf., um die Energieversorgung in den betroffenen Bundesländern zu sichern? Die Transportkapazitäten in der Binnenschifffahrt sind aufgrund der niedrigen Pegelstände des Rheins stark eingeschränkt. Die Energieversorgung in den betroffenen Bundesländern ist jedoch gesichert, da an den Kraftwerksstandorten aktuell noch ausreichend Kohlevorräte vorhanden sind. Die Bundesregierung beobachtet die Lage im Hinblick auf vermehrte Kraftwerkseinsätze im Herbst genau und ist hierzu im engen Austausch mit der Bundesnetzagentur und den Übertragungsnetzbetreibern. Zudem dient die am 29. August 2022 verkündete Energiesicherungstransportverordnung sowie die von der DB Netz AG in Kraft gesetzten modifizierten Netznutzungsbedingungen dazu, dass zusätzliche Transportbedarfe von Energieträgern, die unter anderem auch durch die Verlagerung von der Binnenschifffahrt auf die Schiene entstehen, vorrangig abgewickelt werden können. Hinsichtlich der Versorgung mit Mineralölprodukten beobachtet die Bundesregierung gemeinsam mit der Mineralölwirtschaft und dem Erdölbevorratungsverband aufmerksam die Lage in Süddeutschland. Die aktuelle Lage wird fortlaufend im Krisenversorgungsrat bewertet. Insbesondere der Ausfall der Raffinerien Schwechat und Burghausen hat in Verbindung mit niedrigen Wasserständen zu einer angespannten Situation geführt, bei der sich derzeit aber eine Entspannung der Lage abzeichnet. 57. Mit welcher Netzbelastung durch Heizlüfter im kommenden Winter und mit welcher Auswirkung auf die Strom-Versorgungsicherheit rechnet die Bundesregierung vor dem Hintergrund, dass die Bundesnetzagentur zwar von Heizlüftern als Gas-Ersatz abgeraten hat (https://www.n-tv.de/wirtsc haft/Bundesnetzagentur-Heizluefter-sind-keine-Alternative-article23497 558.html), gleichzeitig aber wohl bereits fast jeder Dritte eine Anschaffung plant oder über eine Anschaffung nachdenkt (https://www.handelsbl att.com/politik/deutschland/gaskrise-umfrage-jeder-zehnte-hat-sich-scho n-eine-elektroheizung-gekauft/28579648.html)? Nach Einschätzung der Branche könnte ein verbreiteter Einsatz elektrischer Direktheizungen (Heizlüfter, Heizstrahler, Radiatoren) aufgrund der hohen Gleichzeitigkeit zu örtlichen Überlastungen im Verteilnetz führen. Dies beträfe dann vorrangig Gebiete mit besonders hohem Gasanteil an der Wärmeversorgung. Auswirkungen auf den Ausgleich der Systembilanz und damit auf die Stabilität des Gesamtsystems (einschließlich Übertragungsnetze) wären dadurch jedoch nicht zu erwarten. Pauschale Aussagen zur Netzbelastung durch elektrische Direktheizungen sind nicht möglich, da deren Einsatz von verschiedenen Parametern abhängt, die sich nur schwer prognostizieren lassen: Der Kauf elektrischer Direktheizungen ist nicht registrierungspflichtig, so dass weder die genaue Anzahl dieser Geräte noch deren räumliche Verteilung im Verteilnetz bekannt ist. Auch lässt sich das Verbrauchsverhalten privater Haushaltskunden nur schwer vorhersehen. Dieses hängt maßgeblich von der weiteren Entwicklung der Strom- und Gaspreise ab. Im Juli 2022 lag der durchschnittliche Strompreis für Haushaltskunden mehr als doppelt so hoch wie der durchschnittliche Gaspreis (Quelle: Strom-/ Gaspreisanalyse BDEW). Der Betrieb elektrischer Direktheizungen ist daher unwirtschaftlich. Die Bundesregierung steht zu diesem Thema bereits im Austausch mit der Bundesnetzagentur und den Verbänden der Energiewirtschaft. Im Rahmen der aktuellen „Energiewechsel-Kampagne“ des BMWK sollen zudem Verbrauchertipps u. a. zum Umgang mit elektrischen Direktheizungen zur Verfügung gestellt werden. 58. Auf welcher fachlichen Grundlage haben Vertreter der Bundesregierung wiederholt behauptet, „Deutschland habe kein Stromproblem“ (https://w ww.n-tv.de/politik/Habeck-Haben-Gasproblem-kein-Stromproblem-artic le23467946.html), und hält die Bundesregierung weiterhin an dieser Aussage fest? Die Bundesregierung hält weiterhin an der Aussage fest, dass Deutschland aktuell kein Stromversorgungssicherheitsproblem hat. Der zweite Stresstest hat gezeigt, unter welchen Bedingungen und mit welchen Maßnahmen die Stromversorgungssicherheit gewährleistet werden kann. Im Hinblick auf den kommenden Winter werden die Entwicklungen hinsichtlich Verbrauch und Erzeugungspotential deshalb genau beobachtet und bewertet. Entscheidende Einflussgrößen sind dabei die Verfügbarkeit von Kraftwerken in den europäischen Nachbarstaaten (insbesondere Kernkraftwerke in Frankreich sowie Wasserkraft), die Verfügbarkeit von Kohle an den Kraftwerksstandorten in Deutschland und die Versorgung der systemrelevanten Gaskraftwerke mit Brennstoff. Gesamtherstellung: H. Heenemann GmbH & Co. KG, Buch- und Offsetdruckerei, Bessemerstraße 83–91, 12103 Berlin, www.heenemann-druck.de Vertrieb: Bundesanzeiger Verlag GmbH, Postfach 10 05 34, 50445 Köln, Telefon (02 21) 97 66 83 40, Fax (02 21) 97 66 83 44, www.bundesanzeiger-verlag.de ISSN 0722-8333]