Der rechtliche Rahmen für den Wasserstofftransport in Deutschland basiert auf dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sowie einer Reihe von Verordnungen und regulatorischen Vorgaben.
Die einzelnen Regelungen im Detail:
Mit der im Mai 2024 in Kraft getretenen EnWG-Novelle wurde erstmals ein rechtlicher Rahmen für regulierte Wasserstoffnetze geschaffen. Betreiber können ihre Netze auf freiwilliger Basis dem Regulierungsregime unterstellen (Opt-in). Für diese regulierten Wasserstoffnetze gilt der Grundsatz des diskriminierungsfreien Netzzugangs gemäß § 28n EnWG. Darüber hinaus sieht die Novelle auch eine verpflichtende Regulierung für Betreiber bestimmter Netze vor, insbesondere für solche, die dem Wasserstoff-Kernnetz zuzuordnen sind oder Maßnahmen des Wasserstoff-Netzentwicklungsplans (NEP) umsetzen.
Analog zum Erdgasbereich wird der Netzzugang beim Wasserstoff durch ein Entry-Exit-Modell organisiert, bei dem Betreiber von Wasserstoffnetzen Dritten diskriminierungsfreien Zugang gewähren, gemeinsame Vertragsstandards entwickeln und untereinander kooperieren, um den Zugang über mehrere Netze hinweg mit nur einem Ein- und Ausspeisevertrag zu ermöglichen.
Die 2023 in Kraft getretene Wasserstoffnetzentgeltverordnung regelt die wirtschaftliche Seite des Netzbetriebs für Wasserstoffleitungen, wobei für das Wasserstoff-Kernnetz teils Sonderregelungen gelten. Die Verordnung bestimmt, dass die Netzentgelte so gestaltet sein müssen, dass sie die Kosten eines effizienten Netzbetriebs decken. Dabei sind die Betreiber verpflichtet, ihre Entgeltsysteme transparent zu dokumentieren und der Bundesnetzagentur vorzulegen. Zuschüsse aus Fördermitteln sowie andere kostenmindernde Erlöse und Erträge werden dabei berücksichtigt und mindern die Netzkosten entsprechend. Zudem ist ein jährlicher Plan-Ist-Kosten-Abgleich vorgesehen, um Abweichungen zwischen den geplanten und tatsächlichen Kosten zu identifizieren und auszugleichen. Diese Regelungen sollen einen fairen und transparenten Zugang zu Wasserstoffnetzen gewährleisten und gleichzeitig Investitionen in den Netzausbau fördern
Für die Netzentgelte im Wasserstoff-Kernnetz gibt es einen gesonderten regulatorischen Rahmen, der der Besonderheit des Markthochlaufs Rechnung trägt. Dieser ist im § 28r EnWG geregelt und wird durch die Festlegung „WANDA“ der Bundesnetzagentur weiter konkretisiert. Der Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes erfolgt im Grundsatz privatwirtschaftlich, d. h. er soll bis 2055 durch Netzentgelte refinanziert werden. Die Kosten der Entwicklung und des Betriebs des Wasserstoff-Kernnetzes werden teilweise in die Zukunft verlagert, damit nicht die ersten Netznutzer allein die vollen Kosten tragen müssen, sondern die Kosten zu einem späteren Zeitpunkt auf eine viel größere Anzahl von Netznutzern verteilt werden können. Dieser intertemporale Kostenallokationsmechanismus ermöglicht marktgängige Entgelte in der Hochlaufphase. Die rechtliche Grundlage für den intertemporalen Kostenallokationsmechanismus bildet auf europäischer Ebene Art. 5 Abs. 3 der Verordnung (EU) 2024/1789 als Teil des EU-Gasmarktpaketes.
Dieser Mechanismus funktioniert wie folgt: Um die Kosten für erste Nutzer zu begrenzen, werden die Netzentgelte anfänglich gedeckelt (sog. Hochlaufentgelt) und ein Amortisationskonto gleicht anfängliche Mindereinnahmen durch spätere Mehreinnahmen aus, wenn mehr Netznutzer das Netz nutzen.
Das Hochlaufentgelt im Wasserstoff-Kernnetz ist ein bundesweit einheitliches Netzentgelt, das an allen Ein- und Ausspeisepunkten gilt. Es soll die während der Hochlaufphase entstehenden Kosten vollständig decken und gleichzeitig marktgerecht gestaltet sein. Die Bundesnetzagentur hat am 14. Juli ein Entgelt von 25 €/kWh/h/a festgelegt. Das Hochlaufentgelt gilt ab 2025, wird jährlich inflationiert und alle drei Jahre überprüft.
Auch die Konsultation zur Ergänzung der im Juni 2024 in Kraft getretenen Festlegung “WANDA” ist ein wichtiger Baustein für die Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens. Die darin vorgesehene differenzierte Bepreisung schafft eine Grundlage für eine verursachungsgerechte Bepreisung und effiziente Netznutzung. Gleichzeitig muss sichergestellt werden, dass Rabatte und Multiplikatoren die Refinanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes nicht gefährden.
Beide Konsultationen stehen in engem Zusammenhang und müssen daher auch im Zusammenspiel betrachtet werden. Das Zusammenspiel von Multiplikatoren und Rabatten ist somit zwingend auch bei der Festlegung des Hochlaufentgelts zu berücksichtigen, um ein strukturelles Defizit im Amortisationskonto zu vermeiden.
Die Anforderungen des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff sind durch das im Jahr 2024 novellierte Energiewirtschaftsgesetz (§§ 15a bis 15d EnWG) und in Anlehnung an den EU-weiten Netzentwicklungsplan (Verordnung (EG) Nr. 715/2009) festgelegt.
§ 15a des Energiewirtschaftsgesetzes legt die zentralen Elemente der Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff fest. Demnach sind die Betreiber von Fernleitungsnetzen und regulierte Betreiber von Wasserstofftransportnetzen verpflichtet, alle zwei Jahre – erstmals im Jahr 2025 – einen integrierten Netzentwicklungsplan für Gas und Wasserstoff zu erstellen. Zur Koordination dieses Prozesses haben sie gemäß § 15a Abs. 2 EnWG zum 30. Mai 2024 gemeinsam eine Koordinierungsstelle errichtet. Diese Stelle übernimmt Aufgaben wie die Erarbeitung des Szenariorahmens und die Erstellung des Netzentwicklungsplans. Zudem betreibt sie eine Datenbank, die Netzmodelle und Kapazitätsdaten enthält, um eine transparente und nachvollziehbare Planung zu gewährleisten. Alle relevanten Netzbetreiber sind verpflichtet, der Koordinierungsstelle die notwendigen Informationen bereitzustellen und bei der Erstellung des Netzentwicklungsplans mitzuwirken. Ziel ist es, eine effiziente, bedarfsgerechte und klimazielkonforme Entwicklung der Gas- und Wasserstoffinfrastruktur sicherzustellen.
Die Koordinierungsstelle legt die Ausarbeitungen der Fernleitungsnetzbetreiber und der Betreiber von Wasserstofftransportnetzen der Bundesnetzagentur zur Prüfung vor. Behörden, wichtige Marktteilnehmer sowie die Öffentlichkeit werden konsultiert.
Zur weiteren Ausgestaltung des Netzzugangsregimes entwickelt die Bundesnetzagentur ergänzende Festlegungen. Die Festlegung „WasABi“ soll u. a. die Bilanzierungsregeln und Rollenmodelle für Marktakteure festlegen. Die Festlegung „WaKandA“ befasst sich insbesondere mit Regelungen zu Kapazitätsbuchung, Kapazitätsprodukten, Transparenz und Netzinformationen. Die Festlegungen wurden von der Bundesnetzagentur final konsultiert. Der Abschluss des Verfahrens ist bis Sommer 2025 geplant. Beide Festlegungen sind zentrale Bausteine zur operativen Umsetzung eines funktionierenden Wasserstoffbinnenmarkts.
Mit dem europäischen Gas- und Wasserstoffmarktpaket, das 2024 in Kraft getreten ist, wurde erstmals ein EU-weiter Regulierungsrahmen für Wasserstoffinfrastrukturen geschaffen. Das Paket besteht aus der seit dem 5. Februar 2025 gültigen Verordnung (EU) 2024/1789 über den Binnenmarkt für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff sowie aus der Richtlinie (EU) 2024/1788 (Gas‑Binnenmarktrichtlinie mit Erweiterung auf Wasserstoff), die bis spätestens 5. August 2026 in nationales Recht umgesetzt werden muss.
Dieser umfasst Vorschriften zu u. a. Netzzugang, Entgelten, Infrastrukturplanung, Markttransparenz und Unbundling. Ein zentrales Element ist der Aufbau eines europäischen Netzentwicklungsprozesses. Begleitend entsteht derzeit das europäische Netzwerk European Network of Network Operators for Hydrogen (ENNOH) – das Pendant zu ENTSOG im Gasbereich. Die formelle Gründung von ENNOH ist noch nicht abgeschlossen, operative Aufgaben wie ein europäischer Netzentwicklungsplan sind aber ab 2026 geplant.
