Bereits im Juni 2023 wurden in der Erklärung zum Fernwärmegipfel hohe Neuanschlussraten an Wärmenetze proklamiert: 100.000 Neuanschlüsse von Gebäuden pro Jahr sollen es sein, um den Anteil der Fernwärme an der Wärmeversorgung zu steigern. Bis 2045 wäre das eine Verdreifachung der Anzahl angeschlossener Gebäude.

Was ist daraus geworden? Trotz der vor über zwei Jahren vereinbarten Maßnahmen, die den rechtlichen Rahmen für den notwendigen Aus- und Umbau der Wärmenetze schaffen sollten, ist bislang zu wenig geschehen. Die Rahmenbedingungen für den Ausbau der Fernwärmenetze zeigen nicht die erforderlichen Anreize und sind oft sogar hinderlich. Wenn der bisherige politische Kurs beibehalten wird, stehen sowohl der notwendige Ausbau und die Nachverdichtung als auch die Dekarbonisierung der Wärmenetze bis 2045 ernsthaft infrage.

Dafür gibt es mehrere Gründe. Drei besonders relevante greife ich heraus:

1. Die Wärmelieferverordnung bremst den Ausbau von Wärmenetzen. Sie gilt für den vermieteten Gebäudebestand. Da Wärmenetze vor allem in verdichteten Stadtgebieten betrieben werden, sind vermietete Bestandsgebäude die größte Kundengruppe der Wärmenetzbetreiber. Hier liegt zugleich das größte Potenzial für Nachverdichtung und Netzerweiterung. Das Problem: Neuanschlüsse an ein Wärmenetz dürfen keine höheren Betriebskosten verursachen als die bisherige - meist fossile - Heizung.

Dieses Ungleichgewicht behindert eine sozial verträgliche Wärmewende: Aufgrund der zukünftig deutlich steigenden CO2-Preise wäre ein Festhalten an der bisherigen Vergleichssystematik ein Pyrrhussieg für die Verbraucher, da der Wechsel auf eine kostengünstige, dekarbonisierte Heizung unnötig verzögert und an teuren fossilen Brennstoffen festgehalten wird. Daher sollte zusätzlich die Vergangenheitsbetrachtung durch einen zukunftsgewandten Betriebskostenvergleich zwischen den GEG-konformen Erfüllungsoptionen ersetzt werden.

Außerdem dürfen beim Austausch der Heizung die Investitionskosten in der Regel nicht über die Betriebskosten abgerechnet werden. Jedoch kann der Vermieter für eine dezentrale klimaneutrale Eigenversorgung die Kaltmiete bis zu einem bestimmten Betrag anheben. Der Fernwärmeversorger erhebt dagegen einen Wärmepreis, der auch Deckungsbeiträge für die Investitionen beinhaltet.

Letztendlich können also Investitionskosten für Wärmenetzanschlüsse nicht in gleichem Maß auf die Miete umgelegt werden wie bei wärmenetzunabhängigen Heizungen. In der Praxis führt das dann dazu, dass sich Vermieter häufig für die Eigenlösung entscheiden, unabhängig davon, welche Option für die Gesamtmiete am günstigsten wäre. Trotz dieser Fehlanreize ist die Wärmelieferverordnung bislang unverändert geblieben.

2. Die bislang veranschlagten Fördermittel reichen nicht aus, um alle Wärmenetze zu finanzieren. Mehrere Studien (u.a. Fortschrittsmonitor von BDEW und EY oder Prognos) zeigen, dass der tatsächliche Förderbedarf für Wärmenetze mehr als dreimal so hoch liegt wie bisher angenommen und in den Förderprogrammen vorgesehen ist. Zwar haben viele Unternehmen trotz knapper Mittel begonnen zu investieren, doch die Ungewissheit über das langfristige Fördervolumen bremst weitere Vorhaben. Die beiden zentralen Fördermöglichkeiten bestehen über das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) und die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW). Klar ist: Es braucht einen Hochlauf der BEW auf zunächst mindestens 3,5 Milliarden Euro pro Jahr und eine verlässliche Verstetigung der Förderung für die Zukunft.

3. Mit der Wärmeplanung haben Kommunen ein strategisches Instrument für den Ausbau der Wärmenetze, doch vielerorts besteht Unsicherheit bei der Umsetzung. Entscheidend ist, diese zu verringern, etwa durch verbindliche Qualitätsstandards für Wärmepläne und eine gesicherte Finanzierung der Wärmewende. Die Finanzierung könnte z.B. durch die Einrichtung eines Fonds flankiert werden, der Anreize für Kapitalbeteiligungen schafft und die Eigenkapitalausstattung der investierenden Unternehmen stärkt.

Die Wärmewende ist die Königsdisziplin der Energiewende und ein zentraler Baustein der Klimaschutzpolitik. Fernwärme wird essenzieller Baustein, nicht nur für eine klimaneutrale, sondern auch für eine sozialverträgliche Wärmeversorgung. Der Ausbau und die Dekarbonisierung der leitungsgebundenen Wärmeversorgung setzen zudem starke Impulse für die regionale Wirtschaft. Die Energiewirtschaft ist bereits aktiv, nun kommt es darauf an, dass die neue Regierung die richtigen Rahmenbedingungen setzt.
 

Die im Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) zusammengeschlossenen Verbände äußerten sich überwiegend positiv zu den Plänen, insbesondere zur vorgesehenen Verschärfung der Betrugsprävention im Biokraftstoffsektor. Diese Maßnahmen sollen laut HBB-Leiterin Sandra Rostek dazu beitragen, dass heimische Produzenten besser vor irreführenden Importen geschützt werden. Zudem begrüßen die Verbände die vorgesehene Bestandsschutzregelung bei den Treibhausgasvorgaben für bestehende Biogasanlagen und Holzheizkraftwerke.

Weniger Bürokratie ermöglichen
Rostek wies zugleich darauf hin, dass zusätzliche Schritte nötig seien. Sie forderte ein Zulassungsverfahren für Produzenten fortschrittlicher Biokraftstoffe, um die Wirksamkeit der Maßnahmen zu sichern. Auch bei der Einführung der Unionsdatenbank (UDB) für Nachhaltigkeitsnachweise sieht das HBB Nachbesserungsbedarf. „Übergangs- und Buchungsfristen sowie eine Schnittstelle zur nationalen Datenbank Nabisy sind erforderlich, um Doppeleingaben zu vermeiden und die Unternehmen nicht mit zusätzlicher Bürokratie zu belasten“, forderte Rostek.

Positiv bewertet das HBB, dass die Bundesregierung für bestimmte Bestandsanlagen die Treibhausgasminderungsanforderungen bis Ende 2030 aussetzen will. Damit nutze sie die Spielräume der EU, erklärte Rostek. Kritisch sei jedoch, dass dies nicht für die sogenannten Flächenkriterien gelte. Zudem vermisse die Branche erleichterte Nachweissysteme für Anlagen ab 7,5 MW, die feste Biomasse einsetzen. Rostek verwies darauf, dass das BMUKN zwar in einzelnen Punkten Erleichterungen vorsieht – etwa bei Übergangsfristen aufgrund eines Engpasses an Auditoren –, die RED-III-Möglichkeiten jedoch nicht vollständig ausschöpfe. Chancen zum Bürokratieabbau, wie im Koalitionsvertrag vorgesehen, würden so ungenutzt bleiben.

Scharfe Kritik äußerten die Bioenergieverbände an den geplanten Eingriffen in die Forstwirtschaft. Laut HBB versuche das BMUKN, über die Nachhaltigkeitsverordnung neue forstwirtschaftliche Regelungen einzuführen, die über die EU-Vorgaben hinausgehen. Rostek warnte, dies käme einem „Waldgesetz 2.0“ gleich und würde sowohl die Gesetzgebungskompetenz des Bundestags als auch die Zuständigkeiten der Länder unterlaufen.

Die Stellungnahmen zu Biokraftstoff und Biomassestrom stehen als PDF zum Download bereit.

Nach Berechnungen des BBSR leben inzwischen mehr als 60 Prozent der Bevölkerung in Kommunen, die an einer Wärmeplanung arbeiten oder diese bereits abgeschlossen haben. „Gemessen an den gesetzlichen Fristen ist dieser Stand als deutlicher Fortschritt zu bewerten“, so das Bundesinstitut. Die 20-seitige Analyse betrachtet die Bundesländer konkret.

Baden-Württemberg mit Vorsprung

Besonders weit ist demnach Baden-Württemberg, wo knapp ein Viertel der Gemeinden bereits fertige Wärmepläne vorlegen konnten. Hintergrund ist die dort früh eingeführte landesrechtliche Verpflichtung. Bundesweit zeigt sich, dass auch viele kleinere Kommunen mit unter 100.000 Einwohnerinnen und Einwohnern schon mit der Planung begonnen haben, obwohl sie gesetzlich erst bis Mitte 2028 dazu verpflichtet wären. Kommunen mit mehr als 100.000 Einwohnern müssen ihre Wärmepläne dagegen bis Mitte 2026 vorlegen.

Die Wärmeplanung ist im Wärmeplanungsgesetz (WPG) geregelt, das am 1. Januar 2024 in Kraft trat. Es verpflichtet die Länder, flächendeckende Wärmepläne zu ermöglichen. Die meisten Länder übertragen die Aufgabe an die Kommunen. Das Gesetz soll sicherstellen, dass Eigentümerinnen und Eigentümer von Gebäuden künftig wissen, ob ein Anschluss an ein Wärmenetz vorgesehen ist oder ob sie auf dezentrale Lösungen wie Wärmepumpen setzen müssen.
 Bereits vor Einführung des WPG hatten einzelne Bundesländer eigene Regelungen erlassen und Förderprogramme gestartet. Zudem hatte der Bund 2022 mit einer Impulsförderung rund 3.330 Kommunen dazu bewegt, freiwillig mit der Wärmeplanung zu beginnen. Mit dem Bundesgesetz wurde daraus eine verpflichtende Vorgabe.
 
Finanzierung von Bund und Ländern

Die Finanzierung erfolgt teils über Bundesmittel, teils über Landesregelungen. Rund ein Drittel der Kommunen erhielt Unterstützung aus Bundesmitteln, weitere Zahlungen wurden über Landesprogramme oder Ausgleichszahlungen abgewickelt. Zusätzlich stellt der Bund 500 Millionen Euro bereit, die in fünf Jahresscheiben an die Länder verteilt werden. Die Verteilung an die Kommunen erfolgt nach unterschiedlichen Mechanismen, etwa als Pauschale in Nordrhein-Westfalen oder über Antragsverfahren wie in Bayern.

Nach Einschätzung des BBSR hat die Wärmeplanung seit 2024 spürbar an Dynamik gewonnen. Die gesetzliche Verpflichtung habe für mehr Sensibilisierung gesorgt und einen langfristigen Planungshorizont eröffnet, der für mehr Sicherheit bei Kommunen, Wirtschaft und privaten Haushalten sorge.

Allerdings sei die reine Zahl an Wärmeplänen nur ein erster Schritt. Entscheidend werde in den kommenden Jahren die Qualität der Pläne sein, betont das Institut. Nur wenn die Konzepte als tragfähige Grundlage für konkrete Maßnahmen dienten, könnten sie wirksam zur Umsetzung der Wärmewende beitragen.

Die Analyse des BBSR zur Wärmeplanung steht im Internet zum Download bereit.

Konkret bedeutet das, dass Deutschland sich der Nutzung der Kernenergie durch Frankreich nicht mehr entgegenstellt, etwa auf der Ebene europäischer Gesetzgebung. Den Franzosen geht es nicht um eine Finanzierung von Atomanlagen aus EU-Mitteln, allerdings um Fördermittel für Forschungsvorhaben zur Entwicklung neuer, kleinerer Reaktortypen. 

Deutschland wiederum sichert sich die Unterstützung Frankreichs beim Aufbau von Wasserstoffverbindungen nach Südwesteuropa sowie einer stärkeren Integration der Stromnetze zwischen Deutschland und Frankreich. Auch dies wurde in der im südfranzösischen Toulon getroffenen Grundsatzvereinbarung festgezurrt. 

Zur Gleichbehandlung emissionsarmer Energiequellen und einer Einstufung von Atomstrom als nachhaltig hatte die Bundesregierung sich zuvor mehrfach uneins gezeigt. Gegenwind kam von der SPD, die die jetzt mit Frankreich getroffene Grundsatzvereinbarung nun aber wohl mitträgt. Merz und Macron hatten den neuen gemeinsamen Kurs in der Energiepolitik schon beim Antrittsbesuch des Kanzlers Anfang Mai in Paris verkündet.

Unternehmen können künftig auf Elli zurückgreifen, um ihren Strombezug zu organisieren. Das Angebot umfasst die Strukturierung des Energiebedarfs und die Nutzung des Marktzugangs an der Strombörse Epex Spot. 2023 hatte Elli die erforderliche Lizenz erworben und seitdem eine Testphase durchgeführt. Nun öffnet das Unternehmen seine Handelsaktivitäten auch für Dritte.

​​Über mehrere Monate hinweg testete das Unternehmen den Stromhandel in einem Pilotbetrieb und setzte dabei eine eigens entwickelte Smart-Energy-Plattform ein. Diese ermöglicht die automatisierte Integration flexibler Assets – etwa stationärer Batteriespeicher – in den Strommarkt. „Auf Basis dieser erfolgreichen Tests wurde das Trading-Team ausgebaut – Elli handelt heute 24/7 im Kurzfristmarkt.“

Professionelles Risikomanagement

Nach eigenen Angaben will Elli vor allem durch solide finanzielle Ausstattung und professionelles Risikomanagement überzeugen. „Für das Management von Marktpreisrisiken bedarf es leistungsfähiger Partner mit sehr guter Kreditwürdigkeit – die Volkswagen Group Charging kann hier ihre Stärken als dynamisches Unternehmen innerhalb des Volkswagen-Konzerns ausspielen“, heißt es aus dem Unternehmen.

Giovanni Palazzo, CEO von Elli: „Mit dem Schritt vom Eigenhandel zur Energie-Dienstleistung erschließen Elli und der Volkswagen Konzern neue Geschäftsfelder in einem stark wachsenden Marktumfeld.“ Weitere Informationen will das Unternehmen im Rahmen der Automobilmesse IAA Mobility 2025 in München Anfang September mitteilen.

Elli wurde 2018 gegründet und ist die Energietochter des Autobauers mit Sitz in Berlin. Neben dem Handel entwickelt das Unternehmen Produkte rund um das Laden von Elektrofahrzeugen, vom Ladepunkt zu Hause bis zu öffentlichen Ladelösungen. Ziel sei es, das Ladeerlebnis und die Energieversorgung für Kunden aus einer Hand anzubieten.

Bereits Ende 2024 starteten die Stadtwerke mit einem Wärmepumpen-Komplettpaket. Dieses umfasst Beratung, Planung und Installation durch regionale Handwerksbetriebe sowie den Technologiepartner Viessmann Climate Solutions. Nach Angaben von Energiechef Jan-Hendrik Funke gingen bisher 120 Anfragen ein, was den Bedarf an einfachen Lösungen für den Heizungstausch verdeutliche.

Mit dem neuen Paket für Photovoltaik und Speicher erweitert das kommunale Unternehmen aus Niedersachsen sein Angebot. Kunden erhalten je nach Bedarf eine individuell abgestimmte Kombination aus Solaranlage, Batteriespeicher und einem passenden Stromtarif. Geschäftsführer Peter Möhle vom kooperierenden Handwerksbetrieb Hermann Möhle GmbH betont, das Ziel liege darin, Haushalte ganzheitlich bei der Eigenstromerzeugung und -nutzung zu unterstützen.

Fokus auf intelligente Vernetzung

Viessmann-Vertriebsmanager Norbert Neuhaus weist darauf hin, dass besonders Besitzer von Wärmepumpen oder Elektroautos von Eigenstrom profitieren. Das Paket ermögliche es, Erzeugung, Verbrauch und Speicherung intelligent zu verknüpfen. Planung, Installation und auf Wunsch auch die Wartung übernehmen lokale Fachbetriebe. Die Stadtwerke bündeln Technik und Tarif zu einem abgestimmten Energiekonzept.

Neue gesetzliche Regelungen wie das Solarspitzengesetz würden, so heißt es weiter, die Anforderungen an PV-Anlagen verschärfen. So erhalten Betreiber keine Einspeisevergütung mehr, wenn die Börsenpreise negativ sind. Zudem ist ab einer Anlagengröße von 7 kW nur mit Smart Meter und Steuerbox die volle Netzeinspeisung möglich. Eigenverbrauch, Speicherung und flexible Einspeisung ins Netz gewinnen damit an Bedeutung. Funke erklärt, die Stadtwerke wollten die technischen und regulatorischen Anforderungen so bündeln, dass sie für die Kunden nicht zur Hürde, sondern zum Vorteil werden.

Stiftung Warentest hat in der Ausgabe Finanzen 09/2025 neun Anbieter von Wechselservices untersucht. Darunter waren auch Anbieter wie Wechselpilot, Stromauskunft.de und Cheapenergy24.de. Das Ergebnis: Zwei davon erfüllten alle Untersuchungskriterien: Wechselfabrik und Stromauskunft. Die Tester weisen aber darauf hin, dass die Mängel der anderen Dienstleister nicht so gravierend seien, dass sie von deren Nutzung abraten müssten. Ein Anbieter fällt hingegen durch: „Von Remind.me raten wir ab.“

Es ist kein Geheimnis, dass sich mit einem Anbieterwechsel durchaus Geld sparen lässt. Wie die Verbraucherorganisation vorrechnete, lag der durchschnittliche Arbeitspreis für Strom im August 2025 bei rund 35 Cent/kWh. Neukunden hingegen zahlten etwa 28 Cent/kWh. „Ein Vier-Personen-Haushalt mit einem Jahresverbrauch von 3.500 Kilowattstunden würde übers Jahr also 245 Euro sparen.“ Bei einem Gasverbrauch von 20 000 kWh ließen sich 400 Euro pro Jahr sparen, wenn 2 Cent/kWh weniger gezahlt werden.

20 bis 30 Prozent Provision

Die Stiftung Warentest hebt hervor, dass einige Dienste erst aktiv werden, wenn der Kunde zustimmt, andere hingegen automatisch wechseln, sobald ein günstigeres Angebot vorliegt – mit einer Frist zur vorzeitigen Ablehnung. Die Provision fällt je nach Anbieter unterschiedlich aus: meist 20 Prozent bis 30 Prozent der erzielten Ersparnis.

Die Tester prüften im Zeitraum Mai bis Juli 2025 neun Dienste anhand mehrerer Kriterien wie der Vollständigkeit der Tarifvorschläge, der korrekten Darstellung der Ersparnis nach Abzug eventueller Provisionen oder dem Vergleich der vorgeschlagenen Tarife mit marktüblichen Vergleichsportalen wie Check 24 oder Verivox. Der Anbieterpreis durfte maximal fünf Prozent über dem günstigsten Portaltarif liegen.

Warentest betont: Wer selbst regelmäßig Tarife vergleicht (etwa über Vergleichsportale) und wechselt, kann in vielen Fällen günstiger fahren – der Aufwand sei verhältnismäßig gering, unterstützt durch frei zugängliche Ratgeber.

Für Konzerne wie Thyssenkrupp geht es dabei den Angaben nach jedes Jahr schätzungsweise um hunderte Millionen Euro. Der europäische Emissionshandel ist das zentrale Instrument der EU für den Klimaschutz. Die Idee dabei ist, dass jedes Unternehmen so viele CO2-Zertifikate kaufen muss, wie es Emissionen ausstößt. Energieintensive Industrien - wie auch die Stahlindustrie - bekommen bisher einen Großteil der Zertifikate geschenkt. Diese Praxis soll planmäßig 2034 auslaufen - dagegen spricht sich nun auch Thyssenkrupp aus.

Eine weitere Forderung des Stahlkonzerns: Die Menge der CO2-Zertifikate in der EU soll langsamer als geplant sinken. Wenn es nach Thyssenkrupp geht, sollen noch bis 2050 neue Verschmutzungsrechte an die Industrie vergeben werden, elf Jahre länger als im aktuellen Zeitplan der EU. Der sieht vor, dass ab 2039 keine neuen Verschmutzungsrechte mehr vergeben werden. Die alten bleiben jedoch handelbar.

Stahlkonzern: Wäre keine Schwächung des Klimaschutzes

Das sind dem Bericht zufolge nur zwei von zahlreichen Änderungsvorschlägen, die Thyssenkrupp in seiner Stellungnahme an die EU-Kommission formuliert. „Die allgemeinen Rahmenbedingungen (Energiepreise, Wasserstoffpreise, weltweite Überkapazitäten, Importdruck auf Europa) haben sich massiv verschlechtert und treiben die Kosten nach oben“, begründete Thyssenkrupp seine Forderungen auf Anfrage von „Panorama“. Weitere Investitionen in die Transformation seien nur möglich, wenn sich der Anstieg der CO2-Kosten verlangsamen lasse. Eine Schwächung des Klimaschutzes sieht Thyssenkrupp darin nicht.

Simon Wolf, Experte für Klimapolitik bei der Nichtregierungsorganisation Germanwatch, äußerte sich gegenüber dem ARD-Magazin kritisch zu den Forderungen: „In der Summe würden sie die Lenkungswirkung des Emissionshandels massiv einschränken, und das würde dann auch den Klimaschutz torpedieren.“

Auch aus der Stahlindustrie selbst kommt Widerspruch: Der Chef des Stahlkonzerns Salzgitter AG Gunnar Groebler kritisierte die Forderungen des Konkurrenten. Aus seiner Sicht hatte die Industrie genug Zeit, sich auf die steigenden CO2-Kosten einzurichten, sagte er „Panorama“: „Wir reden über 20 Jahre, wo auch absehbar war, was passiert. Das jetzt abzuschwächen, bestraft auch die, die früher losmarschiert sind. Das wäre fatal“, führte Groebler aus.

Die deutsche Spitzenlast liegt derzeit bei etwa 75.000 MW. Nach dem Bundes-Klimaschutzgesetz sollen bis 2030 rund 400.000 MW erneuerbare Erzeugungsleistung installiert sein – 215.000 MW PV, 115.000 MW Onshore-Wind und mindestens 30.000 MW Offshore-Wind. Vor diesem Hintergrund sei die Höhe der gemeldeten Speicheranfragen deutlich überzogen, so die Netzbetreiber. Fachleute halten sie für unrealistisch und in absehbarer Zeit nicht notwendig.
  Netzanschlussverfahren setzt falsche Anreize

Als Hauptursache gilt das derzeitige Netzanschlussverfahren. Es setze nach Einschätzung der Netzbetreiber falsche Anreize. Nach dem Prinzip „first come, first served“ sicherten sich Projektentwickler mit frühen, oft sehr hohen Anmeldungen einen Platz im Netz, unabhängig von der Realisierbarkeit. Eine verbindliche Vorprüfung fehlt, wodurch auch spekulative Projekte Netzkapazitäten blockieren. 

Der administrative Aufwand für Netzbetreiber steigt, da viele Anfragen mit geringer Umsetzungswahrscheinlichkeit bearbeitet werden müssen. Das Verfahren gilt daher als ungeeignet, um den Speicherausbau zu steuern. Ohne Reform drohen Verzögerungen, die nicht nur Batteriespeicherprojekte betreffen, sondern auch andere Anschlussnehmer wie Wind- und Solaranlagen, Ladeinfrastruktur oder Rechenzentren.

Vorschläge für Reformen

Sowohl Tennet als auch 50 Hertz haben bereits Vorschläge zur Reform des Verfahrens unterbreitet (wir berichteten). Diskutiert werden verschiedene Ansätze, um die Antragsflut einzudämmen und echte Projekte zu fördern:

• Schnelle Vorprüfung: Digitale Dienste wie der Online-Service „SNAP“ von Mitnetz könnten bundesweit etabliert werden. Sie liefern mit wenigen Angaben eine Einschätzung zur grundsätzlichen Anschlussmöglichkeit.
• Reservierungsgebühren: Einheitliche Regeln für Reservierungen – inklusive Gebühren, Baukostenzuschüssen und Fristen – könnten spekulative Anmeldungen reduzieren. Eine eigene Speicher-Anschlussverordnung wird vorgeschlagen.
• Reform der Netzentgelte: Flexible und dynamische Netzentgelte im Rahmen der AgNes-Festlegung würden speicherfreundliches Verhalten fördern und Netzinteressen berücksichtigen.
• Zentrale Plattform: Ein digitales, bundesweites Portal für Netzanschlussanträge mit Statusverfolgung soll Transparenz und Geschwindigkeit erhöhen.
• Kapazitätsauktionen: Bei Engpässen könnten Kapazitäten versteigert oder nach klaren Kriterien wie Projektreife, Standortnähe oder Systemdienlichkeit vergeben werden.

Umgang mit bestehenden Anfragen

Für die bereits registrierten Projekte könnte eine einmalige Bestandsprüfung durch die Netzbetreiber unrealistische Projekte aussortieren. Eine Überführung in eine Warteliste nach Kriterien wie Systemnutzen oder Antragszeitpunkt würde die Anträge ordnen und rückwirkende Reservierungsgebühren könnten rein spekulative Anfragen herausfiltern.

Die mehr als 500.000 MW an gemeldeten Speicheranfragen spiegeln laut Netzbetreibern nicht den tatsächlichen Bedarf, sondern die Fehlanreize im Anschlussverfahren wider. Vertreter der Branche fordern daher eine grundlegende Reform, die Digitalisierung, klare Regeln für Reservierungen, flexible Netzentgelte und transparente Priorisierungen umfasst. Nur mit einem solchen System könne der dringend benötigte Speicherausbau gelingen, ohne die Energiewende durch überlastete Verfahren auszubremsen.

Möglich macht das die Nähe zum Elbehafen in Brunsbüttel, von wo aus das CO2 anderen Industrien als Rohstoff zur Verfügung gestellt werden soll. Das Kohlendioxid soll entweder mittels „Carbon Capture and Utilization“ (CCU) genutzt oder mittels „Carbon Capture and Storage“ (CCS) unterirdisch offshore im Meer gespeichert werden.

Damit das CO2 von Lägerdorf nach Brunsbüttel gelangt, ist eine rund 30 Kilometer lange Pipeline geplant, die vom Fernleitungsnetzbetreiber Open Grid Europe aus Essen errichtet werden soll. Das aufbereitete CO2 kann zum Beispiel in der chemischen Industrie dabei helfen, fossile Grundstoffe zu ersetzen.

EU fördert Projekt mit 110 Millionen Euro

„Die Europäische Union hat das Projekt Carbon2Business als erstes von insgesamt drei strategischen Projekten aus Deutschland im Rahmen des Net-Zero Industry Act ausgewählt“, teilte der Zementhersteller mit. Die EU unterstützt das Vorhaben von Holcim mit rund 110 Millionen Euro.

Kerstin Jorna, EU-Generaldirektorin für Binnenmarkt, Industrie, Unternehmertum und KMU (DG Grow), bezeichnete das Vorhaben als „beispielhaftes Projekt“ im Rahmen des Net-Zero Industry Act. Es zeige, wie „Dekarbonisierung die Wettbewerbsfähigkeit fördert und Europas Netto-Null-Ziel in einen globalen Wettbewerbsvorteil verwandelt“.

Der Net-Zero Industry Act ist ein EU-Gesetz, das die Produktion klimafreundlicher Schlüsseltechnologien wie Solar, Wind, Batterien oder Wasserstoff in Europa beschleunigen soll. Bis 2030 will die EU mindestens 40 Prozent ihres Bedarfs an diesen Technologien innerhalb Europas decken.

Frank Wetzel, Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium, sagt: „Mit dem Net-Zero Industry Act hat Europa wichtige Impulse für die Stärkung von Transformationstechnologien und die industrielle Dekarbonisierung gesetzt – und Deutschland geht entschlossen voran.“

Technologien zur Abscheidung, Speicherung und Nutzung von Kohlendioxid seien ein zentraler Schlüssel, um den Industriestandort Deutschland zukunftsfähig zu halten. „Ich freue mich, dass das Projekt als erstes deutsches strategisches Projekt hier als Vorreiter in Europa voranschreitet.“

 
Die Pro-Kopf-Treibhausgasemissionen in der Europäischen Union sind in den vergangenen zehn Jahren gesunken. Laut Daten von Eurostat lag der EU-Durchschnitt im ersten Quartal 2025 bei 2 Tonnen CO2-Äquivalenten − ein Rückgang von 18 Prozent, verglichen mit dem Jahr 2015. Auch Deutschland verzeichnete eine Abnahme, von 3,2 auf 2,3 Tonnen, liegt damit aber weiterhin über dem EU-Mittel.

Die Übergabe der Biogasanlagen an Avrio Energie ist nach Auskunft von Badenova-Vorstand Dirk Sattur ein strategischer Schritt in diesem Prozess: „Sie schafft Freiräume für gezielte Investitionen im Kerngeschäft und stellt gleichzeitig sicher, dass die Biogasanlagen in einem spezialisierten Umfeld weiter ausgebaut werden.“

Mit Avrio Energie sei ein professioneller Käufer gefunden worden, ergänzte Michael Klein, Geschäftsführer der Badenova Wärmeplus. Klein: „Wichtig war uns, dass die Biogasanlagen auch in Zukunft in guter Zusammenarbeit mit den Landwirten und Partnern in der Region Biomethan herstellen können, und unsere Mitarbeitenden bei ihrem neuen Arbeitgeber eine professionelle Unterstützung für die Weiterentwicklung der Anlagen vorfinden.“

Badenova will Biomethan aus den Anlagen weiter nutzen

Avrio Energie betreibt bislang zwei Standorte in Thüringen und bringt Erfahrung in der Umrüstung von Biogasanlagen auf Biomethanproduktion mit. Mit dieser Übernahme verdoppelt der Betreiber und Investor seine Biomethan-Kapazität auf über 200 Millionen kWh pro Jahr, und will die Anlagen „gemeinsam mit den übernommenen Mitarbeitenden zukunftsorientiert weiterentwickeln“. Geplant sind laut Avrio Investitionen in die Modernisierung und Effizienzsteigerung. Die Mitarbeitenden an beiden Standorten werden übernommen. 

Die Anlage im Gewerbepark Eschbach speist jährlich bis zu 60 Millionen kWh Biogas ins Erdgasnetz ein. Die Anlage in Neuried erzeugt derzeit Strom in vier Blockheizkraftwerken rund 12 Millionen kWh im Jahr und soll künftig auf Biomethanproduktion umgerüstet werden.

Allerdings werden nicht alle Verbindungen zur Badenova gekappt. Badenova wird dem eigenen Bekunden nach das in den Anlagen produzierte Biomethan weiterhin für die Versorgung ihrer Blockheizkraftwerke und Fernwärmekunden nutzen.

Das Ergebnis der Heag Holding AG setzt sich vor allem aus den Beteiligungserträgen der städtischen Gesellschaften zusammen. Diese Erträge stiegen 2024 von 29,5 auf 32,4 Millionen Euro. Grund waren die Ausschüttungen der Entega und der Wohnungsbaugesellschaft „bauverein AG“. Erwartete Verluste verzeichnete die Verkehrsgesellschaft „Heag mobilo“ in Höhe von 12,8 Millionen Euro. Zusammengerechnet konnte die Holding so rund 11,5 Millionen Euro an Beteiligungserträge an die Stadt abführen.

Im Konzernverbund, in dem die operativen Ergebnisse aller Töchter einfließen, fiel der Überschuss jedoch geringer aus als im Jahr zuvor: Das Konzernergebnis lag zum 31. Dezember 2024 bei 61,4 Millionen Euro, nach 94,5 Millionen Euro im Vorjahr. Der Rückgang ist laut Unternehmen im Wesentlichen darauf zurückzuführen, dass Sondereffekte im Energiebereich wegen gesunkener Großhandelspreise 2024 nicht mehr anfielen.

Zudem flossen von der Heag im vergangenen Jahr 31,2 Millionen Euro an die Stadtverwaltung, nach 30,5 Millionen Euro im Vorjahr. „Der Betrag setzte sich zusammen aus Dividendenauszahlungen, Konzessionsabgaben, Zinsaufwendungen/Avalprovisionen sowie Gewerbe-, Grund- und Lohnsteuer“, heißt es weiter.

Darmstadts Oberbürgermeister Hanno Benz und Vorsitzender des Heag-Aufsichtsrats sagte: „Das erneut verbesserte Jahresergebnis der Heag belegt, dass sowohl das Beteiligungsmanagement der Heag als auch ihre Beteiligungen – allen voran die Entega – sich in einem herausfordernden Umfeld erfolgreich positionieren konnten.“

Die Gruppe bleibt finanziell sehr gut aufgestellt, um weiterhin in flexible Stromproduktions- und Speicherkapazitäten zu investieren. Der operative Cashflow war positiv, das Netto-Finanzguthaben stieg auf 618,4 Millionen Franken, und die Liquidität erreichte 1,68 Milliarden Franken. Der Nettoumsatz betrug 3156,8 (Vorjahreszeitraum: 2883,6) Millionen Franken. 

Investitionen in Kernmärkte

In den ersten sechs Monaten 2025 hat Alpiq ihr Geschäft in ihren geografischen Kernmärkten ausgebaut und im ersten Halbjahr 96,6 Millionen Franken in neue oder bestehende Anlagen investiert. Neben dem bereits umfangreichen hochflexiblen Kraftwerkspark setzt Alpiq auf zusätzliche flexible Stromproduktions- und Speicherlösungen. In Valkeakoski (Finnland) steht der Bau eines 30-MW-Batterie-Energiespeichersystems kurz vor dem Abschluss, die Inbetriebnahme hat begonnen. Ebenfalls in Finnland, in Haapajärvi, soll 2027 das bisher größte derartige Projekt mit einer Leistung von 125 MW den Betrieb aufnehmen. Und in Frankreich soll im ersten Quartal 2027 ein 100-MW-System in Betrieb gehen.

Das Wertschöpfungselement Assets, das auch Optimierung und Kommerzialisierung der eigenen Stromproduktion von Alpiq umfasst, erwirtschaftete ein bereinigtes Ebitda von 444,4 Millionen Franken. Auch das Origination-Geschäft, welches komplexe, auf nationale Vorschriften und Anforderungen zugeschnittene Kundenlösungen beinhaltet, leistete einen positiven Beitrag und erzielte ein den Erwartungen entsprechendes, bereinigtes Ebitda von 37,4  Millionen Franken. Trading, das bei Alpiq den Handel mit Strom, Gas und Zertifikaten umfasst, war hingegen stark durch Marktturbulenzen infolge geopolitischer Instabilität und geänderter Tarifregelungen betroffen. Am Ende des Halbjahres stand ein bereinigtes Ebitda von minus 26,3 Millionen Franken zu Buche.

Das frische Geld soll „zu einem wesentlichen Teil“ bestehende Kredite und Schuldscheine ersetzen, teilt der Erneuerbaren-Projektierer mit. Die 240 Millionen Euro verteilen sich nach Unternehmensangaben zu je einem Drittel auf klassische Darlehen, revolvierend einsetzbare Betriebsmittellinien und Avallinien für Bürgschaften. Hinter dem Kredit stehen sieben Banken, Konsortialführer ist die Commerzbank. Beraten wurden die Kreditgeber dem Vernehmen nach von der Anwaltssozietät Clifford Chance. Als Berater von Abo Energy fungierte die Wirtschaftskanzlei Noerr.

„Die Transaktion stieß auf großes Interesse auch bei Banken, die bislang nicht zur Finanzierung von Abo Energy beigetragen hatten“, wird Abo-Energy-Geschäftsführer Alexander Reinicke in einer Mitteilung zitiert. Namhafte deutsche und internationale Institute hätten „sich zu marktüblichen Konditionen und Laufzeiten am Konsortialkredit beteiligt“.

Geld für neue Projekte

Der Kredit soll nicht zuletzt auch in neue Projektentwicklung fließen. Abo Energy würden finanzielle Mittel bereitgestellt, „um die Entwicklung und Umsetzung innovativer und nachhaltiger Wind-, Solar- und Speicherprojekte zu fördern“, schreibt die Kanzlei Clifford Chance. 

Die Abo Energy KGaA ging im Frühjahr 2024 aus der Abo Wind AG hervor. Die Umstrukturierung damals zielte auch darauf, durch Kapitalerhöhungen des weltweit tätigen, börsennotierten Erneuerbaren-Projektierers zu finanzieren. Das Eigenkapital des Unternehmens betrug zum Stichtag 31. Dezember 2024 rund 213  Millionen Euro.

Der tschechische Regierungschef Petr Fiala sagte, die Investition zeige, dass sein Land „attraktive Bedingungen für technologisch anspruchsvolle und innovative Projekte“ biete. Zu den Hauptabsatzmärkten des neuen Werks wird laut Panasonic Deutschland zählen. Die Fabrik liegt knapp 70 Kilometer von der bayerischen Grenze entfernt. Die Japaner haben nach eigenen Angaben rund 320 Millionen Euro in den Neubau und die Produktionsanlagen investiert. Vor Ort sollen bis zu 700 neue Arbeitsplätze entstehen. 

Viel Automation und Robotik 

Die Vorteile einer Produktion in Europa sieht man bei Panasonic in kürzeren Lieferzeiten, geringeren Transportkosten und niedrigeren CO2-Emissionen. Zudem könne man schneller auf lokale Marktentwicklungen reagieren. In Pilsen werde ein eigenes Forschungs- und Entwicklungszentrum angesiedelt. Die neue Fertigungslinie ermögliche aufgrund des hohen Automatisierungs- und Robotikanteils eine höhere Effizienz als bisher. 

Im ersten Halbjahr gab es beim Wärmepumpen-Absatz in Deutschland im Vergleich zum Vorjahreszeitraum ein Plus von 55 Prozent auf 139.500 Stück. Das geht aus Zahlen des Bundesverbands der Deutschen Heizungsindustrie (BDH) und des Bundesverbands Wärmepumpe (BWP) hervor. Bei Panasonic gibt man sich daher auf Nachfrage optimistisch: „Trotz der Tatsache, dass die Nachfrage im Markt weiterhin unter dem außergewöhnlichen Niveau von 2023 liegt, sehen wir im deutschen Markt klar eine positive Entwicklung“, hieß es. 

Wärmepumpen nutzen Wärme aus der Umwelt, um Gebäude zu heizen. Sie gelten als klimafreundliche Alternative zu Erdgas und Heizöl. Bekannte deutsche Hersteller von Wärmepumpen sind unter anderem Vaillant, Viessmann, Buderus, Bosch und Stiebel Eltron.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. Der Montag wurde mit 94,00 Euro je Megawattstunde im Base gehandelt, an der Börse wurde der erste Tag der Arbeitswoche mit 94,45 Euro gesehen. Am Donnerstag war der Freitag selbst außerbörslich mit 94,25 Euro in der Grundlast bewertet worden. Händler führen die kaum veränderten Preise von Freitag auf Montag auf die wenig veränderte Erneuerbareneinspeisung zurück, die für den ersten Tag der neuen Woche erwartet wird.

Der Montag soll den Analysten von Eurowind zufolge mit Beiträgen von Wind und Solar in Höhe von 19,1 Gigawatt aufwarten. Für den Freitag selbst wurde eine Einspeisemenge im Umfang von 18,3 Gigawatt prognostiziert. Für den Day-ahead-Preis ist auch die Last wichtig. Am Montag kompensiert eine etwas höhere Last den moderaten Anstieg der Erneuerbaren-Stromerzeugung. Zur Wochenmitte hin dürften die Erneuerbaren in Deutschland infolge einer Windspitze jedoch deutlich zulegen. Das Strom-Frontjahr gewann bis zum Nachmittag im Konvoi mit CO2 um 0,65 auf 83,81 Euro je Megawattstunde.

CO2: Mit einem deutlichen Plus hat sich der CO2-Markt am Freitag gezeigt. Der Dec 25 gewann bis 13.34 Uhr 0,96 auf 72,68 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 72,95 Euro, das Tief bei 71,60 Euro. Die Notierungen legten ab 11 Uhr zu, doch erneut erwies sich die Widerstandsmarke von 73 Euro als nicht überwindbar. Die ANZ Bank indessen erwartet für die kommenden drei Monate Preise am ETS von bis zu 80 Euro infolge eines sich verknappenden Angebots und einer stabilen Nachfrage. 

Erdgas: Tendenziell etwas leichter haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,20 auf 31,50 Euro je Megawattstunde. Der neue Frontmonat Oktober notierte mit einem Abschlag von 0,25 auf 31,60 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE verteuerte sich der Day-ahead um 0,45 auf 32,25 Euro. 

Gas bleibt unter Druck infolge von Medienberichten, wonach China russisches LNG beziehe. Damit komme mehr LNG an den Markt, so ein Händler. Die Wetteraussichten seien zudem nicht bullish für Gas. Zwar prognostiziert das US-Wettermodell für Nordwesteuropa und Deutschland höhere Temperaturen ab der Mitte der neuen Woche. Diese Prognose aber wird vom europäischen Modell nicht geteilt. Das Wind- und Solarstromaufkommen dürfte sich mit Ausnahme einer Windspitze in der zweiten Hälfte der neuen Woche mäßig entwickeln.