Eine solche Re-Monopolisierung gefährde nach Einschätzung der Unterzeichner den Fortschritt beim Smart-Meter-Rollout sowie zentrale Investitionen in die digitale Energieinfrastruktur Deutschlands. Auslöser für den Schulterschluss ist die anhaltende politische Debatte über die künftige Ausgestaltung des Messwesens.

In den vergangenen Wochen hatte vor allem eine Aussage von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) in ihrem 10-Punkte-Plan im Nachgang zum Energiewende-Monitoring-Bericht die Branche aufgerüttelt und sowohl bei Messstellen- als auch Verteilnetzbetreibern für Verunsicherung gesorgt.

Aus den Äußerungen der Ministerin hatte sich unter anderem die Frage ergeben, ob die Rollen im intelligenten Messwesen noch einmal grundlegend neu verteilt werden und ob es wettbewerbliche Messstellenbetreiber weiterhin geben wird. Denn Reiche hatte erklärt, die Verantwortung für den verpflichtenden Rollout intelligenter Messsysteme solle „künftig bei den Verteilnetzbetreibern und damit im regulierten Anlagevermögen“ liegen.

Auf eine Anfrage der Grünen-Bundestagsfraktion, die um eine Erläuterung gebeten hatte, hatte das Bundeswirtschaftsministerium im vergangenen September lediglich geantwortet, das Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende von 2023 habe die Verteilnetzbetreiber zwar stärker in die Finanzierungsverantwortung der Digitalisierung genommen, was den Rollout angestoßen habe. Er müsse aber noch weiter beschleunigt werden.

„Deshalb prüft die Bundesregierung Ansätze, die durch ein stärkeres Eigeninteresse den Verteilnetzbetreibern zum Treiber einer zügigen und resilienten Digitalisierung der Energiewende machen.“ Was dies konkret heißt, ließ das Ministerium in seiner Antwort offen.

In drei Jahren noch 5 Millionen weitere intelligente Messsysteme

Nach Darstellung der Unternehmen, die nun vor einer Re-Monopolisierung des Messwesens warnen, hat sich der wettbewerbliche Messstellenbetrieb in den vergangenen Jahren zu einem wesentlichen Treiber der Digitalisierung im Energiesektor entwickelt. Wettbewerbliche Anbieter hätten den Rollout intelligenter Messsysteme beschleunigt und zugleich Kostensenkungen für Haushalte und Unternehmen ermöglicht.

Nach Angaben der Unternehmen betreiben wettbewerbliche Messstellenbetreiber derzeit mehr als 15 Prozent aller intelligenten Messsysteme in Deutschland. Zudem seien bereits Investitionen in dreistelliger Millionenhöhe getätigt worden. In den kommenden drei Jahren hätten sich die Anbieter verpflichtet, rund fünf Millionen weitere intelligente Messsysteme zu installieren.

Neben steigenden Installationszahlen verweisen die Unterzeichner auf die digitale Kompetenz der wettbewerblichen Anbieter. Diese trage zu effizienteren Rollout-Prozessen und zu bundesweit einheitlichen digitalen Standards bei. Zugleich unterstützten wettbewerbliche Messstellenbetreiber Stadtwerke und grundzuständige Messstellenbetreiber, die häufig nicht über ausreichende finanzielle oder personelle Ressourcen für einen schnellen Hochlauf verfügten.

Darüber hinaus sei der wettbewerbliche Messstellenbetrieb nach Einschätzung der Unternehmen zu einem wichtigen Partner für zahlreiche Geschäftsmodelle der Energiewende geworden. Durch ihre Flexibilität und Skalierbarkeit könnten die Anbieter bundesweit mit Herstellern und Anbietern von Wärmepumpen, Photovoltaik- und Speicherlösungen, Ladeinfrastruktur, E-Mobilitätsdiensten sowie mit Anbietern von Mieterstrommodellen zusammenarbeiten.

Die Unternehmen betonen zudem die Möglichkeit, intelligente Messsysteme auf freiwilliger Basis und auf Kundenwunsch zu installieren. Dies ermögliche einen schnelleren und stärker kundenorientierten Rollout und erleichtere es Bürgerinnen und Bürgern, sich aktiv an der Energiewende zu beteiligen.

„Der Rollout hat endlich an Fahrt gewonnen – jetzt kommt es darauf an, den regulatorischen Rahmen nicht erneut grundlegend zu verändern. Was wir wirklich benötigen, sind Verlässlichkeit und Planungssicherheit“, so Mario Kohle, CEO von Enpal. Und Matthias Hartmann, CEO von Techem Energy Services, fügt hinzu, es sei strategisch richtig gewesen, den Messmarkt zu liberalisieren. „Den Wettbewerb jetzt zu beschneiden, wäre absurd und kontraproduktiv.“

Mit dem CO2-Grenzausgleichsmechanismus CBAM bepreist die EU Emissionen von Importen. Ab dem 1. Januar 2026 müssen Importeure also erstmals einen CO2-Preis für Emissionen zahlen, die bei der Produktion der Waren entstehen. Dies soll verhindern, dass günstige, aber klimaschädlich hergestellte Produkte auf dem europäischen Markt klimafreundliche Konkurrenz verdrängen. Wenn Stahl etwa in China klimaschädlicher hergestellt wird als in der EU, wird dieser Unterschied preislich ausgeglichen. 

Zu 94 Prozent Industrieprodukte betroffen 

Nach Angaben der Kommission sollen künftig 180 aus Stahl und Aluminium weiterverarbeitete Produkte unter die Anwendung der Abgabe fallen. Dies seien zu 94 Prozent Industriegüter mit einem durchschnittlichen Stahl- und Aluminiumanteil von 79 Prozent. Dazu gehörten etwa Spezialausrüstung, Metallhalterungen oder Zylinder. Sechs Prozent der betroffenen Waren seien Haushaltsprodukte. 

Zudem sollen Schlupflöcher in der Regulierung geschlossen werden. Angepasste Berichtspflichten sollen die Rückverfolgbarkeit der CBAM-Waren erhöhen. Die Kommission erhält darüber hinaus die Befugnis, bei nachgewiesenen Missbrauchsfällen einzugreifen. 

Zum Ausgleich will die EU-Kommission einen Fonds zur Unterstützung von EU-Herstellern einrichten, die etwa wegen steigender Preise für importierten Stahl einen Wettbewerbsnachteil fürchten müssen. Der Fonds erstattet einen Teil der Zusatzkosten, die wegen EU-CO2-Regelungen entstehen. 

Die Finanzierung erfolgt zu 25 Prozent aus Einnahmen aus dem Verkauf von CBAM-Zertifikaten, die eigentlich den EU-Staaten zugutekommen sollten. Die restlichen 75 Prozent werden den Angaben zufolge aus EU-Eigenmitteln gestemmt. 

Der SPD-Europaabgeordnete Tiemo Wölken betont, es müsse sichergestellt werden, dass die Förderung unbürokratisch nutzbar ist und zugleich wirksame Anreize für klimafreundlichere Produktionsprozesse setze. „Der vorliegende Vorschlag bietet dafür eine Grundlage, die wir im parlamentarischen Verfahren jedoch noch verbessern müssen“, so der Politiker. 

Kritik aus der Wirtschaft 

Die deutsche Wirtschaftsvereinigung Stahl sieht auch Nachbesserungsbedarf. So müsse der Ausgleichsmechanismus CBAM flächendeckend auf stahlintensive Folgeprodukte angewendet werden.

„Stückwerk reicht hier nicht aus und riskiert den Verlust stahlintensiver Branchen“, so die Interessenvertretung. Der Verband der europäischen Stahlindustrie (Eurofer) bewertet die Maßnahmen ebenfalls als unzureichend. So seien etwa die finanziellen Mittel des Unterstützungsfonds „höchst ungewiss“, teilte der Verband mit. 

Der Interessenverband VCI forderte, dass die Chemieindustrie weiter ausgenommen bleiben müsse, da die Branche mit zehntausenden Produkten und hochkomplexen Produktionsketten für dieses Instrument ungeeignet sei.

Laut der Studie verschärft die RED III die bereits in der Vorgängerrichtlinie RED II festgelegten Anforderungen an biogene Brennstoffe sowie an erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (Renewable Fuels of Non-Biological Origin, RFNBO). Gleichzeitig hebt die EU sowohl das sektorenübergreifende Ziel für den Anteil erneuerbarer Energien als auch die Zielvorgaben für den Verkehrssektor an zur Minderung von Treibhausgasen (THG). Hinzu kommen neue Unterquoten für einzelne Kraftstoffoptionen, zu deren Erfüllung auch Methanol beitragen kann.

Methanol kann aus Biomasse oder durch strombasierte Synthese aus grünem Wasserstoff und CO2 hergestellt werden. Je nach Herstellungsart und Einsatzbereich wird es rechtlich als Biokraftstoff, flüssiger Biobrennstoff oder als erneuerbarer Kraftstoff nicht biogenen Ursprungs (RFNBO) eingestuft. Jede Kategorie unterliegt eigenen Nachhaltigkeits- und THG-Einsparungskriterien. Nur Methanol, das diese Vorgaben erfüllt, kann auf die EU-Zielvorgaben für erneuerbare Energien und die nationale THG-Minderungsquote angerechnet werden.

Treibhausgasneutralität nicht angerechnet

Zentrale Voraussetzung für die Anrechnung auf diese Zielvorgaben ist nach Unionsrecht eine Zertifizierung. Nach Darstellung der Studienautoren dürfen erneuerbare Brennstoffe nur dann auf die Quoten angerechnet werden, wenn sie durch ein von der Europäischen Kommission anerkanntes Zertifizierungssystem nachgewiesen sind. 

Das gilt ausdrücklich auch für Methanol biogenen oder strombasierten Ursprungs. Im Zertifizierungsverfahren müssen unter anderem die Nachhaltigkeitskriterien sowie die Einsparungen bei den Treibhausgasemissionen belegt werden. Ohne diesen formalen Nachweis kann Methanol rechtlich nicht zur Erfüllung der Vorgaben der RED III beitragen, selbst wenn es faktisch treibhausgasneutral hergestellt wurde.

Datenbanken ergänzen

In der praktischen Umsetzung identifiziert die Studie jedoch Defizite. So sieht Artikel 31a der RED III eine Unionsdatenbank zur Nachverfolgung erneuerbarer Brennstoffe vor. Diese Datenbank ist bislang lediglich für Biokraftstoffe eingerichtet. Für RFNBO, zu denen auch strombasiertes Methanol zählt, existiert nach Angaben der Studie derzeit keine entsprechende Plattform. Das erschwert die einheitliche Nachverfolgbarkeit und die gegenseitige Anerkennung dieser Kraftstoffe im europäischen Binnenmarkt.

Auch auf nationaler Ebene besteht aus Sicht der Autoren erheblicher Anpassungsbedarf. Das derzeitige System der Treibhausgasminderungsquote nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) sowie die Zertifizierungs- und Nachweisregelungen der 37. Bundes-Immissionsschutzverordnung (37. BImSchV), der Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung und der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung setzen bislang nur die Vorgaben der RED II um.

Deutschland versäumt Fristen

Die Frist zur Umsetzung der RED III in nationales Recht endete am 21. Mai 2025, wurde jedoch nicht eingehalten. Nach Angaben der Studie arbeitet das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUKN) aktuell an Referentenentwürfen. Diese sollen unter anderem die Ausweitung der THG-Quote auf alle Verkehrsbereiche, höhere Emissionsminderungsziele, die Einbindung der Unionsdatenbank sowie strengere Zertifizierungsanforderungen in deutsches Recht überführen.

Darüber hinaus verweist die Studie auf weiteren Vollzugsbedarf. Im Rahmen der 37. BImSchV müsse das Umweltbundesamt ein zentrales Register für RFNBO einrichten. Erst mit diesen strukturellen und rechtlichen Anpassungen könne Methanol sein Potenzial zur Erfüllung der europäischen und nationalen Klimaziele im Verkehrssektor tatsächlich entfalten.

Die Ikem-Studie zur Zertifizierung von erneuerbarem Methanol steht als PDF zum Download bereit.

„Wir nehmen die Entscheidung des Gerichts zur Kenntnis und werden diese prüfen“, äußert sich der geschäftsführende Gesellschafter des Unternehmens, Ingo Wagner, in einer Mitteilung. Das privat finanzierte Unternehmen Regas sieht sich durch die Kosten für die Infrastruktur benachteiligt.

Für die Anbindung der schwimmenden Importinfrastruktur für Flüssigerdgas in Westdeutschland seien den bundeseigenen Terminals keine vergleichbaren Kostenbeteiligungen für den Ausbau der nachgelagerten Netzkapazitäten auferlegt worden, moniert der Betreiber des Terminals im Hafen von Mukran.

Die OAL misst rund 50 Kilometer und verbindet das LNG-Terminal mit dem deutschen Gasfernleitungsnetz in Lubmin. Das Terminal hat nach Unternehmensangaben eine jährliche Regasifizierungskapazität von bis zu 13,5 Milliarden Kubikmetern. Der Regelbetrieb der Pipeline startete im September 2024.

Nach Berichten der Deutschen Presseagentur würde die Deutsche Regas mit dem geforderten Betrag von 70 Millionen Euro mit rund zehn Prozent an den Baukosten der Leitung beteiligt. Grundlage dafür sei ein Beschluss der Bundesnetzagentur vom 26. September 2024. 

„Klarer finanzieller Nachteil“

„Die Deutsche Regas hat als einziges privat finanziertes Unternehmen in der Energiekrise Importinfrastruktur für Flüssiggas in Deutschland aufgebaut, ohne staatliche Förderung“, so Ingo Wagner. Anstatt eines „Level-Playing Field“ werde Regas „ein weiterer klarer finanzieller Nachteil im Wettbewerb mit den hochsubventionierten bundeseigenen Terminals auferlegt“.

Das Bundesverwaltungsgericht in Leipzig hat Anfang Dezember die Übergangsfrist für den bisherigen Betrieb in Mukran bis zum 30. April 2026 verlängert. Für die Zeit danach ist ein Änderungsgenehmigungsverfahren erforderlich. Hintergrund: Entgegen der ursprünglichen Genehmigung hat Regas keine eigene Landstromversorgung für die Regasifizierung gebaut, sondern nutzt dafür schiffseigene Gasgeneratoren der schwimmenden Anlage.

Das Unternehmen hat beim Umweltamt beantragt, dieses Verfahren bis 2043 fortsetzen zu dürfen. Dafür seien die Gasgeneratoren mit Katalysatoren nachgerüstet worden, diese verursachten geringere Emissionen als eine KWK-Anlage an Land. Zudem halte der Betrieb die geltenden Grenzwerte für Lärm ein. Regas wollte vor Gericht erreichen, dass das laufende Verfahren für die Änderungsgenehmigung ohne Beteiligung der Öffentlichkeit abgeschlossen wird.

In der Europäischen Union hat sich der rückläufige Trend 2025 – aufgrund ungünstiger Windverhältnisse im ersten Halbjahr 2025 – verlangsamt. Der Verbrauch sank von 311 Millionen Tonnen 2024 um 1,5 Prozent auf 306 Millionen Tonnen.

In Indien, dem Wachstumstreiber der Vorjahre, verringerte sich die Nachfrage um 16 auf 1.297 Millionen Tonnen. In China blieb der Verbrauch mit 4.953 Millionen Tonnen stabil, ebenso in Japan mit 159 Millionen Tonnen nach 160 Millionen Tonnen 2024. In den ASEAN-Staaten setzte sich der Anstieg fort. China hatte 2025 einen Anteil von 56 Prozent am weltweiten Kohleverbrauch.

Leichter Rückgang bis 2030 erwartet

Für den Zeitraum bis 2030 erwartet die IEA einen leichten Rückgang der globalen Kohlenachfrage auf 8.579 Millionen Tonnen. Das entspräche einem Minus von rund drei Prozent gegenüber 2025 und einem Niveau wie vor 2023. China bleibt trotz einer Abschwächung durch den Ausbau erneuerbarer Energien der dominierende Markt.

Für Indien und die ASEAN-Staaten wird weiter steigender Bedarf prognostiziert. Dagegen soll der Kohleverbrauch in den USA um rund ein Viertel auf 304 Millionen Tonnen und in der EU um etwa die Hälfte auf 153 Millionen Tonnen sinken.

Die weltweite Förderung an Kohle beziffert die IEA für 2025 auf 9.111 Millionen Tonnen. Dies entspricht weitgehend dem Niveau des Jahres 2024. In China hat sich die Kohleförderung 2025 um ein Prozent auf 4.730 Millionen Tonnen erhöht. 

Bis 2030 soll die weltweite Förderung auf 8.641 Millionen Tonnen sinken. Rückgänge erwartet die IEA vor allem in China, den USA und Europa. Für die EU wird für 2030 eine Förderung von 132 Millionen Tonnen prognostiziert, 45 Prozent weniger als 2025. In Indien soll die Förderung dagegen von 1.089 auf 1.283 Millionen Tonnen steigen.

Der weltweite Kohlehandel belief sich 2025 auf 1.463 Millionen Tonnen, davon 1.106 Millionen Tonnen Kesselkohle und 357 Millionen Tonnen Kokskohle. Gegenüber 2024 ging der Handel um 5,1 Prozent zurück. China blieb trotz eines Importminus von 10,7 Prozent das wichtigste Importland. Bis 2030 soll der weltweite Kohlehandel auf 1.304 Millionen Tonnen sinken, davon entfallen auf China 394 Millionen Tonnen. Die europäischen Importe werden für 2030 auf 74 Millionen Tonnen veranschlagt, nach 118 Millionen Tonnen im Jahr 2025.

Die Steinkohle-Referenzpreise gaben 2025 gegenüber 2024 auf den wichtigsten Märkten nach, lagen aber weiterhin über dem Vorkrisenniveau. Der Preis für Kesselkohle mit einem Heizwert von 6.000 kcal/kg frei Amsterdam / Rotterdam / Antwerpen lag 2025 im Durchschnitt bei 101 US-Dollar je Tonne, zehn Prozent unter dem Vorjahr, aber zwölf Prozent über dem Durchschnitt der Jahre 2017 bis 2019.

Konkret verwaltet Kraken, das zum Energieanbieter Octopus Energy gehört, nach eigenen Angaben rund 5.700 MW flexibel abrufbare Leistung. Diese setzt sich aus etwa 3.200 MW steuerbarer Erzeugung und Großbatteriespeichern sowie weiteren 2.500 MW Flexibilität aus Haushalten zusammen. Dazu zählen unter anderem Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen und Heimspeicher. Die Anlagen werden über Software in Echtzeit koordiniert und wie ein gemeinsames Kraftwerk betrieben.

Bessere Netzauslastung

Laut Kraken zeigt das Beispiel, dass dezentrale, softwarebasierte Systeme klassische fossile Erzeugungsstrukturen funktional ersetzen können. Die Technologie überwacht Stromnetze und Märkte laufend, steuert Lade- und Entladevorgänge von Batterien und verschiebt Verbrauch gezielt in Zeiten mit hoher erneuerbarer Erzeugung. Ziel ist es, Lastspitzen zu reduzieren und bestehende Netzinfrastruktur besser auszulasten.

Devrim Celal, Chief Flexibility and Marketing Officer bei Kraken, ordnet die Entwicklung als strukturellen Wandel ein. Virtuelle Kraftwerke seien keine Nischenlösung mehr, sondern entwickelten sich zu einem zentralen Baustein moderner Stromsysteme, sagte Celal in einer Mitteilung. Energieversorger erhielten dadurch mehr Kontrolle über schwankende erneuerbare Erzeugung und könnten fossile Kraftwerke schneller ersetzen.

Enpal koordiniert 40.000 Haushalte

Auch in Deutschland wächst die Bedeutung virtueller Kraftwerke. Der Berliner Anbieter Enpal nennt sich selbst Marktführer bei der Installation von Solaranlagen und Wärmepumpen in Deutschland. Er betreibt mit „Enpal.One+“ ein virtuelles Kraftwerk, das nach Unternehmensangaben mehr als 40.000 Haushalte einbindet. Rund 40 Prozent des gesamten Enpal-Portfolios nehmen demnach bereits teil. Technischer Partner ist das Joint Venture Flexa.

Das virtuelle Kraftwerk von Enpal vernetze über 100.000 dezentrale Anlagen wie Photovoltaiksysteme, Batteriespeicher und Wallboxen. Aktuell ergibt sich daraus laut Enpal eine steuerbare Gesamtleistung von rund 400 MW. Monatlich kommen mehrere tausend weitere Haushalte hinzu.

Flexibilität stabilisiert das System

Benjamin Merle-Oberheide, Chief Product Officer bei Enpal, sieht in der Kombination aus Photovoltaik, Speicher und intelligenter Steuerung einen wichtigen Beitrag zur Systemstabilität. Durch die markt- und netzorientierte Steuerung lasse sich der Bedarf an zentralen fossilen Kraftwerken reduzieren, erklärte Merle-Oberheide. Zugleich wies er auf fehlende Harmonisierung bei IT-Systemen und Marktprozessen hin, die eine schnellere Skalierung erschwere.

Enpal plant, das virtuelle Kraftwerk ab 2026 auf das gesamte Kundenportfolio sowie auf Neukunden auszuweiten. Dann soll eine Gesamtleistung von über 1.000 MW erreicht werden. Diese Größenordnung liege laut Unternehmen im Bereich mehrerer Kohlekraftwerksblöcke.

„Wir sind lange davon ausgegangen, dass wir die Heizlast in Gebäuden deutlich stärker senken müssen, damit die Kosten im Stromsystem im Zuge der Elektrifizierung nicht explodieren. Unsere Analyse zeigt, dass diese Annahme nicht stimmt. Das erweitert unseren Handlungsspielraum.“

Allerdings haben nach der Veröffentlichung der Studie Branchenvertreter wie der Bundesverband energieeffiziente Gebäudehülle (BUVEG) dieser Darstellung widersprochen und warnen vor sozialen und energetischen Folgen. 

Die Stiftung Klimaneutralität und Prognos haben eine Sensitivitätsanalyse zur Rolle der energetischen Sanierung im klimaneutralen Energiesystem vorgelegt. Ausgangspunkt der Analyse war das Szenario „Klimaneutrales Deutschland: Von der Zielsetzung zur Umsetzung“ (KNDE) von Agora Energiewende, das von steigenden Sanierungsraten von 1,7 Prozent jährlich ausgeht. Die neue Analyse von Prognos hält die jährliche Sanierungsrate dagegen konstant bei rund einem Prozent und untersuchte die Effekte bis 2045. 

Die Studienautoren kommen zu dem Ergebnis, dass geringere Sanierungsanstrengungen den Endenergieverbrauch im Gebäudesektor nur moderat erhöhen. Für das Jahr 2045 beziffert Prognos den Mehrverbrauch auf 32 Milliarden kWh verglichen mit dem Referenzszenario, was rund vier Prozent entspricht. Der zusätzliche Bedarf entfällt überwiegend auf Umweltwärme, Fernwärme und Strom für Wärmepumpen.

Auch die Belastung des Stromsystems fällt laut Analyse begrenzt aus. Der Bruttostrombedarf steigt um 6,6 Milliarden kWh oder 0,5 Prozent, die maximale zusätzliche Last durch Wärmepumpen um 1.300 MW. Prognos sieht darin keinen systemkritischen Effekt, selbst bei weiter fortschreitender Elektrifizierung anderer Sektoren.

​Kostenverlagerung hin zur Energiewirtschaft

Es ergibt sich aber eine Kostenverlagerung: Geringeren Investitionsbedarfen für Sanierungen im Gebäudesektor stehen Mehrkosten für Erzeugung und Netze im Stromsystem gegenüber. Für das Jahr 2045 ergeben sich Mehrkosten von 4,5 Milliarden Euro im Energiesektor, denen Einsparungen von 5,1 Milliarden Euro bei Sanierungen gegenüberstehen. Kumuliert über den Zeitraum 2025 bis 2045 errechnet Prognos leichte Minderkosten von rund 200 Millionen Euro.

Die Stiftung Klimaneutralität leitet aus den Ergebnissen politische Schlussfolgerungen ab. Sie sieht in einer stärkeren Elektrifizierung der Wärmeversorgung einen sozial verträglicheren Weg, da Kosten über das Stromsystem breiter verteilt werden können. Hohe Sanierungsinvestitionen belasteten dagegen einzelne Eigentümer oder Mieterhaushalte stark, insbesondere in angespannten Wohnungsmärkten.

Aus Sicht der Stiftung eröffnet die Analyse einen größeren Handlungsspielraum für die Wärmewende. Förderpolitik müsse sich weniger auf steigende Sanierungsraten konzentrieren und stärker auf den Heizungswechsel. „Das ist sozialer und hilft auch dem Klima mehr“, sagte Losse-Müller. Dahin müsse die Förderung gehen und deshalb sei auch die 65-Prozent-Quote im Gebäudenergiegesetz so wichtig.

Kritik aus der Gebäudebranche

Der Bundesverband energieeffiziente Gebäudehülle (BUVEG) widerspricht dieser Interpretation. Verbandschef Jan Peter Hinrichs kritisiert, warnt inhaltlich unter anderem vor Fehlanreizen. Ein hoher Elektrifizierungsgrad ohne ausreichende Sanierung führe in energetisch schlechten Gebäuden zu hohem Energiebedarf. Rund 30 Prozent der Wohngebäude zählen zu den schlechtesten Effizienzklassen, etwa die Hälfte gilt nicht als wärmetechnisch geeignet für einen wirtschaftlichen Betrieb moderner Heizsysteme. Die Folge seien hohe Vorlauftemperaturen und steigende Energiekosten nach dem Heizungstausch.

Davon betroffen seien häufig Haushalte mit geringer Kaufkraft. Aus Sicht des BUVEG verschärft eine einseitige Fokussierung auf den Heizungswechsel soziale Risiken, statt sie zu mindern. Der Verband betont, dass erneuerbare Energien auch langfristig begrenzt verfügbar bleiben und im Winter konkurrierende Nachfrage aus Industrie und Verkehr besteht.

Der BUVEG plädiert für einen integrierten Blick auf den Gebäudebestand. Klimaneutralität lasse sich nur durch das Zusammenspiel von Heizung, Gebäudehülle und technischer Ausstattung erreichen. 
 

Wenig überraschend zeigen dabei Haus-Wohneigentümer (27 Prozent) steigende Investitionsbereitschaft. Aber auch der Anteil privater Vermieter, die in den kommenden fünf Jahren ein oder mehrere energetische Sanierungen planen, ist im Vergleich zum Vorjahr gestiegen: von 21 auf 26 Prozent.

Die dabei am häufigsten geplante Maßnahme bleibt der Befragung zufolge mit 16 Prozent die Installation einer Photovoltaikanlage. Wärmedämmung (12 Prozent) und der Austausch ineffizienter Heizsysteme (8 Prozent) folgen auf den weiteren Plätzen.

Bei letzteren planen 61 Prozent der befragten Sanierungsplanenden die Nutzung (noch) förderfähiger Heizungen wie Wärmepumpen, Fernwärme oder Holzpellet-Systeme. Nur ein Viertel setzt noch auf fossile Heizsysteme. 

In der Rückschau auf die vergangenen fünf Jahre berichten 47 Prozent der Haus-Wohneigentümer von der Installation einer förderfähigen Heizung – meist Wärmepumpen. Oliver Gaedeke, Geschäftsführer von Sirius Campus, sieht in positiven Nachbarschaftsbeispielen und wachsender Förderbekanntheit wichtige Treiber für diese Entwicklung. 

 


Zufriedenheit mit umgesetzten Sanierungen hoch 

Die Zufriedenheit unter den Sanierenden ist laut Untersuchung hoch: 94 Prozent bewerten ihre Projekte positiv, 65 Prozent sind sogar begeistert. Im Schnitt geben Investoren ihre Erfahrungen zweimal im persönlichen Umfeld weiter. Gleichzeitig beschäftigt sich nur ein Viertel der Hausbesitzer aktiv mit dem Gebäudeenergiegesetz (GEG), obwohl es einen relevanten Einfluss auf die Sanierungsbereitschaft hat.

Als Hauptmotive für eine Sanierung nennen Eigentümer vor allem die Senkung der Energiekosten (54 Prozent), die Wertsteigerung der Immobilie (47 Prozent) sowie mehr Unabhängigkeit von Energiepreisen (38 Prozent). Auch der Klimaschutz (32 Prozent) spielt eine Rolle. 

Optimismus im Hinblick auf die Energiewende nimmt zu 

Der allgemeine Glaube an das Gelingen der Energiewende wächst. 55 Prozent der Haushalte halten es der Befragung zufolge für realistisch, dass Deutschland bis 2045 mehr als 90 Prozent seines Stroms und seiner Wärme aus erneuerbaren Quellen bezieht. Das sind acht Prozentpunkte mehr als 2023. Der Anteil optimistischer Haushalte ist in zwei Jahren von 34 auf 40 Prozent gestiegen, während der Anteil pessimistischer Stimmen auf 16 Prozent gesunken ist.

„Die zunehmende Überzeugung von der Energiewende steigert auch den Mut der Wohneigentümer, mit Sanierungen den richtigen Weg einzuschlagen“, konstatiert Gaedeke. „Dies sollte nicht mit einer Aushöhlung der Regeln und Förderungen im neuen Gebäudemodernisierungsgesetz untergraben werden.“ 
 

Für die Abwärmeauskopplung seien in dreijähriger Bauzeit acht Wärmetauscher, eine Übergabestation sowie eine umfangreiche Infrastruktur mit Stahlbau und Rohrleitungen errichtet worden, teilt Iqony mit. Eine knapp drei Kilometer lange, überwiegend unterirdisch verlaufende Rohrtrasse verbinde die Abwärmequellen mit einem neuen Pumpenhaus auf dem Gelände des Kraftwerks Scholven. Dort werde die Wärme in das Fernwärmenetz eingespeist.

Seit wenigen Wochen laufe der 24/7-Probebetrieb mit 20 MW. Bis 2026 will Iqony die Gesamtleistung auf mehr als 50 MW hochfahren. Bei „Green Heat“, so die Bezeichnung, handle es sich um das größte Abwärmeprojekt Nordrhein-Westfalens, so der Fernwärmeanbieter.

Verlorener Energieschatz wird gehoben

„Green Heat zeigt, wie konsequent wir Versorgungssicherheit und Klimaschutz miteinander verbinden“, kommentiert Andreas Reichel, CEO Steag Iqony Group, den Betriebsstart. „Wir heben einen bislang verlorenen Energieschatz – und machen ihn zu einem wichtigen Treiber der Wärmewende.“

Das Unternehmen Steag Iqony beziffert seine gesamte jährliche Wärmeerzeugung auf 4,5 Milliarden kWh. Die Netzlänge gibt es mit 2.186 Kilometern an. Bereits heute stamme etwa die Hälfte der erzeugten Wärme aus klimaneutralen Quellen – mit Green Heat steige dieser Anteil weiter.

Der Übertragungsnetzbetreiber plant, zwei 380-kV-Schaltfelder in der neu zu bauenden 380-kV-Anlage des Umspannwerks zu errichten. Die Kosten für die Baumaßnahmen beziffert 50 Hertz auf rund 11,7 Millionen Euro. Die vertraglich vereinbarte Anschlussleistung betrage 300 MW, in der Endausbaustufe seien 500 MW vorgesehen, heißt es weiter.

„Mit diesem Anschluss wird unser BER1-Campus über mehr als 300 MW Kapazität verfügen und damit zu den größten Rechenzentrumscampi in der Region zählen“, wird der Europa-Chef von Vantage, David Howson, in einer Mitteilung zitiert. Das Unternehmen mit Hauptsitz in Denver, Colorado, stellt laut eigener Aussage rund 50 Prozent der Rechenzentrumskapazität in Berlin-Brandenburg.

2.000 MW bis zum Jahr 2029

50-Hertz-Chef Stefan Kapferer nahm die Vertragsunterzeichnung zum Anlass, um auf die von der Bundesregierung angestrebte Änderung der Kraftwerksnetzanschluss-Verordnung hinzuweisen. „Das ist ein erster wichtiger Schritt, damit künftig nicht mehr das Prinzip ‚First come, first serve‘ gilt, sondern diejenigen Netzanschluss-Projekte zum Zuge kommen, die einen hohen Reifegrad aufweisen“, so Kapferer.

Dem Übertragungsnetzbetreiber schwebt vor, bis 2029 Netzanschlüsse für neue Rechenzentren mit einer Anschlussleistung von rund 2.000 MW zu realisieren. Insbesondere die Region Berlin/Brandenburg, Frankfurt am Main und die umliegende Region Rhein-Main zählen zu den Wachstumsregionen für Rechenzentren, erklärt das Unternehmen.

 
Im Jahr 2024 war die Energiewirtschaft für 185 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente Treibhausgasemissionen in Deutschland verantwortlich. Die gesamten Treibhausgasemissionen in Deutschland betrugen im selben Jahr rund 649 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalente. Damit wurde die gesetzlich erlaubte, angepasste Jahresemissionsgesamtmenge von 693,4 Millionen Tonnen CO2-Äquivalenten unterschritten. Laut Gesetz sollen die Treibhausgasemissionen bis 2030 um 65 Prozent gegenüber dem Jahr 1990 reduziert werden.

Wie das Unternehmen in einer Pressekonferenz am 17. Dezember mitteilte, spiegeln die Zahlen eine „solide Entwicklung in einem weiterhin schwierigen Marktumfeld“ wider. Das Geschäftsjahr der Dortmunder läuft generell vom 1. Oktober bis zum 30. September des Folgejahres.

Der Auftragseingang ging deutlich zurück und erreichte 348 Millionen Euro nach 636 Millionen Euro im Vorjahr. Thyssenkrupp Nucera führt dies vor allem auf die anhaltend verhaltene Investitionsdynamik im Markt für grünen Wasserstoff zurück. Entsprechend verringerte sich auch der Auftragsbestand zum Ende des Geschäftsjahres auf rund 0,61 Milliarden Euro, nachdem er ein Jahr zuvor noch bei rund 1,13 Milliarden Euro gelegen hatte. 

Das Ergebnis aus dem Finanzgeschäft sank auf 17 Millionen Euro (Vorjahr: 26 Millionen Euro). Nach Steuern erzielte das Unternehmen einen Gewinn von rund 5 Millionen Euro, nach 11 Millionen Euro im Jahr zuvor. 

Trotz der Marktschwäche habe das Unternehmen seine strategische Entwicklungs-Roadmap im vergangenen Geschäftsjahr konsequent umgesetzt, wie Vorstandschef Werner Ponikwar bekräftigte. Das Unternehmen habe gezielt in neue Technologien investiert und zugleich an einer verbesserten Kostenstruktur gearbeitet, heißt es.

Chlor-Alkali-Geschäft legt zu

Im Segment Chlor-Alkali steigerte Thyssenkrupp Nucera den Umsatz deutlich um 14 Prozent auf 386 Millionen Euro. Im Vorjahr hatte das Unternehmen in diesem Bereich 338 Millionen Euro umsetzen können. Der Auftragseingang erhöhte sich auf 322 Millionen Euro nach 279 Millionen Euro, getragen vor allem vom wachsenden Servicegeschäft. Dieses erreichte einen Auftragseingang von 241 Millionen Euro (Vorjahr: 196 Millionen Euro). Der Auftragsbestand im Segment lag zum Geschäftsjahresende bei 347 Millionen Euro, nach 421 Millionen Euro ein Jahr zuvor. Das Ebit belief sich auf 58 Millionen Euro und lag damit leicht unter dem Vorjahreswert (62 Millionen Euro), was das Unternehmen mit Einmaleffekten im Vorjahr erklärt.

Grüner Wasserstoff mit rückläufigen Volumina

Im Segment Grüner Wasserstoff ging der Umsatz von 524 Millionen Euro im Vorjahr auf 459 Millionen Euro zurück. Laut dem Unternehmen trugen Fortschritte beim Stegra-Projekt in Schweden maßgeblich zum Umsatz bei, während das Großprojekt Neom in Saudi-Arabien aufgrund seines hohen Fertigstellungsgrades weniger Erlöse beisteuerte. Der Auftragseingang brach auf 26 Millionen Euro ein, nach 356 Millionen Euro im Vorjahreszeitraum. Entsprechend reduzierte sich der Auftragsbestand von 706 Millionen Euro auf 259 Millionen Euro. Das Ebit verbesserte sich auf minus 56 Millionen Euro (Vorjahr: minus 76 Millionen Euro). Finanzvorstand Stefan Hahn verwies in diesem Zusammenhang auf einen veränderten Projektmix sowie Fortschritte bei der Professionalisierung der Projektabwicklung.

Im Geschäftsjahr 2024/2025 erhöhte Thyssenkrupp Nucera die Ausgaben für Forschung und Entwicklung leicht auf 38 Millionen Euro. Neben neuen Technologie-Generationen im Chlor-Alkali-Bereich erweiterte das Unternehmen sein Portfolio im Wasserstoffsegment durch den Zukauf einer Hochdruckelektrolyse-Technologie (wir berichteten).

Zurückhaltender Ausblick

Für das bereits angebrochene Geschäftsjahr 2025/2026 rechnet Thyssenkrupp Nucera mit einem Auftragseingang zwischen 350 Millionen und 900 Millionen Euro. Bei der Prognose des Umsatzes gibt sich das Unternehmen allerdings zurückhaltend: Dieser dürfte auf 500 Millionen bis 600 Millionen Euro zurückgehen − nach 845 Millionen Euro im abgelaufenen Geschäftsjahr. Beim operativen Ergebnis erwartet das Unternehmen eine Spanne von minus 30 Millionen Euro bis zur Nulllinie.

Geschäftsjahr 2024/2025 von Thyssenkrupp Nucera
(in Millionen Euro)

	2024/2025	2023/2024
Umsatz	845	862
davon im Segment Chlor-Alkali	386	459
davon im Segmente Grüner Wasserstoff	459	524
Ebit	2	- 14
Auftragseingang	348	636
Finanzergebnis	17	26
Gewinn nach Steuern	5	11
Ausgaben Forschung & Entwicklung	38	36

Quelle: Thyssenkrupp Nucera

Im November hatten RWE und Apollo ein Joint Venture gegründet. Dieses hält jetzt unter dem Namen RWE Alkaios Holding GmbH die bis dato von RWE gehaltenen Anteile an Amprion in Höhe von 25,1 Prozent. Die genaue prozentuale Verteilung innerhalb des Joint Ventures wurde nicht veröffentlicht. RWE bleibt aber operativ verantwortlich für die Beteiligung und konsolidiert diese weiterhin vollständig im eigenen Geschäftsabschluss, hieß es anlässlich der Gründung (wir berichteten).

Die RWE Alkaios Holding habe sich ebenso wie die M31 Beteiligungsgesellschaft, die 74,9 Prozent der Amprion-Anteile hält, plangemäß an der Kapitalerhöhungsmaßnahme beteiligt, teilt Amprion mit. „Die regelmäßigen Eigenkapitalzuführungen sind fester Bestandteil unserer Finanzierungsstrategie und sichern die Umsetzung unseres Investitionsprogramms“, lässt sich Amprion CFO Peter Rüth zitieren: „Die Investitionen in unsere Projekte und deren planmäßiger Abschluss sind eine wichtige Voraussetzung zur Transformation des Energiesystems in Deutschland.“

Amprion verfolge ein langfristiges Investitionsprogramm zur Umsetzung der Energiewende. Neben Eigenkapitalzuführungen sieht das Unternehmen die Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens und eine international wettbewerbsfähige Eigenkapitalverzinsung als zentrale Voraussetzungen für künftige Investitionen, heißt es in der aktuellen Pressemitteilung.

Die M31-Beteiligungsgesellschaft ist ein Konsortium von Versorgungswerken und institutionellen Anlegern aus der Versicherungswirtschaft – überwiegend aus Deutschland, wie Amprion auf seiner Internetseite erläutert. Dazu zählen etwa die Ärztliche Beteiligungsgesellschaft (AEBG), die Meag Munich Ergo, Swiss Life und Talanx.

Für die Genossenschaft hat die Kooperation den Vorteil, fünf Jahre lang eine festgelegte Vergütung je MW Leistung zu erhalten. Gleichzeitig profitiere sie von „allen Marktchancen durch eine Gewinnbeteiligung“, heißt es in einer gemeinsamen Mitteilung der Partnerunternehmen, die bereits in der Vergangenheit zusammengearbeitet haben.

MVV Trading werde die Vermarktung der Energie im März kommenden Jahres aufnehmen, heißt es weiter. Die Anlage, die über eine Leistung von 2,5 MW verfügen wird, nennt sich „Bürger-Speicher Marzling“ – nach der im oberbayerischen Landkreis Freising gelegenen Gemeinde.

Der Speicher arbeitet in beide Richtungen, kann also sowohl Strom ins Netz abgeben als auch Energie aus dem Leitungssystem und der angeschlossenen Solaranlage aufnehmen. Speicher und Module sind an einen gemeinsamen Netzanschluss angebunden.

Die Bürgergenossenschaft hat bereits Erfahrung in Erneuerbaren-Projekten gesammelt. So sind durch ihre Initiative zum Beispiel eine Windkraftanlage (Leistung: 3 MW), zwei Solarparks (zusammen 2,7 MW), 16 Solardachanlagen (2,3 MW) und 79 Punkte für das Laden von Elektroautos entstanden. Die Genossenschaft hat es sich mit ihren 2.675 Mitgliedern zur Aufgabe gemacht, die Energiewende im Landkreis Freising voranzutreiben.

Die Stadtwerke haben laut einer Mitteilung die erforderlichen Genehmigungsanträge eingereicht und damit begonnen, das Gelände für den Bau des ersten Speichers vorzubereiten. Er soll auf einer Fläche errichtet werden, auf der früher Steinkohle für das ehemalige Heizkraftwerk I gelagert wurde.

„Wir haben den Kohleausstieg bereits 2018 vollzogen. Jetzt entstehen an diesem Standort schrittweise moderne und innovative Anlagen, mit denen wir die Energiewende vor Ort vorantreiben“, sagt Andreas Gutschek, Vorstand Infrastruktur und Digitalisierung bei den Stadtwerken Duisburg.

Laut den Stadtwerken wird der Bau, den die Intilion AG aus Paderborn vornehmen wird, nur „wenige Monate“ dauern, da die insgesamt acht Batteriemodule montagefertig angeliefert werden. Lediglich Schaltanlagen und zwei Transformatoren seien zusätzlich noch notwendig.

Die Investitionssumme für die Großbatterie an der Konzernzentrale veranschlagen die Stadtwerke mit 7 Millionen Euro. In die zweite, baugleiche Anlage im Hafen investiert das Unternehmen 8 Millionen Euro. Die auseinanderliegenden Standorte seien notwendig, damit die Leitungswege nicht zu stark belastet werden, heißt es in der Mitteilung.

Die Speicher sollen künftig gemeinschaftlich vom Energiehandel der Stadtwerke und der Terralyr AG optimiert beziehungsweise vermarktet werden. Dafür nutze man die Plattform des Flexibilitätsanbieters aus dem schweizerischen Zug. Gleichzeitig wollen die Partner auch anderen Betreibern von Großspeichern ein Vermarktungspaket anbieten. Dieses umfasse die Speicher-Optimierung inklusive technischer Anbindung, potenzielle Co- Investitionen und die Unterstützung bei der Projektentwicklung.

Im Gespräch mit E&M-Redakteur Georg Eble bewertet sie die Leistungen von Robert Habeck (Grüne) als Bundeswirtschaftsminister und die Expertise seiner Nachfolgerin Katherina Reiche. Die CDU-Frau bringe Erfahrung aus Politik und Wirtschaft in ihr Amt ein, lobt Heinen-Esser. Wie es für die Branche der erneuerbaren Energien weitergeht, hänge auch vom Rahmen der EU ab.

Gesprächspartner:

• Ursula Heinen-Esser (CDU), Präsidentin des Bundesverbandes Erneuerbare Energie (BEE)

 
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Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt in bereits vorweihnachtlich beruhigtem Geschäft am Mittwoch gezeigt. Der Day-ahead allerdings verlor im Base 32,25 Euro auf 74,50 Euro/MWh und im Peak 30,00 Euro auf 91,25 Euro/MWh. An der Börse kostete der Donnerstag 74,22 Euro/MWh in der Grundlast und 91,14 Euro/MWh in der Spitzenlast.

Der schwächere Day-ahead ist auf die deutlich höhere Einspeiseleistung der Erneuerbaren zurückzuführen, die am Donnerstag anfallen soll. Diese dürfte laut Eurowind auf 28,3 GW klettern, während der Wetterdienst für den Mittwoch nur 10,5 GW vorhergesagt hat. Für den Freitag werden ebenfalls recht kräftige 27,3 GW prognostiziert.

Am langen Ende des Strommarktes notierte das Cal 26 unter dem Eindruck festerer Preise von CO2 und Erdgas mit einem Plus von 0,52 Euro auf 85,01 Euro/MWh.

CO2: Die CO2-Preise haben am Mittwoch zugelegt und zeigten sich damit im Verbund mit Erdgas und Strom. Bis 13.30 Uhr gewann die neue Benchmark Dec 26 um 0,29 Euro auf 87,65 Euro/Tonne.

Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 13,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 88,49 Euro/Tonne, das Tief bei 87,37 Euro/Tonne. Unterdessen haben spekulative Anleger ihre Nettolongpositionen an der ICE/Endex um 0,7 auf gut 114 Millionen Tonnen ausgebaut, was für eine weiter sehr positive Markteinschätzung spricht.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Berichtstag gezeigt. Der Frontmonat Januar am niederländischen TTF gewann bis 13.40 Uhr 0,43 Euro auf 27,30 Euro/MWh. Am deutschen THE notierte der Day-ahead mit einem Plus von 0,24 Euro auf 28,79 Euro/MWh.

Händler führen die Abgaben auf die Prognosen für eine kühlere Witterung in Deutschland und Nordwesteuropa zurück. Laut dem US-Wettermodell sollen die Temperaturen kontinuierlich zurückgehen und nach Weihnachten in Deutschland auf ein Niveau sinken, das bis zu 2 Grad Celsius unter dem saisonalen Durchschnitt liegt. Zudem soll die Windeinspeisung mit Ausnahme der drei Tage vom 25. bis 27. Dezember schwach bleiben. 

Die Heating Degree Days allerdings belaufen sich laut MBI Research für den Berichtstag nur auf 85,2 und zeigen sich damit bislang noch unter dem Saisondurchschnitt, der bei 98,6 liegt. 

Der Gasflow aus Norwegen beträgt für den Berichtstag 348,8 Millionen Kubikmeter und zeigt damit das gleiche sehr hohe Niveau wie an den Vortagen.