Die Einnahmen fließen vollständig in den Klima- und Transformationsfonds des Bundes. Aus diesem Sondervermögen finanziert die Bundesregierung Maßnahmen für Energiewende und Klimaschutz. Dazu zählen laut UBA unter anderem Programme zur energetischen Sanierung von Gebäuden, der klimaneutrale Umbau der Industrie, der Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft sowie der Ausbau der Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge.

Höchste Einnahmen seit 2008

Seit Einführung des Emissionshandels im Jahr 2008 haben die Erlöse eine neue Größenordnung erreicht. Nach Angaben der DEHSt überschritten die kumulierten Einnahmen aus dem Verkauf von Emissionsberechtigungen im Dezember 2025 erstmals die Marke von 100 Milliarden Euro. UBA-Präsident Dirk Messner bezeichnete den Emissionshandel als zentrales sektorübergreifendes Instrument des Klimaschutzes. „Die CO2-Bepreisung setzt gemeinsam mit weiteren Maßnahmen Anreize für den klimafreundlichen Umbau von Wirtschaft und Gesellschaft“, so Messner.

Der Emissionshandel basiert auf dem Prinzip, dass für jede ausgestoßene Tonne CO2 ein Zertifikat erforderlich ist. In Europa existieren zwei Systeme. Der europäische Emissionshandel (ETS 1) erfasst Kraftwerke, große Industrieanlagen, den innereuropäischen Luftverkehr sowie die Seeschifffahrt. Unternehmen müssen für ihre Emissionen entsprechende Berechtigungen bei der Emissionshandelsstelle abgeben.

Die Zertifikate werden unter anderem über Auktionen an der Leipziger Energiebörse European Energy Exchange (EEX) erworben. Die insgesamt verfügbare Menge sinkt jährlich, um den Ausstoß schrittweise zu begrenzen. Der durchschnittliche Preis für ein europäisches Zertifikat lag 2025 bei 73,86 Euro je Tonne CO2, nach 65 Euro im Jahr 2024. Die Erlöse aus diesen Auktionen beliefen sich 2025 auf 5,4 Milliarden Euro und lagen damit leicht unter dem Vorjahreswert von 5,5 Milliarden Euro.

Nationaler Emissionshandel bringt 16 Milliarden Euro

Deutlich stärker wuchsen die Einnahmen aus dem nationalen Emissionshandel. Hier nahm der Bund rund 16 Milliarden Euro ein, etwa drei Milliarden Euro mehr als 2024. Hauptgrund war der höhere Preis der nationalen Berechtigungen, der von 45 Euro je Tonne CO2 im Jahr 2024 auf 55 Euro im Jahr 2025 stieg.

Der nationale Emissionshandel zielt auf die Reduzierung von Emissionen in den Bereichen Wärme und Verkehr. Erfasst werden Brennstoffe wie Benzin, Diesel, Heizöl, Flüssig- und Erdgas sowie Kohle. Seit 2024 unterliegt auch die Verbrennung von Abfällen der CO2-Abgabe. Erhoben wird sie bei Unternehmen der Mineralölindustrie oder bei Gaslieferanten, die die Kosten in der Regel an die Endverbraucher weitergeben. Anders als im europäischen System sind die nationalen Zertifikate bislang nicht mengenmäßig begrenzt, die Preise wurden gesetzlich festgelegt.

2025 wurden insgesamt 294 Millionen nationale Emissionsberechtigungen verkauft, nahezu so viele wie im Vorjahr. Der kommissarische Leiter des UBA-Fachbereichs Klimaschutz, Energie und Deutsche Emissionshandelsstelle, Christoph Kühleis, sieht darin einen Hinweis auf den hohen Handlungsbedarf. „Die hohen Verkaufsmengen spiegeln das mit Blick auf die Klimaziele zu hohe Emissionsniveau im Gebäude- und Verkehrssektor wider“, so Kühleis. 

Auktion ab Juli auch für Brennstoffemissionen

Ab dem laufenden Jahr sollen auch die nationalen Emissionsberechtigungen erstmals versteigert werden. Nach Angaben der DEHSt sollen die Preise dabei zwischen 55 und 65 Euro je Tonne CO2 liegen. Die Auktionen an der EEX sind für Juli vorgesehen.

Perspektivisch soll der nationale Emissionshandel ab 2028 weitgehend in einem europäischen Emissionshandel für Brennstoffe (ETS 2) aufgehen. Die Einführung dieses Systems war ursprünglich für 2027 geplant, wurde jedoch verschoben, um starke Preissteigerungen beim Tanken und Heizen zu vermeiden.

Der Bericht der Deutschen Emissionshandelsstelle steht im Internet bereit.

Nach Einschätzung des BEE entscheidet die anstehende EEG-Novelle maßgeblich über die künftige Ausgestaltung der Energieversorgung in Deutschland. Die erneuerbaren Energien hätten sich inzwischen zur tragenden Säule des Stromsystems entwickelt und leisteten einen zentralen Beitrag zur Versorgungssicherheit und zur wirtschaftlichen Stabilität. BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser erklärte, das EEG müsse diese Entwicklung abbilden und verlässliche Rahmenbedingungen für die nächste Phase der Energiewende schaffen.

Ausbauziele beibehalten

Kernforderung des Verbands ist es, die bestehenden Ausbauziele für erneuerbare Energien beizubehalten. Gleichzeitig fordert der BEE, Systemdienlichkeit und Flexibilität stärker in den Fokus zu rücken. Laut dem Verband steige der Strombedarf unter anderem durch die fortschreitende Elektrifizierung, den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft sowie durch neue Großverbraucher wie Rechenzentren künftig deutlich an. Vor diesem Hintergrund seien langfristig verlässliche Ausbaupfade notwendig, um Investitionen abzusichern – sowohl aufseiten der Unternehmen als auch für Verbraucherinnen und Verbraucher.

Darüber hinaus spricht sich der BEE für eine effizientere Nutzung der vorhandenen Netzinfrastruktur aus. Der Verband plädiert zugleich für einen konsequenten Ausbau der Stromnetze. Nach Angaben des BEE können flexible Netzanschlussvereinbarungen, eine weiterentwickelte Überbauung von Netzverknüpfungspunkten sowie standardisierte und digitalisierte Netzanschlussverfahren dazu beitragen, Netzkosten zu senken und den Ausbau der Erneuerbaren zu beschleunigen.

Heinen-Esser betonte, das Stromnetz müsse sich stärker an einer dezentralen und erneuerbaren Erzeugungsstruktur orientieren und den Anpassungsprozess beschleunigen. Aus Sicht des Verbands braucht es mehr Flexibilität auf Erzeugungs-, Transport- und Verbrauchsseite sowie eine umfassendere Digitalisierung zur besseren Steuerbarkeit des Systems.

Erneuerbare können auch Backup leisten

Ein weiterer Schwerpunkt des Positionspapiers liegt auf steuerbaren erneuerbaren Energien. Dazu zählen nach Darstellung des BEE Biomasse, Wasserkraft und Geothermie. Diese Technologien könnten sektorenübergreifend eingesetzt werden und einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten. Der Verband fordert, ihre besonderen Eigenschaften im EEG 2027 gezielt zu berücksichtigen und bestehende Flexibilitätspotenziale weiterzuentwickeln.

Zur Sicherung von Dezentralität und Akteursvielfalt hebt der BEE zudem die Bedeutung einheitlicher und praxistauglicher gesetzlicher Rahmenbedingungen hervor. Instrumente wie Bürgerenergie, Energy Sharing, Direktbelieferungsmodelle und vereinfachte Beteiligungsformate könnten laut dem Verband regionale Wertschöpfung fördern, die Akzeptanz für den Ausbau erhöhen und die Resilienz des Energiesystems stärken.
 Differenzverträge realistisch gestalten

Bei der Weiterentwicklung der EEG-Förderung hin zu zweiseitigen Contracts for Difference (CfDs) fordert der BEE eine Ausgestaltung, die sich an realen Erlösen orientiert und Risiken für Investoren begrenzt. Nach Ansicht des Verbands lassen sich so Finanzierungskosten stabil halten und unterschiedliche Marktakteure weiterhin einbinden.

Abschließend verweist der BEE auf den wachsenden Beitrag der Erneuerbaren zur Stromversorgung. Nach Angaben des Verbands deckten Erneuerbare in den Jahren 2024 und 2025 jeweils mehr als die Hälfte des Stromverbrauchs in Deutschland. Daraus leite sich ein Anspruch ab, künftig noch mehr Verantwortung für die Energieversorgung zu übernehmen. Voraussetzung dafür seien jedoch verlässliche und praktikable Rahmenbedingungen im EEG 2027, erklärte Heinen-Esser.

Das BEE-Positionspaper zur EEG-Novelle 2027 steht im Internet bereit.

Konkret geht es um eine grenzüberschreitende Kohlenwasserstofflagerstätte vor der Nordseeinsel Borkum. Das sogenannte N05-A-Feld liegt im Grenzbereich beider Staaten und erstreckt sich sowohl auf deutsches als auch auf niederländisches Hoheitsgebiet. Das Abkommen soll laut Bundesregierung die Zusammenarbeit beider Länder bei der Erschließung dieses Vorkommens regeln und zugleich einen Rahmen für weitere mögliche grenzüberschreitende Lagerstätten schaffen.

Nach Angaben der Bundesregierung enthält das Abkommen unter anderem Regelungen zur Ermittlung der förderbaren Erdgasvorkommen und zu deren Aufteilung zwischen den beiden Staaten. Vorgesehen ist demnach ein gemeinsames Verfahren, mit dem festgestellt wird, in welchem Umfang sich die Lagerstätte jeweils auf deutsches und niederländisches Gebiet erstreckt. Auf dieser Grundlage sollen die Anteile an der Förderung bestimmt werden. Zudem regelt das Abkommen die Erhebung von sogenannten Förderabgaben, die bei der Gewinnung von Erdgas anfallen.

Zusammenarbeit regeln
Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der Zusammenarbeit der zuständigen Behörden. Das Abkommen soll sicherstellen, dass die niederländischen und deutschen Bergbehörden ihre Aufsichtstätigkeiten abstimmen und Informationen austauschen. Ziel ist es laut Bundesregierung, ein einheitliches Vorgehen bei der Erschließung grenzüberschreitender Lagerstätten zu ermöglichen und widersprüchliche Entscheidungen zu vermeiden.

Nicht Teil des Abkommens ist hingegen die Genehmigung des konkreten Förderprojekts im N05-A-Feld. Die Bundesregierung stellt in dem Gesetzentwurf klar, dass weder die bergrechtliche Zulassung noch die Entscheidung über Beginn, Umfang oder Dauer der Förderung auf Bundesebene getroffen werden. Diese Zuständigkeiten verbleiben demnach bei den Ländern. Für das N05-A-Feld ist das Land Niedersachsen verantwortlich.

Nach Darstellung der Bundesregierung folgt diese Aufgabenteilung den Vorgaben des Grundgesetzes und des Bundesberggesetzes. Demnach entscheiden die zuständigen Landesbehörden über bergrechtliche Genehmigungen und überwachen die Einhaltung der einschlägigen rechtlichen Anforderungen, etwa in Bezug auf Umwelt- und Sicherheitsauflagen. Das Abkommen mit den Niederlanden ändere an dieser Zuständigkeitsverteilung nichts.

Keine konkrete Förderdauer festgelegt
Auch zur Dauer der möglichen Förderung äußert sich die Bundesregierung in dem Entwurf. Eine Erdgasförderung aus der Lagerstätte N05-A soll demnach nur so lange erfolgen, „wie die Nachfrage in den Niederlanden und Deutschland dies verlangt“. Eine zeitlich unbegrenzte Nutzung der Lagerstätte ist damit nicht vorgesehen. Das Abkommen legt jedoch keine konkreten Fördermengen oder Laufzeiten fest, sondern beschränkt sich auf den rechtlichen und organisatorischen Rahmen der Zusammenarbeit.

Mit dem Gesetzentwurf bittet die Bundesregierung den Bundestag, dem Abkommen zuzustimmen und damit die Voraussetzung für dessen Inkrafttreten zu schaffen. Erst nach Abschluss des parlamentarischen Verfahrens kann das Abkommen völkerrechtlich wirksam werden. Über das weitere Vorgehen bei der konkreten Erschließung des N05-A-Felds entscheiden anschließend die beteiligten Unternehmen und die zuständigen Behörden auf Landesebene.

Wegner lobte die funktionierende Zusammenarbeit zahlreicher Akteure. Er dankte den Hilfsorganisationen, der Berliner Polizei, der Feuerwehr, dem landeseigenen Netzbetreiber Stromnetz Berlin, mehreren Tiefbaufirmen, ehrenamtlichen Helferinnen und Helfern sowie der Bundeswehr und der Bundespolizei. Auch die eingerichteten Krisenstäbe hätten sich bewährt. Berlin sei durch diese Krise gekommen, sagte Wegner.

Krisenstab bleibt im Amt

Zugleich machte der CDU-Politiker deutlich, dass die Lage weiter aufmerksam beobachtet werden müsse. Die Stromzufuhr solle nun stabil anlaufen, die Krisenstäbe blieben vorerst aktiv. Nach Angaben des Senats arbeiten Teile des Netzes noch mit provisorischen Lösungen. Wegner kündigte an, aus dem Vorfall Konsequenzen zu ziehen. Dabei gehe es sowohl um einen besseren Schutz kritischer Infrastruktur als auch um mögliche Verbesserungen im Krisen- und Katastrophenschutz-Management. 

Auslöser des Stromausfalls am 3. Januar war ein Brandanschlag auf eine Kabelbrücke im Bezirk Steglitz-Zehlendorf. Nach Angaben des Berliner Senats waren am Samstagmorgen zunächst rund 45.000 Haushalte und 2.200 Unternehmen ohne Strom. Insgesamt seien bis zu 100.000 Menschen betroffen gewesen. Berlin rief daraufhin eine Großschadenslage aus, unter anderem um zusätzliche Unterstützung des Bundes anfordern zu können.

Netzbetreiber unter höchster Anspannung

Der landeseigene Netzbetreiber Stromnetz Berlin begann am Vormittag des 7. Januar, das Netz schrittweise wieder hochzufahren. Bereits in der Nacht zuvor konnte eine provisorische Kabelverbindung hergestellt und erfolgreich getestet werden. Zeitweise waren zuletzt noch rund 19.900 Haushalte und 850 Gewerbebetriebe ohne Strom.

Nach und nach brachte der Netzbetreiber bereits in den vergangenen Tagen immer mehr Haushalte wieder in die Versorgung. Um die Gesamtversorgung möglichst rasch wieder herzustellen, arbeitete die Stromnetz-Gesellschaft an einer
provisorischen Lösung: Zwei Leitungen mit besonders großer Transportkapazität wurden am Umspannwerk Dahlem miteinander verbunden. Die Arbeiten gestalteten sich kompliziert, zum einen wegen der niedrigen Temperaturen und zum anderen aufgrund der unterschiedlichen Materialien der beiden Kabel.

Die Senatsverwaltung bat die betroffenen Haushalte, private Notstromaggregate rechtzeitig abzuschalten und empfindliche Elektrogeräte vom Netz zu trennen. Während der Wiederzuschaltung könne es kurzzeitig zu Unterbrechungen kommen. Auch kritische Einrichtungen wie Krankenhäuser und Pflegedienste seien vorab informiert worden, teilte Stromnetz Berlin mit.

Der Stromausfall gilt nach Angaben der Behörden mit rund 100 Stunden als der längste in der Berliner Nachkriegsgeschichte. Erst im September des vergangenen Jahres hatte ein Brandanschlag im Südosten der Stadt einen rund 60 Stunden dauernden Blackout mit etwa 50.000 betroffenen Stromkundinnen und -kunden ausgelöst.

Täter noch gesucht

Zu dem aktuellen Anschlag bekannte sich eine linksextremistische Gruppierung, die sogenannten Vulkangruppen. Die Berliner Innenverwaltung stufte ein entsprechendes Schreiben als authentisch ein. Die Bundesanwaltschaft in Karlsruhe hat die Ermittlungen übernommen. Sie sieht unter anderem den Verdacht der verfassungsfeindlichen Sabotage, der Mitgliedschaft in einer terroristischen Vereinigung, der Brandstiftung und der Störung öffentlicher Betriebe. Ergebnisse der Ermittlungen liegen bislang nicht vor. Berlins Innensenatorin Iris Spranger (SPD) und Regierender Bürgermeister Wegner sprechen von Terrorismus beziehungsweise Linksterrorismus. Die Täter hätten laut der Innenverwaltung bewusst in Kauf genommen, dass Menschen zu Schaden kommen. Auch Vertreter der Bundespolitik ordneten die Tat entsprechend ein.

Während der Stromausfälle halfen Notstromaggregate, Teile der Versorgung aufrechtzuerhalten. Supermärkte konnten teilweise wieder öffnen, Mobilfunknetze stabilisierten sich schrittweise, und Notunterkünfte boten Anlaufstellen für die Bevölkerung. Mit der Wiederherstellung der Stromversorgung kehrt nun schrittweise Normalität in den betroffenen Stadtteilen ein.

Bundesweit werden laut Aroundhome im Durchschnitt 63,7 Prozent der Gebäude mit Erdgas beheizt. Besonders hoch ist der Anteil in Wilhelmshaven mit 94,7 Prozent, Oldenburg mit 93,1 Prozent und Delmenhorst mit 89,5 Prozent (alle drei Niedersachsen) vor Neuwied in Rheinland-Pfalz mit 87,1 Prozent und Witten (Nordrhein-Westfalen) mit 84,9 Prozent.

Auch in größeren Städten liegt der Erdgasanteil deutlich über dem Durchschnitt, darunter Hannover mit 77,2 Prozent, Frankfurt am Main mit 75,4 Prozent, Düsseldorf mit 73,9 Prozent und Köln mit 72,7 Prozent.

Öl spielt eine geringere Rolle

Ölheizungen spielen bundesweit eine geringere, regional jedoch relevante Rolle. Im Durchschnitt werden 10,3 Prozent der deutschen Haushalte nach Aroundhome-Angaben mit Erdöl beheizt. In Schwäbisch Gmünd (Baden-Württemberg) liegt der Anteil bei 28,1 Prozent, in Offenburg (Baden-Württemberg) bei 26,4 Prozent und in Bergheim (Nordrhein-Westfalen) bei 25,4 Prozent. Dort verfügt mehr als ein Viertel der Gebäude über eine Ölheizung.

Hintergrund der Auswertung ist der ansteigende CO2-Preis für das Heizen mit Öl, Kohle und Gas, der perspektivisch auf bis zu 65 Euro pro Tonne steigen soll. Auch wenn die jährliche Mehrbelastung zunächst überschaubar erscheine, könne sie je nach Energieeffizienz eines Gebäudes schnell einen dreistelligen Betrag erreichen, so Aroundhome

Jannis Mischke, Experte für „Energieeffizientes Wohnen“, verweist auf die langfristigen Folgen: „Wer jetzt nicht handelt, riskiert langfristig spürbar höhere Heiz- und Betriebskosten. Energetische Sanierungen sind daher kein optionales Zukunftsthema, sondern der einzige nachhaltige Weg, um Kosten dauerhaft zu senken – auch dann, wenn die Preise perspektivisch noch weiter steigen.“

Die Tabelle „Anteil der Gasheizungen in Deutschland in Prozent“ von Aroundhome zeigt den prozentualen Anteil in den 150 einwohnerstärksten Städten in Deutschland.

Batterieelektrische Pkw erreichten im Jahr 2025 insgesamt 545.140 Neuzulassungen. Ihr Marktanteil lag bei 19,1 Prozent, was einem Zuwachs von 43,2 Prozent gegenüber dem Vorjahr entspricht. Hybridangetriebene Autos kamen auf rund 1,128 Millionen Neuzulassungen und damit auf einen Anteil von 39,5 Prozent. Innerhalb dieser Gruppe wuchsen die Plug-in-Hybride besonders stark. Mit 311.400 Fahrzeugen legten sie um 62,3 Prozent zu und erreichten einen Marktanteil von 10,9 Prozent.

Andere alternative Antriebsarten spielten weiterhin nur eine untergeordnete Rolle. Flüssiggasbetriebene Pkw (LPG) wurden laut KBA 12.080-mal neu zugelassen, ein Rückgang um 11,9 Prozent bei einem Anteil von 0,4 Prozent. Erdgasbetriebene Pkw (CNG) kamen lediglich auf 3 Neuzulassungen, was einem Minus von 97,8 Prozent entspricht. 

Fahrzeuge mit Brennstoffzelle auf Wasserstoffbasis erreichten 49 Neuzulassungen und lagen damit 69,0 Prozent unter dem Vorjahreswert. Ein einzelner wasserstoffangetriebener Pkw wurde ebenfalls neu zugelassen. Alle diese Antriebsarten blieben jeweils bei einem „Marktanteil von 0,0 Prozent“.

Konventionelle Antriebe verloren weiter an Bedeutung. Benzinbetriebene Pkw kamen mit 777.640 Neuzulassungen auf einen Marktanteil von 27,2 Prozent. Gegenüber dem Vorjahr entspricht das einem Rückgang um 21,6 Prozent, nachdem der Anteil 2024 noch bei 35,2 Prozent gelegen hatte. Dieselbetriebene Pkw erreichten 395.020 Neuzulassungen, ein Minus von 18,3 Prozent, und kamen auf einen Jahresanteil von 13,8 Prozent nach 17,2 Prozent im Vorjahr.

Drei Erdgasfahrzeuge wurden 2025 zugelassen

Insgesamt weist die Jahresbilanz 2025 ein Zulassungsvolumen von rund 2,9 Millionen Neufahrzeugen aus. Das entspricht einem Anstieg von 1,4 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Der überwiegende Teil der Neuzulassungen entfiel auf gewerbliche Halter. Ihr Anteil lag bei 66,1 Prozent und damit um 0,6 Prozent unter dem Vorjahreswert. Private Zulassungen machten 33,6 Prozent aus und nahmen um 5,1 Prozent zu.

Auf Segmentebene dominierten SUV mit einem Anteil von 33,3 Prozent und einem Zuwachs von 11,9 Prozent. Es folgten die Kompaktklasse mit 16,7 Prozent und einem Rückgang von 9,5 Prozent sowie die Kleinwagen mit 11,8 Prozent und einem leichten Plus von 0,1 Prozent.

Auch bei den Nutzfahrzeugen zeigt sich eine zunehmende Elektrifizierung. Insgesamt wurden 390.990 Nutzfahrzeuge neu zugelassen. Darunter befanden sich 30.450 batterieelektrische Fahrzeuge sowie 6.500 Plug-in-Hybride. Der gemeinsame Anteil dieser beiden Antriebsarten lag damit bei 9,5 Prozent.

 
Die Zahl der Neuzulassungen von Elektroautos nimmt seit 2012 kontinuierlich zu. Im Jahr 2024 wurden weltweit rund 17,4 Millionen E-Autos verkauft. Insgesamt waren im Jahr 2024 etwa 55,8 Millionen E-Autos weltweit zugelassen, darunter über die Hälfte in China.

Das bundeseigene Unternehmen betreibt aktuell drei Terminals: Brunsbüttel, Wilhelmshaven 1 und seit Mai 2025 Wilhelmshaven 2. In den 79 Milliarden kWh enthalten sich auch die Mengen, die während der Inbetriebnahmephase zwischen 26. Mai und dem 28. August 2025 eingespeist wurden. Der kommerzielle Betrieb des neuen Speicher- und Regasifizierungsschiffs (FSRU) Excelsior startete am 29. August vergangenen Jahres.

In den beiden Vorjahren 2024 und 2023 summierte sich die über Brunsbüttel (FSRU: Höegh Gannet) und Wilhelmhaven 1 (FSRU: Höegh Esperanza) eingespeiste Erdgasmenge auf jeweils 59 Milliarden kWh. „Da ab Rückkehr der FSRU Höegh Gannet aus einer geplanten, zweimonatigen Wartungsphase ab November wieder alle drei DET-Terminals am Netz waren, haben wir auch mit Beginn der Heizperiode große Mengen Erdgas einspeisen können“, erklärt der Unternehmenssprecher.

Auslastung 10 Prozentpunkte über europäischem Mittel

Die Auslastung der Terminals liege „nach wie vor gut 10 Prozentpunkte über dem europäischen Mittel sowie auf dem Niveau unserer Vorjahre“, sagt er. Alle drei Terminals seien gleichmäßig zu mehr als 60 Prozent ausgelastet. Die aktuelle Auslastung bewege sich auf dem Niveau der zurückliegenden Wochen. Die FSRU Höegh Gannet und Höegh Esperanza haben jeweils eine Tankkapazität von 170.000 Kubikmetern. Die Excelsior fasst 138.000 Kubikmeter. 

Nach ersten Zahlen der Bundesnetzagentur machten die LNG-Importe im Jahr 2025 insgesamt 105,4 Milliarden (2024: 68,8 Milliarden kWh) aus. Der privatwirtschaftliche Wettbewerber Deutsche Regas betreibt in Mukran (Rügen) den größten Einspeisepunkt. Darüber speiste das Unternehmen allein im letzten Quartal nach eigenen Angaben 12,5 Milliarden kWh ins Netz ein.

Der von Bund, Ländern und anderen Organisationen getragene Verein sieht die Branche einem wachsenden Druck ausgesetzt, alte Anlagen bestmöglich aus dem Verkehr zu ziehen. Denn ein Drittel der in Betrieb befindlichen Maschinen sei bereits älter als 20 Jahre, womit sie aus der EEG-Förderung fallen. Bis 2035 würden Tausende Anlagen damit auch an ihr technisches Ende gelangen.

So betrachtet, werde der Rückbau zur zentralen Komponente einer nachhaltigen Windenergiewirtschaft, findet die Fachagentur. In einem Hintergrundpapier analysiert sie den Stand des Rückbaus, die rechtlichen Rahmenbedingungen und die technologischen Entwicklungen.

Rotorblätter ein neuralgischer Punkt

Eine systemische Betrachtung des gesamten Lebenszyklus einer Anlage umschließe die Materialauswahl, Fertigung und das Recycling und sei „unabdingbar“. Nur so lasse sich „eine echte Kreislaufwirtschaft verwirklichen“. Zusammenfassend fordert Antje Wagenknecht, „Sekundärmärkte für recycelte Materialien aufzubauen, standardisierte Materialpässe einzuführen und klare Vorgaben zum Rückbau und Recycling zu etablieren“. 

Die Fachagentur verweist darauf, dass der Abbau einer Turbine ein komplexer Prozess sei. Nach der Demontage stehe das sichere Stilllegen, das Trennen der Materialien, ihr sachgerechtes Behandeln sowie das Rückführen in Verwertungs- und Entsorgungssysteme an. Immerhin habe man es mit Gefahrstoffen wie Ölen, Schmiermitteln oder Schwefelhexafluorid (SF6-Gas) sowie großen Materialmengen von Beton, Stahl, Kupfer und Faserverbundstoffen zu tun.

Zunehmend wichtiger werden laut Agentur Entwicklungen, die technische Innovationen und ökologische Nachhaltigkeit verbinden. Bei den Rotorblättern etwa sei ein geschlossener Materialkreislauf besonders erforderlich. Sie bestehen aus glasfaserverstärkten (GFK) und künftig vermehrt auch aus kohlenstofffaserverstärkten Kunststoffen (CFK) enthalten.

Bei in Rotoren verarbeiteten Fasern und Harzen seien Pyrolyse und Solvolyse vielversprechende Recyclingverfahren. Es fehle bislang jedoch an „wirtschaftlich tragfähigen, großtechnisch etablierten Verfahren“. Forschungsprojekte zu innovativen Recyclingmethoden, alternativen Materialsystemen und digitalen Informationsmodellen (Materialpässe) seien wichtige Ansatzpunkte. Sie zielten auf die Entwicklung intelligenter, selbstlernender Netzwerke ab, die Stoffströme effizient steuern, Akteure vernetzen und Recyclingpotenziale frühzeitig erkennen. Der Aufbau umfassender Datenbanken und Prognosetools ermögliche es, den künftigen Rückbaubedarf präziser zu quantifizieren und damit Planungssicherheit zu schaffen. 

Die Fachagentur sieht in Generatoren oder Permanentmagneten „bisher vernachlässigte Komponenten“. Auch sie seien in eine Kreislaufstrategie einzubeziehen, wie es beispielsweise das „WindLoop“-Projekt tut. Das Rückgewinnen von Seltenen Erden und anderen Metallen der Magneten empfehle sich zudem aus Gründen der „geopolitischen Versorgungssicherheit“.

Das Hintergrundpapier „Rückbau und Recycling von Windenergieanlagen. Status quo, rechtliche Rahmenbedingungen und technologische Entwicklungen“ hat die Fachagentur Wind als PDF im Internet bereitgestellt.

Dieses neue Vakuumrohr-Verfahren ist laut Green Therma darauf ausgelegt, Wärme aus mehr als drei Kilometern Tiefe mit minimalen Wärmeverlusten zu transportieren. Erstmals wird eine kontinuierliche Vakuumisolierung – die auch in industriellen Anwendungen zum Einsatz kommt – in einem koaxialen Geothermiesystem mit nur einem Bohrloch verwendet. Sollte sich die Technologie bewähren, könnte sie die Effizienz von Tiefengeothermie-Anlagen deutlich steigern und erneuerbare Wärmequellen an Standorten erschließen, die bisher als zu schwierig oder zu kostspielig galten, so die Hoffnung der Projektpartner.

Europäische Initiative

Die Testphase an der Geothermieforschungsplattform des GFZ Potsdam in Groß Schönebeck soll ein Jahr dauern. Insbesondere soll die Leistungsfähigkeit der neu entwickelten „DualVac-Isolierung“ geprüft werden. Die Anlage soll Tiefen von über drei Kilometern erreichen, wo die Temperaturen bei über 100 Grad Celsius liegen. Bewährt sich das System, könnte es laut den Projektpartnern die Hürden für den Einsatz tiefer Geothermie in Städten, Industriegebieten und kalten Klimazonen deutlich senken.

Für das GFZ Potsdam ist das Projekt ein Beispiel dafür, wie Forschungsinfrastrukturen die Energiewende in der Praxis vorantreiben können. „Die enge Zusammenarbeit zwischen Industrie und Forschung ist unerlässlich für die Entwicklung geothermischer Lösungen der nächsten Generation“, sagte Professor Ingo Sass, Leiter der Sektion Geoenergie am GFZ Potsdam. Sie liefere zudem neue Erkenntnisse für die Weiterentwicklung des Forschungsstandortes.

Die Zusammenarbeit ist Teil der europäischen „TRANSGEO-Initiative“, die Partner aus fünf europäischen Ländern zusammenbringt, um zu erforschen, wie bestehende Bohrungen für die Gewinnung und Speicherung geothermischer Wärme genutzt werden können.

Mit einer erwarteten Jahresproduktion von etwa 60 Millionen kWh liefert der Solarpark 
genügend Strom, um rechnerisch mehr als 20.000 Haushalte zu versorgen – und vermeidet damit jährlich über 23.000 Tonnen CO2. Der erzeugte Strom wird vollständig von der Salzgitter AG abgenommen und in die Transformation der Stahlproduktion integriert.

Ralph Schaper, Leiter Energiewirtschaft der Salzgitter Flachstahl GmbH betont, dass der Salzgitter-Konzern auf die Zusammenarbeit mit starken Partnern setzt. „Diese starken Netzwerke tragen dazu bei, die nötigen Grundlagen für die Etablierung CO2-armer Produktionsverfahren und Produkte zu etablieren“, so Schaper

Felipe Montero, Geschäftsführer von Iberdrola Deutschland sieht den Solarpark als weiteren „Meilenstein für unser deutsches Onshore-Portfolio“. Mit der Salzgitter AG haben wir einen Partner, der klar auf nachhaltige Transformation setzt“, so Montero.

Der Bau des Solarparks wurde in mehreren aufeinander abgestimmten Projektphasen 
gemeinsam mit spezialisierten Projektpartnern wie Solarpro, P&Q und EMT realisiert. 
Zusätzlich waren regionale Unternehmen an Planung und Umsetzung beteiligt.

Das Projekt wurde zuvor von der Europäischen Wasserstoffbank (European Hydrogen Bank, EHB) positiv bewertet und für eine Förderung empfohlen. Es gilt als Teil der österreichischen Wasserstoffstrategie und ist Bestandteil der Konzernstrategie „OMV 2030“ (wir berichteten). 

Die Anlage soll jährlich bis zu 23.000 Tonnen Wasserstoff erzeugen, der mit Strom aus Wind-, Solar- und Wasserkraft produziert wird. Der Wasserstoff wird über eine 22 Kilometer lange Pipeline zur Raffinerie in Schwechat transportiert und dort zur Dekarbonisierung eingesetzt. OMV rechnet mit einer Einsparung von bis zu 150.000 Tonnen CO2 pro Jahr. 

Die Gesamtinvestition liegt laut OMV im mittleren dreistelligen Millionenbereich. Die OMV kooperiert bei dem Vorhaben mit dem saudi-arabischen Energieunternehmen Masdar, das sich auf erneuerbare Energien spezialisiert hat. Beide Partner haben im November 2025 die Gründung eines Joint Ventures vereinbart, das Finanzierung, Bau und Betrieb der Anlage übernehmen soll. Der Abschluss des Joint Ventures wird für Anfang 2026 erwartet. Er steht unter Vorbehalt der Zustimmung der Anteilseigner und behördlicher Genehmigungen.

Felthaus bringt langjährige Erfahrung in der Energiebranche mit. Er kam im Oktober 2025 als Prokurist zur EVM nach Koblenz. Nach Stationen im Key-Account-Management sowie als Bereichsleiter bei der Enni Stadt & Service Niederrhein in Moers war er zuletzt im Vertrieb bei der Baywa Re.

Die EVM Service GmbH ist als handwerklicher Dienstleister der EVM-Gruppe tätig. Der regionale Betrieb bietet ein breites Spektrum an Energiedienstleistungen, darunter Planung, Installation und Wartung von Heizungs- und Wärmepumpensystemen, Photovoltaikanlagen, Balkonkraftwerken sowie Elektromobilitäts-Lösungen und zugehörige Service-Leistungen für Privat- und Gewerbekunden.

Das Management-Team besteht darüber hinaus aus Dr. Dennis Atabay (Leiter Entwicklung & Prokurist), Dr. Patrick Wimmer (Leiter Vertrieb) und Michael Jedinger (Leiter Operations & Finanzen). Für Kunden und Partner ergeben sich keine Änderungen in der Zusammenarbeit.

Im Jahr 2017 haben Johannes Jungwirth und Philipp Schaltenberg die VK Energie gegründet. „Es war für mich eine große Freude und Ehre, VK Energie in den vergangenen Jahren gemeinsam mit unserem großartigen Team aufzubauen und zu gestalten. Ich freue mich darauf, die strategische Weiterentwicklung des Unternehmens auch künftig in meiner neuen Rolle aktiv zu begleiten“, sagt Philipp Schaltenberg. „Unser Unternehmen hat sich in den vergangenen neun Jahren als deutscher Marktführer für die Optimierung komplexer Energiesysteme etabliert und befindet sich auf einem nachhaltigen Wachstumskurs.“

Eckey war laut Xing-Profil von Januar 2023 bis Juni 2024 Geschäftsführerin der Wirtschaftsvereinigung der Grünen. Davor war sie als Bereichsleiterin bei der Stiftung Klimawirtschaft. Vor ihrer Zeit dort war sie als „Principal“ bei der Strategieberatung „Joschka Fischer & Company tätig“. Ihre berufliche Laufbahn startete sie bei der Industrie- und Handelskammer zu Berlin, wo sie von 2001 bis 2015 in verschiedenen leitenden Positionen tätig war.

Der Verband Klimaschutz-Unternehmen versteht sich als branchenübergreifendes Unternehmens-Netzwerk, „das sich mit innovativen Lösungen für das Erreichen der klimapolitischen Ziele Deutschlands einsetzt“. Mit „Best Practices“ wollen die Unternehmen modellhaft zeigen, „wie Energie- und Ressourceneffizienz sich im Sinne des Klimaschutzes umsetzen lassen“, so die Organisation.

Der 46-jährige Umweltwissenschaftler kommt von der Energieagentur Südwest, einem Tochterunternehmen der Landkreise Lörrach und Waldshut, wo er Geschäftsführer war. Zudem bringt er Berufserfahrung als „Nachhaltigkeitsmanager“ in der Wirtschaft mit, wie die KEA-BW mitteilt.

Münster strebt dem Vernehmen nach eine intensivere Zusammenarbeit mit den regionalen Energieagenturen vor Ort sowie den zuständigen kommunalen Stellen an. „Klimaschutz beginnt vor der Haustür in den Kommunen. Ein wesentlicher Schwerpunkt unserer Arbeit ist es daher, die Kompetenzen der Akteurinnen und Akteure so zusammenzubringen und zu vernetzen, dass eine größtmögliche und flächendeckende Wirkung in den Regionen entsteht“, zitiert die KEA-BW ihren neuen Geschäftsführer

Die KEA-BW wurde im Jahr 1994 gegründet. Seit 2017 ist die Einrichtung eine 100-prozentige Tochter des Landes. An den Standorten in Karlsruhe und Stuttgart zählt sie mehr 100 Mitarbeitende.

Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch gezeigt. Der Day-ahead sprang im Base um 54,75 auf 154,25 Euro je Megawattstunde und im Peak um 109,25 auf 217,00 Euro je Megawattstunde. An der Börse kostete der Donnerstag 154,12 Euro in der Grundlast und 216,67 Euro in der Spitzenlast. Der feste Day-ahead ist auf die nur moderate Einspeiseleistung der Erneuerbaren zurückzuführen, die am Donnerstag anfallen soll. Diese dürfte laut Eurowind auf 19,3 Gigawatt sinken, während Eurowind für den Mittwoch noch 31,8 Gigawatt vorhergesagt hat. Für den Freitag prognostiziert der Wetterdienst mit sehr viel Wind einen Sprung auf 48 Gigawatt. Am langen Ende des Strommarktes notierte das Cal 27 unter dem Eindruck festerer Preise von CO2 und Erdgas mit einem Plus von 0,59 auf 83,04 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Mittwoch etwas zugelegt und zeigten sich damit im Verbund mit Gas und Strom. Bis gegen 13.30 Uhr gewann die Benchmark Dec 26 um 0,26 auf 88,36 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 13,9 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 88,75 Euro, das Tief bei 88,10 Euro. Unterdessen haben spekulative Anleger ihre Nettolongpositionen an der ICE/Endex um 1,2 auf 115 Millionen Tonnen reduziert. Damit liegen diese jedoch noch immer im Bereich eines Rekordwerts. Unterstützt werden die Zertifikate durch die derzeit niedrigen Temperaturen in weiten Teilen Europas. Dämpfend dürfte sich jedoch die Wiederaufnahme der Primärmarktauktionen im neuen Jahr auswirken, deren erste an diesem Mittwoch erfolgt ist.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Berichtstag gezeigt. Der Frontmonat Januar am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.40 Uhr 0,600 auf 28,700 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE notierte der Day-ahead mit einem Plus von 1,050 auf 31,000 Euro je Megawattstunde. Händler bringen die festeren Notierungen mit neuen Wetterprognosen in Verbindung. Das europäische Wettermodell geht demnach von weiterhin sehr niedrigen Temperaturen in Nordwesteuropa und Deutschland aus. Das US-Modell hingegen rechnet für die Zeit nach der Monatsmitte mit einem Übergang zu etwas überdurchschnittlichen Temperaturen. Beide Modelle erwarten nach kurzer Milderung am Donnerstag und Freitag ab Samstag einen kräftigen Rückgang der Temperaturen auf Werte, die bis zu 8 Grad Celsius unter dem Durchschnitt liegen. Der Tiefpunkt der Entwicklung wird für den kommenden Montag prognostiziert. Die Heating Degree Days belaufen sich laut MBI Research für den Berichtstag auf 132,5, der Saisondurchschnitt liegt bei 106,7. Der Gasflow aus Norwegen beträgt für den Berichtstag 344,1 Millionen Kubikmeter.