Die Europäische Union strebt an, ihre Treibhausgasemissionen bis 2030 um mindestens 55 Prozent gegenüber 1990 zu reduzieren. Deutschland trägt laut EU-Daten rund ein Fünftel der gesamten Emissionen bei und steht damit besonders im Fokus. Laut dem Umweltbundesamt droht ohne zusätzliche Maßnahmen bis 2030 ein Defizit von rund 225 Millionen Tonnen CO2-Äquivalenten in den nicht vom europäischen Emissionshandel für Energie und Industrie erfassten Sektoren.

Klimaverbände mahnen Fortschritte an

Nach Einschätzung der Klima-Allianz Deutschland ist Deutschland bei der Erreichung der europäischen Klimaziele derzeit nicht auf Kurs. Ihre Referentin für europäische Klimapolitik Christiane Hildebrandt erklärt, dass nationale Rechentricks nicht greifen. Während das deutsche Klimaschutzrecht seit der Reform keine verbindlichen Sektorziele mehr kennt, verlangt die EU-Klimaschutzverordnung ausdrücklich Minderungen in jedem einzelnen Bereich. Einsparungen im Energiesektor lassen sich demnach nicht mit Defiziten im Verkehrs- oder Gebäudesektor verrechnen.

Eine Zielverfehlung hätte finanzielle Folgen. Deutschland müsste Emissionsrechte von anderen Mitgliedstaaten zukaufen. Je nach Marktlage könnten laut Schätzungen Kosten von bis zu 33 Milliarden Euro entstehen. Diese Mittel würden dem Bundeshaushalt für Investitionen in Infrastruktur und Klimaschutz fehlen. Zudem würden steigende Preise im europäischen Handel mit Emissionsrechten alle Mitgliedstaaten betreffen, da Deutschland als großer Emittent den Markt maßgeblich beeinflusst. „Die Bundesregierung muss jetzt ein Klimaschutzprogramm vorlegen, das dieser Verantwortung Rechnung trägt“, so Hildebrandt.

Gebäudeenergie schnell regeln

Vor diesem Hintergrund fordern Umweltverbände ein wirksames nationales Klimaschutzprogramm. Nach dem Bundes-Klimaschutzgesetz muss die Bundesregierung innerhalb eines Jahres nach Beginn der Legislaturperiode ein solches Programm beschließen. Es soll insbesondere die Lücken in den Bereichen Verkehr und Gebäude schließen. Ab 2027 tritt zudem der neue europäische Emissionshandel für Gebäude und Verkehr in Kraft, der den nationalen Handel ablöst. Laut der Klima-Allianz kann dieses Instrument mittelfristig wirken, das bestehende Defizit jedoch nicht allein ausgleichen.

Zusätzlichen Druck erzeugt die Debatte um eine Reform des Gebäudeenergiegesetzes. Greenpeace und das Projekt Gaswende warnen vor einer Abschwächung der Vorgaben. Ein Gutachten der Kanzlei Rechtsanwälte Günther im Auftrag der Organisationen kommt zu dem Ergebnis, dass eine Aufweichung des Gesetzes gegen das im Grundgesetz verankerte Klimaschutzgebot verstoßen könnte.

Greenpeace-Energieexpertin Marina Falke kritisiert, eine Lockerung nutze vor allem der fossilen Gaswirtschaft und verzögere die Dekarbonisierung des Wärmesektors. “Um das Klima zu schützen, Kosten zu senken, und geopolitisch unabhängig zu werden, muss die Bundesregierung einen verlässlichen Fahrplan zum vollständigen Gasausstieg vorlegen”, mahnt Falke.

Auch das Bundesverwaltungsgericht hat jüngst klimapolitische Defizite festgestellt. Es urteilte Ende Januar, dass das Klimaschutzprogramm 2023 der damaligen Ampel-Koalition den gesetzlichen Anforderungen nicht genügt. Das Bundesumweltministerium kündigte daraufhin an, bis Ende März ein neues Programm vorzulegen.

Vor diesem Hintergrund begrüßt der VKU zwar das Ziel der Bundesnetzagentur, die Qualitätsregulierung weiterzuentwickeln. Entscheidend sei jedoch, dass die Regelungen praktikabel und verhältnismäßig ausgestaltet werden. Die Bundesnetzagentur will mit dem Entwurf Anreize für eine effiziente, sichere und zukunftsfähige Netzbewirtschaftung setzen. Aus Sicht des VKU müssen dabei die unterschiedlichen Ausgangsbedingungen und strukturellen Besonderheiten der Verteilernetze stärker berücksichtigt werden, um realistische Anforderungen sicherzustellen.

Kongruenz der Daten gefordert

Besonders kritisch sieht der VKU die geplante Ausweitung des Adressatenkreises der Qualitätsregulierung. Nach dem Entwurf sollen bei der Ermittlung des Qualitätselements für die Netzzuverlässigkeit auch Daten von Netzbetreibern einfließen, die am vereinfachten Verfahren teilnehmen. Anwendung finden soll das Qualitätselement jedoch nur bei Netzbetreibern im regulären Verfahren.

Diese Diskrepanz zwischen Datengrundlage und Anwendungsbereich hält der VKU für nicht sachgerecht. Der Verband äußert zudem Zweifel an der Datenqualität, da Unternehmen ohne monetäre Auswirkungen aus dem Qualitätselement aus seiner Sicht geringere Anreize für eine hohe Datenqualität hätten.

Vor diesem Hintergrund fordert der VKU eine Kongruenz von Datengrundlage und Adressatenkreis. Daten von Unternehmen im vereinfachten Verfahren sollten nicht in die Referenzwertbildung für Netzbetreiber im regulären Verfahren einfließen. Entsprechend schlägt der Verband eine Anpassung der einschlägigen Tenorziffer vor.

Netzzuverlässigkeit anerkennen

Auch bei der Bewertung der Netzzuverlässigkeit meldet der VKU Bedenken an. Zwar bestätigt die Bundesnetzagentur selbst, dass die Netzzuverlässigkeit in Deutschland im europäischen und internationalen Vergleich auf hohem Niveau liegt. Die geplante faktische Abschaffung der Berücksichtigung höherer Gewalt hält der Verband jedoch für nicht nachvollziehbar.

Laut dem VKU widerspricht die vorgesehene Definition von Extremereignissen grundlegenden statistischen Prinzipien und ignoriere die stochastische Natur von Extremwetterereignissen. Zudem könnten steigende SAIDI-Werte allein durch eine veränderte statistische Einbeziehung entstehen, ohne dass sich die reale Versorgungslage verschlechtere.

Kritik äußert der VKU auch an der geplanten Berücksichtigung geplanter Versorgungsunterbrechungen bei der Bildung von Kennzahlen. Nach dem Entwurf sollen diese mit einem Faktor von 0,5 in die Bewertung der Netzzuverlässigkeit einfließen. Der Verband hält dies angesichts der Energie- und Wärmewende für nicht zeitgemäß.

Netzausbau erfordert Unterbrechungen

Notwendige Erweiterungen und Erneuerungen der Netzinfrastruktur führten zwangsläufig zu mehr geplanten Unterbrechungen, die im Vorfeld mit den Letztverbrauchern abgestimmt seien. Eine finanzielle Belastung der Netzbetreiber hält der VKU in diesem Zusammenhang für nicht verhältnismäßig und fordert, geplante Unterbrechungen vollständig unberücksichtigt zu lassen.

Mit Blick auf die Referenzwerte erinnert der VKU daran, dass die Bundesnetzagentur nach dem Energiewirtschaftsgesetz verpflichtet ist, objektive strukturelle Unterschiede zwischen Netzbetreibern zu berücksichtigen. Die im Entwurf vorgesehene Einschränkung auf „relevante“ Unterschiede kritisiert der Verband als unklar begründet. Der VKU fordert daher eine Evaluation der Berücksichtigung struktureller Unterschiede in diesen Netzebenen.

Positiv bewertet der Verband dagegen die Überlegungen der Bundesnetzagentur zu Aus- und Weiterbildung. Die Behörde behält sich vor, entsprechende Kennzahlen zur Netzleistungsfähigkeit einzuführen. Laut dem VKU sollte ein frühzeitiger Dialog mit den Netzbetreibern erfolgen. Mögliche Kennzahlen sollten als reines Bonussystem ausgestaltet werden, um Akzeptanz zu erhöhen und positive Anreize zu setzen.

Auch die geplanten Anreize für eine hohe Energiewendekompetenz sieht der VKU grundsätzlich nachvollziehbar. Die Messung von Erfolg und Kompetenz müsse jedoch auf einer belastbaren Datengrundlage beruhen. Der Verband kritisiert in diesem Zusammenhang die aus seiner Sicht unzureichende Datenbasis des herangezogenen E-Bridge-Gutachtens. Schließlich äußert der VKU Vorbehalte gegen die geplante Veröffentlichung von Kennzahlen auf der Internetseite der Bundesnetzagentur.

Zum Auftakt der Veranstaltung mahnt der Verband Kommunaler Unternehmen (VKU) ein entschlosseneres Handeln der Bundesregierung an. Laut VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing gefährdet weiteres Zögern notwendige Investitionen. Entscheidend seien klare und verlässliche gesetzliche Rahmenbedingungen. Viele angekündigte Vorhaben befänden sich nach wie vor nicht im Gesetzgebungsverfahren, teilweise fehlten sogar Eckpunkte. Unternehmen, Kommunen und Bürger benötigten jedoch zeitnah Planungssicherheit.

Positiv bewertet der VKU die Verständigung der Bundesregierung mit der EU-Kommission auf Eckpunkte einer Kraftwerksstrategie. Vorgesehen sind unter anderem Ausschreibungen für neue Gaskraftwerke. Nach Einschätzung des Verbandes reicht eine politische Einigung jedoch nicht aus. Ohne einen Gesetzentwurf fehlten investitionsfähige Grundlagen. Der VKU fordert zudem kleine Losgrößen, um Wettbewerb zu ermöglichen. Laut Liebing könne Versorgungssicherheit nur durch Vielfalt entstehen, an der sich auch Stadtwerke beteiligen.

KWK-Gesetz verlängern

Darüber hinaus sieht der VKU dringenden Handlungsbedarf bei der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). KWK-Anlagen sichern laut Verband die Strom- und Wärmeversorgung, insbesondere bei geringer Einspeisung aus Wind- und Solaranlagen. Das KWK-Gesetz laufe jedoch aus, bevor seine Wirkung vollständig entfaltet sei. Der VKU fordert eine Verlängerung bis 2038. In der aktuellen Ausgestaltung biete das Gesetz keine verlässliche Investitionsbasis mehr. Liebing erinnert daran, dass eine Novelle im Koalitionsvertrag als kurzfristige Maßnahme angekündigt war, bislang aber nicht vorliege.

Mit Blick auf das Gebäudeenergiegesetz plädiert der VKU für Technologieoffenheit. Alle klimaneutralen Heiz- und Wärmelösungen müssten gleichberechtigt möglich bleiben, um wirtschaftlich tragfähige kommunale Wärmepläne zu ermöglichen. Eine verpflichtende Grüngasquote lehnt der Verband ab. „Wir unterstützen grundsätzlich immer dort den Einsatz grüner Gase, wo es technisch und wirtschaftlich sinnvoll ist“, sagt Liebing. Kommunen und ihre Unternehmen sollten selbst entscheiden können, wo der Einsatz grüner Gase sinnvoll sei.

Kritik übt der Verband auch an bestehenden Regelungen für die Fernwärme. Die Wärmelieferverordnung sowie die Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) behinderten laut VKU den Ausbau klimafreundlicher Wärmenetze. Insbesondere das Kostenneutralitätsgebot erschwere im Bestand den Wechsel zur Fernwärme. Der VKU fordert praktikable und investitionsfreundliche Anpassungen sowie gleiche Rahmenbedingungen im Vergleich zu anderen Technologien. Zuständig sei das Bundesministerium der Justiz, das laut Koalitionsvertrag eine Reform umsetzen solle.

EEG novellieren

Beim Ausbau der erneuerbaren Energien dringt der VKU auf Klarheit zur angekündigten Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes. Laut Liebing müsse die Novelle Investitionssicherheit gewährleisten, Anreize zur Markt- und Systemintegration setzen und die Kosteneffizienz verbessern. Voraussetzung dafür sei eine enge Abstimmung mit der Branche.

Weiterhin ausstehend ist nach Angaben des VKU die Rückführung des Energieeffizienzgesetzes auf EU-Recht. Nationale Verschärfungen führten bei kommunalen Unternehmen zu zusätzlicher Bürokratie und höheren Kosten, etwa bei Energiemanagementsystemen oder der Abwärmenutzung. Energieeffizienz sei wichtig, müsse aber praxistauglich ausgestaltet werden.

Schließlich thematisiert der VKU die Netzkosten. Der derzeitige Bundeszuschuss von 6,5 Milliarden Euro entlaste vor allem die Übertragungsnetzentgelte und komme regional unterschiedlich bei Kunden an. Der Verband fordert, den Zuschuss künftig hälftig auf Übertragungsnetzentgelte und netzbezogene Umlagen zu verteilen. Nach Einschätzung des VKU würde dies Haushalte, Gewerbe, Kommunen und Industrie gleichmäßiger entlasten und die Akzeptanz der Energiewende stärken.

Es ist nicht die erste Verzögerung im Projekt: Ursprünglich war die Inbetriebnahme für 2026 geplant. Doch 2024 verschob HEH den Termin auf 2027. Notwendig dafür war die Genehmigung der Bundesnetzagentur, die im Februar 2024 die späteste Inbetriebnahme des Terminals vom 19. August 2027 auf den 19. August 2029 verschob. So blieben HEH zwei Jahre Puffer − bei derartigen Großprojekten notwendig. 

Zur Begründung hieß es damals unter anderem, dass „der Markteingriff des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klima (BMWK) durch den Einsatz von Floating Storage and Regasification Units (FSRU) Auswirkungen auf den Vermarktungsprozess gehabt habe, auch sei es zu Bauverzögerungen durch die notwendige Koordination von FSRU-Betrieb und den Bau des Landterminals gekommen“. Hinzu kamen Änderungen im LNG-Beschleunigungsgesetz sowie ein Wechsel im Gesellschafterkreis und Wechsel des Betreibers. Das geht aus Unterlagen der Bundesnetzagentur hervor.

Jetzt ist klar: Die zwei Jahre Puffer reichen wohl nicht aus. Von der Bundesnetzagentur ist zu erfahren, dass die Beschlusskammer 7 am 13. November ein Verfahren zur Verlängerung der Frist zur kommerziellen Inbetriebnahme für die LNG-Anlage Stade eingeleitet habe. Ein entsprechender Antrag der HEH sei am 10. November eingegangen.

HEH selber wil sich zu den Gründen aktuell nicht äußern. Der langwierige Rechtsstreit um die Abnahme der Anbindungsinfrastruktur, die die HEH für das ebenfalls in Stade geplante schwimmende LNG-Terminal der staatseigenen Deutsche Energy Terminal (DET) errichtet hatte (wir berichteten), dürfte das Bauvorhaben jedenfalls nicht beschleunigt haben. Die Sprecherin der Projektgesellschaft zeigt sich aber weiter optimistisch: „Wir werden das landbasierte LNG-Terminal in Stade 2029 in Betrieb nehmen“. 

Der Hanseatic Energy Hub (HEH) ist als Terminal für verflüssigte Gase am Industriestandort Stade geplant. Es ist eines von drei landbasierten LNG-Terminals, die mittelfristig die Speicher- und Regasifizierungsschiffe (FSRU) ergänzen beziehungsweise ersetzen sollen, über die Deutschland derzeit verflüssigtes Erdgas importiert.

In einer ersten Ausbaustufe soll in Stade ein emissionsfreies LNG-Terminal in Betrieb gehen, dessen Infrastruktur auch für Bio-LNG und Synthetic Natural Gas (SNG) zugelassen ist. Die geplante Regasifizierungskapazität beträgt 13,3 Milliarden Kubikmeter pro Jahr und die Ausspeiseleistung 21,7 Millionen kWh/h. Geplant ist unter anderem der Bau von zwei Ammoniak-ready LNG-Tanks mit 240.000  ubikmetern Füllmenge.

HEH-Gesellschafter sind die Partners Group (im Auftrag ihrer Kunden), die Buss-Gruppe, Enagas sowie Dow.

Wirtschafts- und Energieministerin Reiche hatte im vergangenen September nach einem Monitoringbericht „Schlüsselmaßnahmen“ angekündigt, um die Energiewende besser steuern zu können und bezahlbarer zu machen. Ein Sprecher des Ministeriums wollte sich nicht zum Gesetzentwurf äußern. Er sagte, es gehe darum, die Kosteneffizienz des Energiesystems zu erhöhen, indem teure „Abregelungen“ vermieden werden. 

Die Pläne lösten heftige Kritik aus. Die Grünen-Fraktionschefin Katharina Dröge sprach von einem „Angriff“ auf die Energiewende. 

Engpässe im Stromnetz - teure Abregelungen vermeiden 

Trotz großer Fortschritte beim Ausbautempo der Elektrizitätsverteilernetze sehe sich der Netzausbau auch weiterhin mit „systemischen“ Herausforderungen und Hemmnissen konfrontiert, heißt es im Gesetzentwurf. Der Netzausbau könne nicht mit dem Anlagenzubau Schritt halten. Im Zuge der Energiewende müssen tausende Kilometer neue Stromleitungen gebaut werden, damit der vor allem im Norden produzierte Windstrom in große Verbrauchszentren im Süden gelangen kann. 

Um Netzengpässe zu vermeiden, kommt es immer wieder zur sogenannten Abregelung von Wind- und Solaranlagen, deren Leistung gedrosselt oder abgeschaltet wird. Die Eingriffe werden Redispatch genannt. Werden Anlagen abgeregelt, stehen den Betreibern Entschädigungen zu. Umgekehrt werden Kraftwerksbetreiber für den zusätzlichen Einsatz ihrer Anlagen bezahlt − das kostet jedes Jahr Milliarden. 

„Redispatchvorbehalt“ geplant

Das Ministerium plant nun einen „Redispatchvorbehalt“. Besonders belastete Netzgebiete sollen als „kapazitätslimitiert“ ausgewiesen werden können − im Falle von Abregelungen sollen an den entsprechenden Standorten für Neuanschlüsse keine Entschädigung mehr zu zahlen sein. Damit würden die Redispatchkosten gesenkt, was zu einer Reduzierung der Netzentgelte und damit auch zu einer Reduzierung des Strompreises für Endkunden führe, wie es im Gesetzentwurf heißt. 

Reiche hat sich bereits dafür ausgesprochen, dass sich Betreiber von Anlagen erneuerbarer Energien an der Finanzierung des Netzausbaus beteiligen sollen. Im Gesetzentwurf ist von „Baukostenzuschüssen“ die Rede. Diese Verpflichtung könne, wie es weiter heißt für einen sparsameren Umgang mit knappen Anschlusskapazitäten sorgen. 

Der Anschluss von Erzeugungs-, Speicher- und Verbrauchsanlagen an das Stromnetz sehe sich immer größeren Herausforderungen ausgesetzt, heißt es im Gesetzentwurf. Mit Großbatteriespeicheranlagen und Rechenzentren kämen weitere Akteure hinzu, die das Stromnetz mit ihren Bedarfen an Anschluss- und Transportkapazität massiv beanspruchten. Eine anhaltende „Antragsflut“ von Großbatteriespeichern führe zu einer Überlastung der Netzbetreiber. 

Massive Kritik an Plänen 

Dröge kritisierte, Reiche wolle den nötigen Erneuerbaren-Ausbau abwürgen. Genau das Gegenteil aber sei nötig: ein schnellerer Ausbau von Wind und Solar sowie eine konsequente Digitalisierung und ein Ausbau der Netze. Der Grünen-Energiepolitiker Michael Kellner sagte, Reiche wolle die Energiewende „killen“. In einem erneuerbaren Energiesystem werde es immer wieder Überschuss geben. Statt deswegen den Ausbau zu verhindern, gelte es diesen intelligent zu nutzen, zum Beispiel durch Speicher und durch eine beschleunigte Digitalisierung der Netze. 

Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des Bundesverbands Solarwirtschaft, sagte, die in Erwägung gezogene Streichung von Entschädigungen im Falle verzögerten Netzausbaus würde die Energiewende in großen Teilen Deutschlands zum Erliegen bringen. „Das ist ein massiver Angriff auf den Klimaschutz und die Anstrengungen zu mehr Resilienz bei der Energieversorgung.“ Ein wirtschaftlicher Betrieb und die in der Regel erforderliche Aufnahme von Fremdkapital zur Finanzierung neuer Solaranlagen wäre unter diesen Voraussetzungen nicht mehr möglich. Der Vorschlag komme einem Anschlussverbot für Solaranlagen in „engpassbehafteten“ Leitungsabschnitten gleich.

Ursula Heinen-Esser, Präsidentin des Bundesverbandes Erneuerbare Energien (BEE), sieht in den bekanntgewordenen Plänen die Gefahr einer Zubaublockade für die Erzeugungskapazitäten. Diese könnte direkt zu Energieknappheit und steigenden Preisen führen.

Seit Sommer 2025 können Betreiber von Anlagen mit Direktvermarktungs-Pflicht, das heißt, mit mindestens 100 kW installierter Leistung, mit dem neuen Tool innerhalb „weniger“ Minuten eine unverbindliche Preisindikation erhalten. Die bisherige Direktvermarktungsfunktion ist um die Möglichkeit erweitert worden, indikative Preisabfragen für Power Purchase Agreements vorzunehmen. Auch Marktzugangsverträge können nun digital konfiguriert werden.

Erzeuger und Verbraucher können das Tool nun nutzen

Zudem erweitert sich mit den neuen Möglichkeiten auch der Kreis der Nutzer. Nach Auskunft von Iqony stand das Tool bislang nur Energieerzeugern offen. Ab sofort können auch Energieverbraucher den Konfigurator nutzen, etwa für mittel- bis langfristige Beschaffungsstrategien. 

„Wir wollen das Energiesystem ins digitale Zeitalter bringen. Genau das ist die Idee unseres digitalen Angebots-Konfigurators. Mit der aktuellen Erweiterung gehen wir jetzt einen weiteren Schritt“, sagt Kevin Galle, Leiter Front Office Trading bei der Steag Iqony Group. 

Der webbasierte Konfigurator soll nach Angaben von Iqony den bislang häufig aufwendigen und analogen Angebotsprozess vereinfachen. Mit wenigen Schritten können Betreiber auf einer Unterseite von Iqony kostenlos und rund um die Uhr ein unverbindliches Angebot erstellen lassen.

Die Messe wächst damit weiter und bleibt eines der größten europäischen Branchentreffen der Energie- und Wasserwirtschaft. Für die drei Messetage prognostizieren die Veranstalter bis zu 35.000 Fachbesucher. Der Fachbesucheranteil liegt traditionell bei weit über 90 Prozent.

Das Ausstellungsangebot deckt die gesamte energiewirtschaftliche Wertschöpfungskette ab. Schwerpunkte sind Strom, Gas und Wasser, ergänzt um erneuerbare Energien, Wasserstoff, Speichertechnologien sowie Digitalisierung und Smart-Energy-Lösungen. Stark vertreten sind außerdem Anbieter aus den Bereichen Energiedienstleistungen, Energiehandel, Netze, IT, Abrechnungssysteme und Beratung.
 
Bereits am 9. Februar, einem Tag vor dem offiziellen Messebeginn, fand im Hotel Atlantic in Essen das „Führungstreffen Energie 2026“ statt. Die Konferenz richtet sich an Vorstände, Geschäftsführer und Bereichsleiter aus Versorgungsunternehmen, Stadtwerken und Industrie. Im Mittelpunkt stehen strategische Fragen zur Transformation der Energiesysteme, zur Investitionssicherheit sowie zu regulatorischen und geopolitischen Rahmenbedingungen.

Parallel zur Ausstellung bietet die E-world ein umfangreiches Konferenz- und Forenprogramm. Das Gesamtprogramm ist mehrsprachig ausgelegt, Vorträge und Diskussionsrunden werden in Deutsch und Englisch angeboten, häufig mit simultaner Übersetzung. Der Besuch der Fachforen ist im regulären Messeticket inkludiert.

Über die E-world Community, eine digitale Plattform, kann das Programm bereits vorab eingesehen und ergänzt werden. Wer sich orientieren will, kann sich grob merken: Das „Change Forum“ steht für Innovation und neue Arbeitswelten, „Future Forum“ und „New Energy Systems Forum“ bündeln Fragen rund die Politik, Märkte und Systemfragen, das „Climate Solutions Forum“ behandelt Netze und Wärme.
 Change Forum, Halle 4

Im Change Forum geht es über alle drei Tage um die „Maschinenräume“ der Transformation: Start-ups, Skalierung, neue Technologien, aber auch ganz handfest um Prozesse und Anwendungspraxis. Der erste Tag ist als „Transforming the Energy Sector“ angekündigt und zielt auf die Frage, welche Technologien und Akteure die Umstellung im Energiesektor treiben.

Konkreter wird es mit Themen wie intelligenten Energiehubs und dem Umgang mit Netzengpässen, außerdem tauchen digitale Werkzeuge und Robotik regelmäßig als Hebel auf. Am dritten Tag rücken mit dem „Career Day“ zudem Karriere und Einstieg in die Branche stärker in den Fokus, eingebettet in das Forumprogramm.

Future Forum, Halle 5

Das Future Forum ist die Bühne für Leitplanken und Gegenwind: Politik, Regulierung, Resilienz und die Frage, wie das System stabil bleibt, wenn es gleichzeitig schneller umgebaut werden soll. Im Programm finden sich etwa Panels zum Übergang vom nationalen Emissionshandelssystem (nEHS) in Richtung EU ETS2, zur Rolle von Carbon Management und zu Resilienz kritischer Infrastrukturen. Dazu passt, dass Flexibilität und Speicher als Querschnittsthema auftauchen, weil sie sowohl Markt- als auch Netzfragen berühren.

New Energy Systems Forum, Halle 5

Direkt nebenan setzt das New Energy Systems Forum stärker auf Marktdesign, Handel und die Praxis der Integration: Hier geht es um Trading, Finanzierung und um die Frage, wie aus technischen Optionen tragfähige Betriebs- und Geschäftsmodelle werden. Ein Beispiel aus dem Programm ist die Diskussion, wie künstliche Intelligenz die Nachhandelsabwicklung im Energiehandel verändern könnte.
Ein weiteres Motiv ist die „Brücke“ zwischen Großhandels- und Endkundenwelt: Wenn neue Akteure, Plattformen und Aggregatoren mitmischen, verschieben sich die Rollen bei der Preisbildung und Systemverantwortung.

Climate Solutions Forum, Halle 6

Im Climate Solutions Forum wird es technologisch und infrastrukturell: Gasmarktfragen, Stromnetze, Wärme und Gebäude sind als große Blöcke im Programm erkennbar. Gleich zu Beginn steht die Debatte, welche Rolle Erdgas im europäischen Energiesystem zwischen Versorgungssicherheit, Marktmechanismen und Klimazielen spielen kann. Dazu kommen Themen wie Netzausbau, Digitalisierung der Netze und Wärmewende, die im Forum über mehrere Formate hinweg aufgegriffen werden.

Eine ernsthafte Beteiligung sei unter diesen Bedingungen nicht möglich, sagte Andreae beim Führungstreffen Energie im Vorfeld der E-world in Essen. Stellungnahmen müssten über die Mitgliedsunternehmen rückgekoppelt werden, was Zeit erfordere. „Ich kann den Unternehmen nicht am Montag um sieben Uhr etwas schicken und sagen: Um halb neun muss das im Wirtschaftsministerium sein“, sagte sie. Zu kurze Fristen führten aus ihrer Sicht zu handwerklich schwachen Gesetzen und späteren Novellierungsschleifen und seien auch „kein gutes Bild einer Regierung, die nicht hören will, was die Bandbreite der Unternehmen zu sagen hat“.

Weiterhin mahnte Andreae, bei der Energiewende nicht nachzulassen. Erneuerbare Energien seien „Freiheitsenergien“, weil sie die Importabhängigkeiten reduzierten. Deutschland importiere jährlich fossile Energieträger im Wert von rund 80 Milliarden Euro, etwa die Hälfte davon entfalle auf Öl. Eine stärkere Elektrifizierung könne diese Abhängigkeiten senken und zugleich mehr Wertschöpfung im Land halten. Zudem stärkten erneuerbare Energien durch ihre Dezentralität die Resilienz des Systems, etwa mit Blick auf die Verwundbarkeit zentraler Infrastrukturen.

Mit Blick auf den künftigen Ausbau der Erneuerbaren kritisierte Andreae die intensive Mengendiskussion über den zukünftigen Strombedarf. Aktuell liege der Stromverbrauch bei rund 500 Milliarden kWh im Jahr. Die meisten Szenarien gingen zwar von einem Anstieg aus, getrieben unter anderem durch Rechenzentren, Elektromobilität und Wärmeanwendungen. Gleichzeitig sei die Unsicherheit groß.

Im Monitoringbericht der Bundesregierung würden Bandbreiten von 600 bis 700 Milliarden kWh genannt. Daraus lasse sich zwar ein steigender Bedarf ablesen, zugleich zeige der Korridor von rund 100 Milliarden kWh aber auch: „Wir haben keine Ahnung, wo wir am Ende wirklich landen.“ Daraus folge zwingend, dass Politik und Regulierung flexibel bleiben müssten.

Unabhängig davon bleibe das Ziel bestehen, bis 2030 einen Anteil von 80 Prozent erneuerbarer Energien zu erreichen. Entscheidend sei jedoch, von welcher Strommenge dieser Anteil ausgehe. Der BDEW habe auf Basis eigener Berechnungen einen Wert von etwa 550 Milliarden kWh zugrunde gelegt, betonte Andreae, verwies aber zugleich auf die hohe Volatilität solcher Annahmen. „Ich lasse mich auf keine Zahl festlegen“, sagte sie. Die zentrale Schlussfolgerung sei dennoch eindeutig: „Der Ausbau muss weitergehen.“

In den einzelnen Technologien sieht Andreae unterschiedliche Schwerpunkte. Bei Photovoltaik auf Dächern stellte sie infrage, ob künftig noch eine Förderung notwendig sei, sofern sich Anlagen in Kombination mit Speichern wirtschaftlich selbst tragen. Gleichzeitig müssten die Netzentgelte überprüft werden.

Photovoltaik-Freiflächenanlagen bezeichnete sie als zentral, da hier viele Megawatt zu vergleichsweise geringen Kosten realisiert werden könnten. Windenergie an Land sei weiterhin der „Packesel“ der Energiewende, was sich auch an regelmäßig überzeichneten Ausschreibungen zeige. Bei Offshore-Windenergie hob Andreae die Zusammenarbeit der Anrainerstaaten hervor.

Beim Netzausbau sei die Bundesnetzagentur für rund 10.000 Kilometer zuständig; etwa die Hälfte der Verfahren sei abgeschlossen. Für 2025 berichtete er von rund 2.000 Kilometern genehmigten Leitungen, „der größte Schwung an Genehmigungen, den die Bundesnetzagentur jemals in einem Jahr ausgesprochen hat“.

Der eingeführte „vorzeitige Maßnahmenbeginn“ ermögliche, dass Vorhaben bereits angefangen werden können, während einzelne Planungsschritte noch laufen. Für 2026 kündigte Müller an, dass weniger große Kilometerpakete anstünden, dafür eine Reihe kleinerer Ausbauten, die für den Betrieb und die Engpassbewirtschaftung ebenfalls relevant seien.

Ein weiterer Schwerpunkt der Arbeit seiner Behörde sei die Neujustierung der Regulierung. Müller verwies auf den Abschluss des sogenannten NEST-Prozesses zur Anreizregulierung nach einem rund zweijährigen Diskussionsprozess. Damit erkenne die Behörde die Investitionsbedarfe der Netzbetreiber an und habe Grundlagen gelegt, um Investitionen über eine höhere Eigenkapitalverzinsung attraktiver zu machen, so Müller. Gleichzeitig strebe er eine Vereinfachung und Entbürokratisierung der Regulierung an. Das höre sich einfach an. Aber: „Bürokratieabbau ist anstrengend.“

Zusätzlich kündigte er an, dass die Anreizregulierung stärker an Anforderungen der Energiewende ausgerichtet werde. Etwa über eine Qualitätsregulierung, in der Themen wie Versorgungssicherheit, Geschwindigkeit bei Netzanschlüssen und Digitalisierungsmaßnahmen eine zentrale Rolle spielen.

​Belohnung systemdienlichen Verhaltens

Als Stellschrauben nannte Müller unter anderem eine breitere Finanzierungsbasis, indem Einspeiser, Prosumer und Stromspeicher „in angemessener Art und Weise“ an Netzentgelten beteiligt werden. Zudem solle die Netzentgeltstruktur künftig stärker zwischen einem Finanzierungsanteil und Anreizkomponenten unterscheiden, um systemdienliches Verhalten zu belohnen. Ein weiterer Punkt ist die Dynamisierung, um Flexibilitätshemmnisse in historisch gewachsenen Strukturen zu reduzieren.

Für Speicher kündigte Müller an, die Netzentgeltbefreiung beenden zu wollen. Parallel stellte er das Konzept negativer Netzentgelte in Aussicht. Ziel sei es, Knappheit zu bepreisen und Marktmechanismen wirken zu lassen. „Kosteneffizienz darf nicht nur ein nice to have sein, sie muss im System sein“, sagte Müller. Systemdienlicher Betrieb könne zusätzliche Erlöse ermöglichen, indem Speichern in bestimmten Situationen etwas ausgezahlt werde.

Müller betonte, dass seine Behörde dabei von Beginn an auf Transparenz setze. So seien in den vergangenen Monaten verschiedene Workshops zum Thema durchgeführt worden. Bis März sollten sie abgeschlossen sein. Auf dieser Grundlage wolle die Behörde weitere Schritte erarbeiten, einen Festlegungsentwurf vorlegen und nach erneuter Konsultation die Festlegung bis Weihnachten finalisieren.

Hintergrund sei auch die Umsetzungszeit: Änderungen müssten in der Marktkommunikation bis 2028 abbildbar sein, zudem liefen gesetzliche Grundlagen zum Ende des Jahres 2028 aus. Kosteneffizienz dürfe dabei nicht nur Begleitmusik sein, sondern müsse „im System etabliert“ werden.

 
Bis zum Jahr 2045 soll der Energieverbrauch im Gebäudesektor in Deutschland kontinuierlich gesenkt werden. Bei einem Endenergieverbrauch von insgesamt 700 Terawattstunden sollen zukünftig 123 Terawattstunden auf Fernwärme entfallen.

Demnach trägt Wärme aus erneuerbaren Energiequellen derzeit mit rund 20 Prozent zur gesamten Wärmeversorgung in Deutschland bei. Den mit Abstand größten Beitrag innerhalb dieses Segments liefert Biomasse. Insbesondere Holzbrennstoffe wie Scheitholz, Holzpellets und Holzhackschnitzel kommen sowohl in privaten Haushalten als auch bei Stadtwerken und in der Industrie zum Einsatz.

Auch Biomethan und Biogas leisten einen relevanten Beitrag zur Wärmebereitstellung. Seit 2010 hat sich der FNR zufolge ihr Anteil mehr als verdoppelt. Aktuell werden rund 400.000 Haushalte sowie zahlreiche öffentliche Gebäude, Schwimmbäder, Gewächshäuser, Stallungen und Trocknungsanlagen mit Wärme aus Biogas versorgt, vor allem im ländlichen Raum.

Großes Potenzial bei Biogas

Nach Einschätzung des FNR ließe sich dieser Umfang noch einmal verdoppeln, wenn die rund 9.000 Biogasanlagen in Deutschland eine langfristige Perspektive für den Weiterbetrieb erhielten. Mit dem Biomassepaket der Bundesregierung hätten sich die Rahmenbedingungen für Biogasanlagen in den Jahren 2025 und 2026 zwar verbessert. Ab dem kommenden Jahr bleibe die weitere Entwicklung jedoch offen, heißt es von Seiten der FNR. Die Fachagentur mahnt die Umsetzung wichtiger Gesetzesnovellen wie des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) an.

Im Hinblick auf die Kommunale Wärmeplanung empfiehlt der FNR eine systematische Prüfung lokaler Biomassepotenziale. Seien ausreichende Mengen verfügbar, könnten Holzenergieanlagen in Kombination mit weiteren erneuerbaren Wärmequellen zur kostenseitigen Stabilität beitragen.

Für Holzenergie bestehen auch im Jahr 2026 Fördermöglichkeiten auf Bundesebene. Dazu zählen unter anderem die Bundesförderung für effiziente Gebäude, der KfW-Zuschuss 432 „Energetische Stadtsanierung“ sowie die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze. Die Programme richten sich an Kommunen, Unternehmen, Vermieter und Privatpersonen und umfassen sowohl Anlagen als auch Planung und Infrastruktur.

BMW hat mit dem Angebot zunächst iX3-Fahrer im Auge. Sie erhalten ein „Wallbox Professional“, den Eon-Tarif „Ökostrom Home & Drive V2G“ mit Einspeise-Vertrag und – sofern noch nicht vorhanden – ein intelligentes Messsystem. Die Wallbox verfügt laut BMW über eine Ladeleistung von 11 kW.

Das Laden und Entladen des Autos erfolgt nach Unternehmensangaben über einen gemeinsam entwickelten Algorithmus. Kunden profitierten von jeder Stunde, die ihr Fahrzeug angesteckt ist, in Form eines jährlichen Bonus von bis zu 720 Euro, heißt es. Jede tatsächlich entladene Kilowattstunde werde mit 40 Cent pro kWh kompensiert. Umgerechnet könnten iX3-Fahrer jährlich bis zu 14.000 Kilometer kostenfrei zurücklegen, so das Versprechen.

Das jetzt gestartete Angebot soll künftig für alle Modelle der „Neuen Klasse“ von BMW gelten. Für andere elektrifizierte BMW sowie Mini-Modelle gibt es eine unidirektionale, zeitoptimierte Ladelösung. Dabei wird das Laden zwischen Mitternacht und morgens 6 Uhr automatisch auf einen möglichst kostengünstigen Zeitraum gelegt. Kundinnen und Kunden erhalten dafür einen jährlichen Bonus von bis zu 240 Euro.

Pro Monat 30 Euro Bonus

Ford und Octopus Energy wollen mit ihrer Lösung diesen Sommer auf den Markt kommen. Es gilt für Kunden, die einen batteriebetriebenen Ford Capri oder Ford Explorer fahren. Das Angebot: Bidirektionalen Wallbox des Herstellers Ambibox plus V2G-Tarif von Octopus mit monatlichem Bonus. Kunden werden 30 Euro im Monat gutgeschrieben unter der Voraussetzung, dass das Fahrzeug mindestens 300 Stunden pro Monat mit der Wallbox verbunden ist, teilt der Autobauer mit.

Für den Ladestromanteil erhielten Kunden eine feste Vergünstigung von 18 Cent pro kWh auf den Haushaltsstrompreis. Daraus ergebe sich ein effektiver Ladepreis von durchschnittlich nur 15 Cent/kWh. Mit 360 Euro Jahresbonus und einem Verbrauch von 15 kWh auf 100 Kilometer ergeben sich rechnerisch rund 16.000 Freikilometer pro Jahr.

Der V2G-Tarif in Deutschland soll erst der Anfang sein. Ford und Octopus Energy planen nach eigenen Angaben, das Angebot im Laufe des Jahres 2026 in Europa weiter auszubauen.

Grundlage bildeten demnach regelmäßige Ölanalysen und Anpassungen an der Motoreinstellung. Der Betreiber verweist auf stabile Messwerte während der Laufzeit. „Früher war bei 4.000 Stunden Schluss – jetzt sind wir bei über 5.000 mit derselben Ölfüllung“, berichtet Betriebsleiter Jens Stock. Seit dem Jahr 2021 nutzt der Biogasanlagenbetreiber einen MWM-Motor mit 600 kW im flexiblen Einsatz. 

Schwaneberg Biogas betreibt zwei Biogasanlagen mit insgesamt drei Gasmotoren. Der Strom wird vollständig ins öffentliche Netz gespeist. Die Wärme nutzt ein benachbarter landwirtschaftlicher Betrieb, der im Gegenzug Biomasse liefert. Der Anlagenbetrieb erfolgt flexibel.

Unternehmerisch ist Schwaneberg Biogas mit der BEV Service GmbH verbunden. Die BEV Service bietet die Betreuung und Beratung für Betreiber von landwirtschaftlichen Biogasanlagen. Zudem übernimmt das Unternehmen den Handel von Betriebsmitteln des Bedarfes der Biogasanlagen und die Forschung und Entwicklung zur Verbesserung der Biogasanlagen. Als Schmierstoff kommt das Produkt „HDAX 9200“ von Texaco Lubricants zum Einsatz, einer Marke von Chevron. Neben dem Öl ist auch der Einsatz des richtigen Kühlmittels von Bedeutung für den Betrieb der Anlage, erklärt der Hersteller. Dies wird daher neben einigen weiteren Faktoren mitgedacht – saubere Ansaugluft, strukturierte Wartungsintervalle und systematische Analyse der Ölwerte helfen, den gesamten Betrieb effizient zu steuern. Ziel bleibt laut den Firmen dabei insbesondere ein stabiler Motorlauf bei wechselnden Einsatzbedingungen.

Zu den von Texaco angebotenen Produkten gehören Schmier- und Kühlmittel für die Automobil- und Nutzfahrzeugbranche, darunter Pkw, Lkw und Baumaschinen, sowie Industrieschmierstoffe für die Bereiche Power Generation, Inland Marine und Landwirtschaft.

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 2,92 und 3,28 Euro pro Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.

Als Partner sind Exceeding Solutions aus Halle, ein Anbieter von Prüfsystemen, und Meterwise aus Aachen mit an Bord. Bei den Niedersachsen Ports geht es laut einer Mitteilung von EFR nicht nur um den reinen Zählertausch, sondern um einen kompletten Systemwechsel, der von EFR und den Partnern projektiert und gemanagt wurde.

Nach Angaben von EFR kam in diesem Projekt auch erstmals die eigene sichere Lieferkette für Smart Meter Gateways zum Einsatz, bei der EFR auch den Betrieb des Lagers im Auftrag des Messstellenbetreibers übernimmt. Ebenfalls erstmals kommt bei den Niedersachsen Ports die Grid Management and Metering Suite von EFR zum Einsatz – als Software-as-a-Service-Lösung.

EFR ist einerseits Anbieter von Steuerboxen, Rundsteuerempfängern und Smart Meter Gateways. Es beim Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) als fünftes Unternehmen, neben PPC, Theben, EMH Metering und Sagemcom Dr. Neuhaus das Zertifizierungsverfahren durchlaufen. Andererseits ist EFR auch zertifizierter Smart-Meter-Gateway-Administrator.

Die SLH ist Teil des Thüga-Lösungsangebots mit Sitz in München und berät Energieversorger und Stadtwerke bei der Auswahl und Implementierung technologieoffener Systeme. Dazu gehört das Prozessdesign, die Einbindung von Installationskapazitäten sowie der Integration in bestehende CRM- und XRM-Systeme.

„Wir sehen einen zunehmenden Handlungsdruck im Energiemarkt und ein Umdenken, das auf die Anpassung integrierter Lösungsangebote abzielt. Die Marktlage 2026 bietet die optimale Gelegenheit, im Geschäft mit integrierten Energielösungen durchzustarten“, erklärt Hans-Christoph Kaiser, Head of Key Account Management bei SLH.

Am 13. Februar um 11:00 Uhr lädt das Unternehmen an seinem Stand zu einem Nachlese-Webinar unter dem Titel „Trends, Schwerpunkte & Umsetzung 2026“ ein. Das Unternehmen begleitet seine Kunden beim Aufbau und bei der Skalierung von ganzheitlichen Energielösungen, etwa in den Bereichen Photovoltaik, Wärme oder E-Mobilität, in Kombination mit klassischer Energieversorgung wie Strom, Wasser und Gas.

Gegründet 2019 im Rahmen der Thüga-Innovationsplattform, unterstützt die SLH Smart Living Hub GmbH Energieversorger bei der Positionierung in den Megatrends Energiewende, Dekarbonisierung und Digitalisierung. 

Die SLH als Teil der Thüga Solutions ist in Halle 5 Stand 5A137 und 5B137 zu finden.

Mit Heat Ops erweitere das Unternehmen sein Portfolio von der strategischen Simulation hin zur operativen Steuerung im laufenden Netzbetrieb. Nach Angaben von Kelvin Green steuert das System Wärmenetze vorausschauend auf Basis von Prognosen zum Wärmebedarf, zu Strompreisen und zu Wetterdaten. Diese Informationen fließen in einen dynamischen Optimierer ein, der viertelstündliche Einsatzpläne erstellt und automatisiert an die angeschlossenen Erzeugungsanlagen überträgt.

Systemintegration

Ziel sei es, nicht einzelne Erzeuger isoliert zu priorisieren, sondern das gesamte System kosten- und effizienzoptimiert zu betreiben. Laut dem Unternehmen ermöglicht das System, Wärmepumpen bevorzugt in Phasen niedriger Strompreise einzusetzen, während Blockheizkraftwerke bei hohen Strompreisen laufen. Wärmespeicher dienen dabei als Flexibilitätspuffer. Monitoring-Funktionen, Warnmeldungen sowie Plan-Ist-Vergleiche sollen für Transparenz im Betrieb sorgen. Gleichzeitig bleibt es laut Kelvin Green möglich, manuell in die Steuerung einzugreifen.

Die Entwicklung von Heat Ops baut auf den bisherigen Simulationen des Unternehmens auf. Kelvin Green hatte nach eigenen Angaben in rund 5.000 Simulationen realer Projekte mit der Software HeatSim gezeigt, dass sich durch eine intelligente und automatisierte Einsatzplanung der Erzeuger durchschnittlich rund 20 Prozent der Betriebskosten einsparen lassen. Mit HeatOps werde dieser Ansatz nun direkt in den operativen Betrieb überführt, erklärte das Unternehmen.

„Mit HeatOps planen unsere Kundinnen und Kunden vorausschauend, steuern automatisiert und senken Kosten, Risiken und Emissionen im laufenden Betrieb“, sagte Martin Bornholdt, Geschäftsführer von Kelvin Green. Auf diese Weise werde die Wärmewende im Netz wirtschaftlicher und besser steuerbar.

Pilotprojekt in Ahrensburg

Heat Ops kommt nach Angaben von Kelvin Green bereits in mehreren Pilotprojekten zum Einsatz, unter anderem bei den Stadtwerken Ahrensburg. Die Stadtwerke Ahrensburg sind ein kommunales Versorgungsunternehmen mit Sitz in Ahrensburg in Schleswig-Holstein und betreiben unter anderem Strom-, Gas- und Wärmenetze.

Dr. Frederik Treuel, Referent für Unternehmensentwicklung, Klimaschutz und Nachhaltigkeit bei den Stadtwerken Ahrensburg, erklärte, das Unternehmen setze HeatOps im ersten Wärmenetz als Pilotprojekt ein. Das Blockheizkraftwerk schalte sich dort bei niedrigen oder negativen Strompreisen automatisch ab. Perspektivisch sollen in solchen Phasen automatisch Wärmepumpe und Wärmespeicher angesteuert werden. Laut Treuel führe dies zu geringeren Kosten und zu einer höheren Transparenz bei Lastprognosen, Kosten sowie Stromerlösen. Zudem seien zentrale Netzparameter nun online und in Echtzeit verfügbar, und das System liefere Hinweise zur Anlagenoptimierung und melde Störungen automatisch.

Kelvin Green hebt hervor, dass Heat Ops technologie- und herstelleragnostisch ausgelegt ist. Die Software lasse sich an bestehende speicherprogrammierbare Steuerungen und Leittechniksysteme anbinden oder in Kombination mit der Kelvin-Green-HeatBox einsetzen. Ein API-first-Ansatz soll die Integration in bestehende IT-Strukturen erleichtern.

Auf der E-world 2026 will Kelvin Green Heat Ops anhand realer Anwendungsbeispiele vorstellen. Das Unternehmen sieht die Lösung als nächsten Schritt, um von der strategischen Planung eines grünen Wärmenetzes zu einem kontinuierlich optimierten Betrieb zu gelangen.

Kelvin Green präsentiert Heat Ops an realen Beispielen in Halle 4 · Stand 4B121

Durst gehört sitzt seit dem Jahr 2018 als Bürgervertreterin im NBG. Im Hauptberuf ist sie Pädagogin. Karsten Möring wurde im Dezember 2025 vom Bundestag und Bundesrat als „anerkannte Persönlichkeit des öffentlichen Lebens“ in das Gremium gewählt. Möring saß von 2013 bis 2021 für die CDU im Bundestag.

Das NBG gibt es seit 2016. Aufgabe des Gremiums ist „vermittelnde und unabhängige Begleitung des Standortauswahlverfahrens“ für Endlager hoch radioaktiver Abfälle. In Paragraf 8 des Standortauswahlgesetzes (StandAG) ist festgeschrieben, dass es sich „unabhängig und wissenschaftlich mit sämtlichen Fragestellungen das Standortauswahlverfahren betreffend befassen, die zuständigen Institutionen jederzeit befragen und Stellungnahmen abgeben“ kann.

Nach dem Gesetz soll das NBG aus sechs Bürgervertretern und zwölf anerkannten Persönlichkeiten des öffentlichen Lebens bestehen. Die Bürgervertreter werden in einem Beteiligungsverfahren gewählt und vom Bundesumweltministerium ernannt. Von den zwölf Posten für anerkannte Persönlichkeiten des öffentlichen Lebens waren zuletzt neun nur kommissarisch besetzt, drei waren unbesetzt. Mehr als zweieinhalb Jahre konnten sich Bundestag und Bundesrat nicht über die Nachbesetzung einigen. Die anhaltende Blockade gefährde das Vertrauen in die Endlagersuche und in den politischen Entscheidungswillen insgesamt, kritisiert das NBG im November vergangenes Jahr.

Mehr politische Einflussnahme?

Kritik kam auch von Atomkraftgegnern. Die Wahl der neuen NBG-Mitglieder werde „verschleppt“, Bundestag und Bundesrat hätten sich in „politischen Machtspielchen verloren“, hieß es. Und die Neubesetzung im Dezember weckte Misstrauen: Die Auswahl lasse den Wunsch nach mehr politischem Einfluss vermuten, monierte die Organisation „Ausgestrahlt“. Dass sechs der zwölf freien Plätze für anerkannte Persönlichkeiten mit Alt-Politikern besetzt worden seien, sie ein „absolutes Novum in der Geschichte des Gremiums“.

Der neue NBG-Vorsitz sieht der nächsten Phase der Endlagersuche entgegen. In diesem Jahr steht die Novellierung des Standortauswahlgesetzes an. Für 2027 hat die Bundesgesellschaft für Endlagerung (BGE) angekündigt, jene Standortregionen zu benennen, die übertägig erkundet werden sollen.

Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag präsentiert. Der Dienstag wurde im Base mit 117,00 Euro je Megawattstunde und im Peak mit 125,50 Euro je Megawattstunde bewertet. Am Freitag war der Montag außerbörslich noch mit 135,00 Euro je Megawattstunde bewertet worden. Der Preisrückgang von Montag auf Dienstag ist auf die Prognose einer höheren Einspeiseleistung der Erneuerbaren zurückzuführen, die für den zweiten Tag der Arbeitswoche erwartet werden. Für den Dienstag prognostizieren die Meteorologen von Eurowind 17 Gigawatt gegenüber nur 13,5 Gigawatt, die für den Berichtstag angegeben werden. An den Folgetagen soll die Einspeiseleistung mit 22 bis 25 Gigawatt etwas stärker als am Dienstag ausfallen. Eurowind geht zudem von einem leichten Temperaturanstieg aus, ab Samstag soll sich indessen wieder kühlere Witterung in Deutschland durchsetzen. Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr 1,20 auf 83,22 Euro je Megawattstunde

CO2: Fest haben sich die CO2-Preise zum Start in die neue Woche gezeigt. Der Dec  26 gewann bis gegen 14.03 Uhr um 2,35 auf 81,08 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 23,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 81,30 Euro, das Tief bei 78,88 Euro. Die Analysten von Vertis rechnen mit einer volatilen Woche, die von gegenstrebigen Impulsen bestimmt wird. Die prognostizierte kühlere Witterung dürfte die Zertifikate unterstützen. Spekulative Marktbewegungen könnten vom informellen Sondergipfel der EU-Staats- und Regierungschefs zur Wettbewerbsfähigkeit ausgehen. Diskussionen um erleichterte Auflagen in Bezug auf das ETS sind laut Vertis ein Abwärtsrisiko. Das Auslaufen der Februar-Optionen am 18. Februar ist ein Trigger für Preisbewegungen in die ein oder andere Richtung. Dreh- und Angelpunkt ist die Marke von 80 Euro.

Erdgas: Mit deutlichem Minus haben sich die europäischen Gaspreise am Montag präsentiert. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.03 Uhr auf 32,950 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 1,560 auf 36,475 Euro je Megawattstunde nach unten. Händler verwiesen auf die Aussichten für eine mildere Witterung in Nordwesteuropa und Deutschland. Zwar soll es über das kommende Wochenende hinweg nochmals zu einem Kaltluftvorstoß kommen, danach ist aber laut dem US-Wettermodell bis zum Ende der 16-tägigen Vorhersageperiode mit überdurchschnittlichen Temperaturen zu rechnen, so dass das Ende der winterlichen Wetterverhältnisse nun langsam greifbar wird. Zudem sollen in der laufenden Woche infolge niedrigerer Preise in Asien umfangreiche LNG-Lieferungen Europa erreichen. Laut dem Fernleitungsnetzbetreiber Gassco beträgt der Gasflow für norwegisches Pipeline-Gas für den Berichtstag 338,3 Millionen Kubikmeter.