Allein, Verstöße können bisher nicht geahndet werden, weil die nationalrechtliche Grundlage für die Verhängung von Bußgeldern fehlt. Das Wirtschaftsstrafgesetz, das auf die Preisangabenverordnung verweist, autorisiert die Behörden noch nicht für die Ahndung von Verstößen gegen europarechtliche Normen. 

Das und mehr soll sich mit dem am 11. Mai von der Regierung im Bundestag eingereichten Entwurf für ein „Gesetz zur Änderung des Preisangabenrechts zur Sanktionierung von Verstößen gegen nationale und europäische Regelungen über Preisangaben“ ändern: Nach dem Vorbild des Bußgeldrahmens für ähnliche Verstöße im Telekommunikationsrecht sollen Bußgelder von bis zu 100.000 Euro verhängt werden können. Und statt Dreiecksverweisen zwischen Preisangabengesetz, Preisangabenverordnung und Wirtschaftsstrafgesetz soll der gesamte Gesetzesvollzug im Preisrecht zusammengefasst werden.

Für 21. Mai ist die erste Lesung des Gesetzes geplant, das kaum umstritten sein dürfte. Normalerweise wird ein solcher Entwurf ohne Aussprache an den federführenden Ausschuss verwiesen, das ist in diesem Fall der Wirtschaftsausschuss ist. Aber eine „Beratung“ steht ausdrücklich in der Tagesordnung des Plenums.

Bis Jahresende muss die EU-Kommission einen Bericht über den Vollzug von AFIR in jedem Mitgliedsland abgeben. Bis dahin muss auch Deutschland an Brüssel Vollzug melden. Die Bundesregierung gibt in der Erläuterung des Gesetzentwurfs zu, dass es ihr auch damit noch nicht ganz gelungen ist, das Preisauszeichnungsrecht zu europäisieren. Dies solle in einem separaten Gesetz geschehen.

Die Anfrage der Linken bezog sich auf Zweifel an der Wirksamkeit des Klimaschutzprogramms (KSP). Nach Einschätzung der Fraktion sei bereits absehbar, dass die Klimaziele verfehlt würden. Die Bundesregierung verweist dagegen auf wissenschaftliche Prüfungen der Maßnahmen. Laut der Antwort seien die erwarteten Einsparungen durch Gutachten der zuständigen Ressorts sowie durch zusätzliche Prüfungen externer Experten im Auftrag des Bundesumweltministeriums wissenschaftlich bewertet worden.

Zugleich räumt die Bundesregierung ein, die Kritik des Expertenrats für Klimafragen ernst zu nehmen. Das Gremium hatte auf eine unzureichende Treibhausgasminderungswirkung des Programms hingewiesen. Nach Darstellung der Regierung beruhte diese Einschätzung jedoch lediglich auf einer vorläufigen Prüfung.

Emissionslücke umstritten

Diskussionen gibt es weiterhin über die Größe der Emissionslücke. Während das Klimaschutzprogramm eine Lücke von 27 Millionen Tonnen CO2 schließen soll, prognostiziert das Umweltbundesamt (UBA) für denselben Zeitraum eine Lücke von 30 Millionen Tonnen CO2.

Die Bundesregierung erklärt die Differenz damit, dass dem Klimaschutzprogramm noch die Projektionen des UBA aus dem Jahr 2025 zugrunde lagen. Die Daten für 2026 seien erst zehn Tage nach dem Kabinettsbeschluss veröffentlicht worden. Zudem habe der Expertenrat diese Zahlen bislang noch nicht geprüft. Der entsprechende Prüfbericht werde am 18. Mai wird vom Expertenrat der Bundesregierung vorgelegt. Er berechnet die deutschen Treibhausgasemissionen für das Jahr 2025 und projiziert sie für 2026.

Finanzierung des Klima- und Transformations-Fonds geschwächt

Parallel zu der Debatte über das Klimaschutzprogramm verständigten sich Union und SPD im Koalitionsausschuss auf einen weiteren Arbeitsprozess für geplante Sozial- und Steuerreformen. Nach Angaben aus Koalitionskreisen sollen dabei auch Fragen zur Finanzierung des Klima- und Transformationsfonds (KTF) geklärt werden.

Der CO2-Preis soll demnach weiterhin in einer Spanne zwischen 55 und 65 Euro gehalten werden. Die Einnahmen daraus fließen in den KTF, aus dem unter anderem Programme zur Heizungsmodernisierung und zum Ausbau von Wärmenetzen finanziert werden. Allerdings waren für den Fonds bislang höhere Einnahmen aus einem steigenden CO2-Preis eingeplant. Wie mögliche Finanzierungslücken geschlossen werden sollen, blieb zunächst offen.

Ungeklärt ist zudem, wie die Bundesregierung Verbraucher und Unternehmen angesichts zuletzt gestiegener Energiekosten entlasten will. Hintergrund sind unter anderem die Auswirkungen des Iran-Krieges auf die Energiemärkte. Eine einmalige Entlastungszahlung in Höhe von 1.000 Euro über die Arbeitgeber hatte im Bundesrat keine Mehrheit gefunden.

Im Zusammenhang mit der geplanten Einkommensteuerreform suche die Koalition nun nach alternativen Entlastungsmaßnahmen. SPD-Generalsekretär Tim Klüssendorf hatte zuvor mehr Tempo bei der Reform gefordert. Gegenüber dem „Tagesspiegel“ sagte er, ein Vorschlag von Bundesfinanzminister Lars Klingbeil könne in den kommenden Wochen oder Tagen vorgelegt werden.

Laut Bundesregierung ist der Export von CO2 zur Speicherung im Ausland nur wirtschaftlich sinnvoll, wenn Unternehmen für die eingelagerten Mengen keine Emissionshandelszertifikate abgeben müssen. Deshalb komme eine Speicherung vor allem in Staaten infrage, die dem europäischen Emissionshandelssystem unterliegen. Mit diesen Ländern seien Vereinbarungen zum Export von CO2 „vorrangig“ denkbar.

Die Bundesregierung verweist zudem darauf, dass die Sicherheitsanforderungen für CO2-Speicher jeweils vom betreffenden Staat geregelt werden müssten. Mitgliedstaaten der Europäischen Union seien dabei an strenge europäische Vorgaben für Monitoring und Kontrolle gebunden.

Risiken überwachen

In ihrer Antwort bezieht sich die Bundesregierung auch auf die Bewertung der Offshore-CCS-Technologie. Sie verweist unter anderem auf ein Positionspapier des Umweltbundesamtes aus dem Jahr 2023. In wissenschaftlichen Veröffentlichungen und regulatorischen Bewertungsrahmen werde CCS demnach „zunehmend belastbar bezogen auf Teilaspekte“ beschrieben. Die Bundesregierung nennt als Grundlage Betriebsdaten aus wenigen großskaligen CCS-Projekten, etwa in Norwegen, sowie experimentelle und modellbasierte Datensätze.

Zugleich weist die Bundesregierung auf standortabhängige Risiken hin. Physikalisch-chemische Prozesse der CO2-Speicherung seien grundsätzlich übertragbar. Die Integrität geologischer Barrieren, mögliche Migrationspfade sowie Umweltwirkungen hingen jedoch stark von lokalen geologischen, hydrodynamischen und ökologischen Bedingungen ab. Deshalb seien standortspezifische Bewertungen und Monitoringprogramme notwendig.

Für Projekte zur CO2-Speicherung unter dem Meeresboden sollen zudem umfangreiche Umweltauflagen gelten. Nach Angaben der Bundesregierung verpflichtet das Hohe-See-Einbringungsgesetz Vorhabenträger dazu, Auswirkungen auf Meeresumwelt, Ökosysteme und biologische Vielfalt zu untersuchen und zu dokumentieren. Die gewonnenen Daten müssten an die zuständigen Behörden übermittelt werden.

Bundestag genehmigte CO2-Exporte

Hintergrund der Anfrage sind Änderungen des Londoner Protokolls und des Hohe-See-Einbringungsgesetzes, die der Bundestag Ende Januar beschlossen hatte. Das Vertragsgesetz zum Londoner Protokoll schafft laut Bundesregierung die innerstaatlichen Voraussetzungen für die Ratifikation der Änderungen von Artikel 6 des Protokolls. Dadurch werde Deutschland in die Lage versetzt, Ausnahmen vom bisherigen Exportverbot für Stoffe und Gegenstände zuzulassen und CO2-Exporte zur Speicherung unter dem Meeresboden zu ermöglichen.

Eine Verpflichtung zum Abschluss konkreter Exportvereinbarungen mit anderen Staaten entstehe dadurch laut Bundesregierung allerdings noch nicht. Der dafür notwendige Erfüllungsaufwand sei im Ersten Gesetz zur Änderung des Hohe-See-Einbringungsgesetzes berücksichtigt worden.

Die Bundesregierung konkretisierte außerdem, welche Emissionen sie als „schwer oder nicht vermeidbar“ einstuft. Diese Formulierung im Gesetzentwurf beziehe sich insbesondere auf Prozessemissionen aus der Kalk- und Zementindustrie sowie auf Emissionen aus der Abfallverbrennung.

Wie umfangreich Monitoring und Berichtspflichten ausfallen, soll laut Bundesregierung jeweils im Genehmigungsbescheid festgelegt werden. Art, Umfang und Dauer der Überwachung hingen vom jeweiligen Vorhaben, den eingesetzten Methoden sowie den erwarteten Auswirkungen und Unsicherheiten ab.

Die Bundesregierung weist diese Kritik im Wesentlichen zurück. Zwar räumt sie ein, dass mehrere Speicher ihre gesetzlichen Füllstandsvorgaben nicht erfüllt haben. Dennoch sei die Versorgung „jederzeit sichergestellt“ gewesen. Maßnahmen nach §35c Energiewirtschaftsgesetz seien deshalb nicht erforderlich geworden.

Tatsächlich lagen die Speicherstände im Winter deutlich unter den Werten der Vorjahre. Besonders kritisch entwickelte sich die Situation in einigen süddeutschen Speichern. Die Bundesregierung betont jedoch, dass die Bewertung der Versorgungslage nicht auf einzelnen Speichern basiere, sondern auf dem Gesamtsystem aus Speichern, Importen und Verbrauch. 

Eine zentrale Rolle spielen dabei die LNG-Terminals. Nach Angaben der Bundesregierung wurden 2025 rund zehn Prozent der deutschen Gasimporte über die deutschen LNG-Anlagen abgewickelt. Das Gas befüllte anteilig auch die Speicher. Vor allem die Terminals in Wilhelmshaven und Brunsbüttel erreichten über weite Strecken des Jahres hohe Auslastungen von teilweise mehr als 80 Prozent. 
 
Allerdings zeigen die Daten auch deutliche Schwankungen. Das zweite Terminal in Wilhelmshaven befand sich 2025 zunächst noch in der Inbetriebnahmephase. In Brunsbüttel führte ein Werftaufenthalt der schwimmenden Regasifizierungseinheit zeitweise zu einer stark reduzierten Auslastung. Besonders auffällig ist die Entwicklung im LNG-Terminal Mukran auf Rügen: Dort bewegte sich die Auslastung zeitweise im einstelligen Prozentbereich, bevor sie zum Jahresende wieder deutlich anstieg. 

Die Herkunft des LNG verdeutlicht zugleich die geopolitische Neuordnung der deutschen Gasversorgung. Die staatlich kontrollierten Unternehmen Sefe und Uniper bezogen ihre LNG-Mengen aus einer Vielzahl von Ländern. Größte Lieferanten waren die USA und Russland. Allein Sefe importierte 2025 insgesamt 52 LNG-Ladungen aus den USA sowie 49 Ladungen aus Russland. Hinzu kamen Lieferungen aus Katar, Oman, Angola, Kamerun und weiteren Staaten. Die Bundesregierung betont allerdings, dass es sich dabei um globale Portfolios handle und nicht automatisch um Mengen, die in Deutschland zur Verfügung stehen.

Strategische Reserve für den Notfall

Gleichzeitig prüft die Bundesregierung offenbar bereits neue Instrumente zur langfristigen Absicherung der Versorgung. Die derzeitigen gesetzlichen Speicherfüllstandsvorgaben laufen Ende März 2027 aus. Deshalb werde an einer Nachfolgeregelung gearbeitet, hieß es. Konkret werde auch die Einführung einer staatlichen Gasreserve geprüft.

Erst kürzlich hatte der Branchenverband „INES“ (Initiative Energien Speichern) gewarnt, dass es bei einem überdurchschnittlich kalten Winter im Januar, Februar und März 2027 zu Versorgungsengpässen kommen könnte. Da die Gaspreise aktuell höher sind als die für den kommenden Winter, fehle den Marktteilnehmern der Anreiz, die Speicher – wie sonst üblich – über die Sommermonate zu befüllen.

Der Wirtschaftsverband DIHK hat unterdessen eine Reformierung bei der Speichervorschriften gefordert. Der Vorschlag lautet, ab dem Winter 2027/2028 ein „marktnahes und europäisch anschlussfähiges System zu etablieren, das auf einem Instrumentenmix aus Absicherungspflicht und schlank ausgestalteter strategischer Gasreserve basiert“. Diese strategische Reserve solle bei akuten Notsituationen zur Verfügung stehen und „nur unter klar definierten, transparenten und strikt begrenzten Freigabebedingungen eingesetzt werden“, wie es Sebastian Bolay, DIHK-Bereichsleiter Energie, Umwelt und Industrie formuliert.

Darüber hinaus bestehen laut Uniper Bahnverlade-Kapazitäten für den sicheren und effizienten Transport von Ammoniak über die Schiene. Die Importkapazität beträgt bis zu 2,6 Millionen Tonnen Ammoniak, was rund 350.000 Tonnen Wasserstoff entspricht.

Die Open Season wird in zwei aufeinanderfolgenden Phasen durchgeführt, wie es weiter heißt. In der ersten Phase sind interessierte Marktteilnehmer aufgefordert, eine Interessenbekundung einzureichen, in der sie ihre gewünschte Kapazität angeben und eine Teilnahmegebühr entrichten. Im anschließenden Zuteilungsverfahren wird die Kapazitätsreservierung bestätigt.

In der zweiten Phase sollen laut Uniper Eckpunkte als Grundlage für den Terminalnutzungsvertrag ausgegeben werden, der mit den teilnehmenden Kapazitätsnutzern entwickelt wird. Der Prozess endet mit der Unterzeichnung des Terminalnutzungsvertrags, wodurch eine verbindliche Kapazitätsbuchung zustande kommt.

Ammoniak gilt als kostengünstiges Medium für den Wasserstoff-Transport. In Wilhelmshaven will Uniper deshalb Anlagen zur Spaltung von Ammoniak in Wasserstoff und Stickstoff errichten. Der direkte Transport von Wasserstoff ist technisch anspruchsvoll und kostspielig, während Ammoniak einfacher verflüssigt und verschifft werden kann. Für die Rückgewinnung von Wasserstoff sind jedoch großtechnische Cracker-Anlagen erforderlich.

Die abschließende Rückbaugenehmigung schaffe nun Klarheit, sagte Umweltminister Christian Meyer (Grüne) anlässlich der Übergabe der Genehmigung. Damit liegen alle erforderlichen Genehmigungen für den vollständigen Rückbau der Anlage vor. „Das Atomkraftwerk Grohnde befindet sich im Rückbau und wird nicht wieder in Betrieb gehen“, sagte er laut Mitteilung. „Der Rückbau ist endgültig und wird zügig und kompetent umgesetzt.“

Kompletter Rückbau dauert Jahre

Der Rückbau des Atomkraftwerks in der Gemeinde Emmerthal im Landkreis Hameln-Pyrmont läuft bereits seit Ende 2023, als das Ministerium die erste Stilllegungs- und Abbaugenehmigung erteilt hatte. Anfang April 2026 wurden nun die letzten Brennelemente aus dem Reaktorgebäude in einen Castor-Behälter überführt und in das Zwischenlager Grohnde gebracht, so das Ministerium. Das Reaktorgebäude sei damit kernbrennstofffrei. Am Standort sind derzeit rund 500 Personen beschäftigt.

Ende dieses Jahres soll mit der Demontage der Einbauten des Reaktordruckbehälters begonnen werden. Rund zwei Jahre soll das dauern, bis Mitte 2028. Der komplette Rückbau der Anlage nimmt mehr Zeit in Anspruch: Er soll erst 2039 abgeschlossen sein − zwei Jahre davor zumindest der atomrechtliche Teil der nuklearen Anlage.

Mit dem Produktionsrückgang gingen etliche Arbeitsplätze verloren. Im März 2026 arbeiteten 794.400 Menschen in energieintensiven Branchen, 6,3 Prozent weniger als im Februar 2022. Das entspricht einem Verlust von etwa 53.200 Stellen. Die Papierindustrie verlor anteilig am meisten (minus 8,6 Prozent), gefolgt von der Metallerzeugung und -verarbeitung (minus 7,1 Prozent). 

Raffinerien legen zu 

Eine Ausnahme bildet die Mineralölverarbeitung: Sie steigerte ihre Produktion um 24,6 Prozent und schuf sogar 1.000 neue Arbeitsplätze. Dort wurden insbesondere seit Januar 2026 deutliche Zuwächse verzeichnet.

Die energieintensiven Industriezweige benötigten im Jahr 2024 drei Viertel (75,6 Prozent) der insgesamt in der Industrie verbrauchten Energie. Größter Verbraucher war die Chemie mit einem Anteil von 27,9 Prozent vor der Metallerzeugung und -bearbeitung (23,7 Prozent) und der Mineralölverarbeitung (10,7 Prozent). Die wichtigsten Energieträger waren Erdgas mit einem guten Viertel (26,3 Prozent), Mineralöl (21,0 Prozent), Kohle (18,1 Prozent) sowie Strom (15,2 Prozent).

Nach Angaben des kommunalen Energieunternehmens entsteht im Hafen Stuttgart-Wangen ein Hub zur Produktion von grünem Wasserstoff. Von dort aus soll die Pipeline zunächst auf rund vier Kilometern Länge entlang des Neckars verlaufen. Die Bauarbeiten betreffen die Stadtbezirke Wangen, Hedelfingen und Ost. Die Stadtwerke Stuttgart planen, die Arbeiten innerhalb eines Jahres abzuschließen.

Zum Baustart kommen laut Unternehmen schwere Baumaschinen für die Trassierung, den Grabenbau sowie das Verlegen und Verfüllen der Leitung zum Einsatz. 

Stromnetz mit verlegt

Parallel zum Pipeline-Bau nutzt die Stuttgart Netze GmbH die Tiefbauarbeiten für den Ausbau des Stromnetzes. Die Netzgesellschaft der Stadtwerke Stuttgart verlegt entlang der Trasse Leerrohre für neue Hochspannungskabel mit 110 kV. Über diese Leitungen werden große Industrieanlagen an das Stromnetz angeschlossen.

Marlies Hummel-Dietz, Kaufmännische Geschäftsführerin der Stuttgart Netze, erklärte, die koordinierten Arbeiten sollen Kosten senken und die Belastungen für Anwohnerinnen, Anwohner und Verkehr reduzieren. Zugleich werde die Stromversorgung auf die Anforderungen der Energiewende vorbereitet.
Die „H2 GeNeSiS“-Pipeline ist ein Gemeinschaftsprojekt mehrerer Partner aus der Region. Beteiligt sind neben den Stadtwerken Stuttgart die Wirtschaftsförderung Region Stuttgart GmbH, die Stadtwerke Esslingen am Neckar GmbH & Co. KG, das Steinbeis-Innovationszentrum energieeffiziente und emissionsfreie Technologien sowie das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg.

Baustein für Green Hydrogen Hub

Der Hub soll im Endausbau bis zu 1.200 Tonnen hochreinen grünen Wasserstoff pro Jahr erzeugen. Die Verteilung erfolgt entweder über die neue Pipeline oder per Trailer auf der Straße.

Die Wasserstoffprojekte der Stadtwerke Stuttgart werden laut Unternehmen aus Mitteln des Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE), vom Land Baden-Württemberg sowie vom Verband Region Stuttgart gefördert. Für die Herstellung des Wasserstoffs werde ausschließlich Strom aus Wind- und Solaranlagen eingesetzt. Der Wasserstoff sei nach den Kriterien für „Renewable Fuels of Non-Biological Origin“ (RFNBO) zertifiziert.

Die Projektpartner sehen Wasserstoff als wichtigen Baustein für die Kopplung der Sektoren Strom, Wärme und Mobilität. Dadurch könne die Energiewende effizienter gestaltet werden.

Mit der wachsenden Verbreitung von Wärmepumpen, Elektrofahrzeugen, Batteriespeichern und Photovoltaikanlagen steige der Bedarf an standardisierten Kommunikationswegen zwischen Geräten und Stromnetz, teilten die Verbände mit. Zugleich müssten Hersteller bislang unterschiedliche Energiemanagementstandards berücksichtigen, was Entwicklung und Implementierung erschwere.

Die Zusammenarbeit sieht eine klare Aufgabenteilung der beiden Standards vor. Das von der CSA betreute Smart-Home-Protokoll Matter soll die Kommunikation innerhalb des Haushalts zwischen Geräten und einem Gateway übernehmen. Open ADR 3, entwickelt von der Open ADR Alliance, soll die Verbindung zwischen diesem Gateway sowie Energieversorgern und Netzbetreibern herstellen. Gemeinsam entstehe so ein durchgängiger Kommunikationspfad vom Stromnetz bis zum einzelnen Endgerät.

Bessere Einbindung in Flexibilitätsprogramme
Jon Harros, bei der Connectivity Standards Alliance für Tests und Zertifizierungen verantwortlich, erklärte, Gerätehersteller erhielten eine klarere Orientierung bei der Entwicklung, während Versorgungsunternehmen Lösungen einfacher skalieren könnten. Ziel seien praxistaugliche und zuverlässige Anwendungen. Die beiden Organisationen verweisen darauf, dass dann Energieversorger und Netzbetreiber ein Lastmanagement und flexible Stromtarife schneller umsetzen können. Außerdem eröffne die netzdienliche Steuerung von Geräten finanzielle Anreize für die Verbraucher. Darüber hinaus könnten die Hersteller den Entwicklungs- und Wartungsaufwand reduzieren, indem sie nur noch einen standardisierten Entwicklungspfad unterstützen müssten.

Rolf Bienert, Managing und Technical Director der Open ADR Alliance, verwies darauf, dass sich Open ADR seit Jahren als Standard für Lastmanagement im Stromnetz etabliert habe. Durch die Zusammenarbeit mit der CSA solle die nächste Generation vernetzter Haushaltsgeräte besser in Flexibilitätsprogramme eingebunden werden.

Die Connectivity Standards Alliance ist ein internationaler Industrieverband für offene Standards im Internet der Dinge. Die Organisation wurde 2002 gegründet und entwickelt unter anderem den Smart-Home-Standard Matter. Zu den Mitgliedern zählen Technologie- und Industrieunternehmen wie Amazon, Apple, Bosch, Google, Siemens, Schneider Electric und Samsung.

Die Open ADR Alliance ist eine gemeinnützige Organisation zur Förderung offener Standards für Energieflexibilität und Lastmanagement. Ihr Schwerpunkt liegt auf der standardisierten Kommunikation zwischen Energieversorgern und dezentralen Energieressourcen wie Batteriespeichern, Ladeinfrastruktur oder Demand-Response-Systemen.

Die Energiezentrale ist das Herzstück der Wärmeversorgung im Quartiers: Von hier aus erfolgt die Verteilung der Niedertemperatur-Wärme mit rund 65 Grad Vorlauftemperatur, die primär aus dem Rücklauf der städtischen Fernwärme gespeist wird. Zusätzlich wird die Abwärme von Kältemaschinen in das Wärmenetz eingespeist. Darüber hinaus umfasst die Energiezentrale ein Labor zur Erforschung des bidirektionalen Ladens von Elektrofahrzeugen.

Der moderne kubische Bau sticht durch die Photovoltaikfassade mit roter Farbbeschichtung aus Morpho-Color-Modulen hervor. Eine Beschichtungstechnologie, die am Fraunhofer ISE entwickelt wurde und die für eine hohe Effizienz der Module sorgt, wie das Institut mitteilt. Neben der klimafreundlichen Energieversorgung und Gebäudetechnik wurden im Rahmen des Vorhabens, wie es weiter heißt, auch Lösungen für eine nachhaltige Mobilität und nutzerorientierten Digitalisierung erforscht sowie sozialwissenschaftliche Fragestellungen untersucht.
 
„Klimaneutrale Quartiere erfordern eine fundierte Planung und den Einsatz innovativer Technologien, die zu einem effizienten Gesamtsystem zusammengefügt werden“, so Gerhard Stryi-Hipp vom Fraunhofer ISE, wissenschaftlicher Leiter des Projekts. „Um die Herausforderungen in der Planung und Umsetzung zukunftsfähiger Quartiere zu erkennen und anwendungsreife Lösungen zu entwickeln, sind interdisziplinäre Reallabor-Projekte wie EnStadt:Pfaff erforderlich,“ erklärt dazu Peter Schossig, Bereichsleiter Wärme und Gebäude. 

Digitale Lösungen für Planung und Betrieb 

Am Projekt war auch das Fraunhofer-Institut für Experimentelles Software Engineering IESE aus Kaiserslautern beteiligt. „Digitale Lösungen erhöhen die Effizienz in der Planung und im Betrieb von klimaneutralen Quartieren“, betont Teilprojektleiter Frank Elberzhager. Sie erleichterten jedoch auch das klimafreundliche Verhalten und das Zusammenleben der Bewohnerinnen und Bewohner, etwa durch die Unterstützung der Nutzung lokaler Mobilitätsangebote. 

Im Bebauungsplan wurde die Installation von PV-Anlagen auf den Dächern festgeschrieben, verbunden mit der Verpflichtung zur Begrünung. Die Solarstromanlagen decken knapp 40 Prozent des jährlichen Strombedarfs in dem 19 Hektar großen Quartiers, das etwa zwei Kliometer vom Stadtzentrum entfernt ist. Darüber hinaus wurde ein Reallabor-Zentrum aufgebaut, um die Ergebnisse des Projekts vor allem an Akteure, die Quartiere planen und umsetzen, weiterzugeben.

Das Vorhaben wurde vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) sowie dem Bundesministerium für Forschung, Technologie und Raumfahrt (BMFTR) als eines von sechs bundesweiten Leuchtturmprojekten gefördert.

Im Rahmen der Strategie 2030 zur nachhaltigen Transformation des Energiesystems in der Region Heilbronn-Franken will die EnBW-Tochter rund eine Milliarde Euro in den Ausbau regenerativer Erzeugungsanlagen, die Modernisierung der Netzinfrastruktur sowie in neue, kundenorientierte Energielösungen investieren. 

Rückläufiger Stromabsatz 

Im vergangenen Jahr hatte vor allem ein verändertes Verbrauchsverhalten in Industrie und Gewerbe negativen Einfluss auf das Ergebnis: Der Energieabsatz sank im Vergleich zum Vorjahr um 18 Prozentpunkte. Gleichzeitig erhöhte sich der Wettbewerbsdruck durch neue Marktteilnehmende. Darüber hinaus hatte die anhaltend schwache gesamtwirtschaftliche Entwicklung in Deutschland einen geringeren Energiebedarf zur Folge. Zudem dämpften unterdurchschnittliche Windverhältnisse die Erzeugungsleistung und damit das Ergebnis des Energieunternehmens. 

Der kaufmännische Vorstand Alexander Bürkle zieht dennoch eine insgesamt positive Bilanz: „Im Jahr 2025 haben wir ein stabiles Ergebnis erzielt. Gleichzeitig konnten wir unsere Eigenkapitalbasis stärken und damit unsere wirtschaftliche Handlungsfähigkeit ausbauen, um unsere Investitionsziele weiter vorantreiben zu können.“ „Mit einem Grünstromanteil von annähernd 100 Prozent an unserer Gesamtenergieerzeugung stehen wir für eine sichere, bezahlbare und nachhaltige Energieversorgung in Heilbronn-Franken“, erklärte der technische Vorstand Franc Schütz: „Bei der Umsetzung unserer Strategie 2030 haben wir 2025 deutlich an Tempo gewonnen.“ 

Drei Kerngeschäftsfelder 

Beim Ausbau der Erneuerbaren-Erzeugung im Segment Grüne Energie hat die Zeag im vergangenen Jahr mit ihren kommunalen Partnern den Windpark Kornberg in Hardheim-Höpfingen und zwei Freiflächen-Photovoltaik-Anlagen in Neuenstadt am Kocher und in Talheim in Betrieb genommen. Die Anlagen gehören wie alle anderen auch Bürger-Energie-Gesellschaften. Die installierte Leistung an nachhaltig produziertem Ökostrom stieg im Jahr 2025 auf mehr als 230 MW. Bis 2030 möchte das Energieunternehmen seine installierte Leistung aus Erneuerbaren verdreifachen. 
 
Im Bereich Digitale Märkte startete die Zeag 2025 ein Digitalprojekt zur Modernisierung ihrer Angebote für Privat- und Geschäftskunden. Teil davon ist die Investition in ein neues Vertriebs- und Abrechnungssystem. 

Im Sektor Systemkritische Infrastruktur (Netze) lag die Leistung der angeschlossenen Erzeugungsanlagen bei den beiden Netztöchtern NHF Netzgesellschaft Heilbronn-Franken und NHL Netzgesellschaft Heilbronner Land bei mehr als 200 MW – ein Plus von rund 40 Prozent zum Vorjahr. Spitzenwerte meldeten beide Netzbetreiber auch bei der durchschnittlichen Unterbrechungsdauer je angeschlossener Verbrauchsstelle: Bei NHF lag der Wert bei 2,24 Minuten auf das gesamte Jahr gerechnet , bei NHL sogar bei nur 0,16 Minuten. Zum Vergleich: Der Bundesdurchschnitt lag im Jahr 2024 bei 11,6 Minuten. 

Für die nächsten Jahre rechnet die Zeag mit steigenden finanziellen Belastungen, unter anderem durch selbst getriebene Investitionen und da durch steigende Finanzierungskosten. Mit einem umfassenden internen Effizienzprogramm soll gegengesteuert werden. Für das laufende Jahr 2026 erwartet das Management einen Umsatz geringfügig unter dem Vorjahresniveau.

Kennzahlen Zeag

	2025	2024
Umsatz in Mio. Euro	226,7	253,4
Ergebnis nach Steuern in Mio. Euro	46,8	21,3
Stromabsatz in GWh	959	1.163
Investitionen in Mio. Euro	9,7	8,9

Quelle: Zeag

Besonders der Eigenbetrieb entwickelte sich positiv. In diesem Segment erhöhte Envitec den Umsatz um 15,4 Prozent auf 221,2 Millionen Euro. Die Gesamtleistung stieg um 27,5 Prozent auf 255,6 Millionen Euro. Das operative Segmentergebnis blieb mit 41,7 Millionen Euro nahezu auf Vorjahresniveau. Ausschlaggebend seien laut Unternehmen eine höhere Produktion, stabilisierte Preise bei Treibhausgasminderungsquoten sowie die Anfang 2025 abgeschlossene Übernahme der „LIQVIS GmbH“ gewesen.
Das Ergebnis im Eigenbetrieb wurde allerdings durch eine nicht zahlungswirksame Drohverlustrückstellung von rund 8 Millionen Euro belastet. Hintergrund ist die vom Gesetzgeber beschlossene Abschaffung der Doppelanrechnung von THG-Quoten. Dadurch verlieren nach Unternehmensangaben Teile bestehender Absatzverträge im Bio-LNG-Geschäft an Wirtschaftlichkeit.

Im Servicegeschäft ging der Umsatz um 9 Prozent auf 46 Millionen Euro zurück. Das operative Ergebnis verbesserte sich jedoch von minus 7,4 Millionen Euro auf minus 4,2 Millionen Euro. Envitec begründete den Umsatzrückgang damit, dass internationale Servicegesellschaften in den Vorjahren teilweise dem Anlagenbau zugeordnet worden seien.

Anlagenbau abgeschwächt

Deutlich schwächer entwickelte sich der Anlagenbau. Der Umsatz halbierte sich nahezu von 95,6 Millionen Euro auf 45,5 Millionen Euro. Nach Angaben des Unternehmens verlief insbesondere das erste Halbjahr 2025 schwach. Im zweiten Halbjahr habe die Geschäftstätigkeit dagegen wieder angezogen. Die Gesamtleistung des Segments lag bei 71,9 Millionen Euro. Das operative Ergebnis rutschte mit minus 11,5 Millionen Euro ins Minus, nachdem im Vorjahr noch ein Gewinn von 9,5 Millionen Euro erzielt worden war.

Finanzvorstand Jörg Fischer erklärte, die strategischen Investitionen der vergangenen Jahre hätten die Ertragsbasis des Unternehmens verbreitert. Trotz regulatorischer Belastungen wirtschaftet Envitec nach seinen Angaben weiterhin positiv. Der Eigenbetrieb halte seine starke Ertragsposition, während der Anlagenbau über gut gefüllte Auftragsbücher verfüge.

Der Auftragsbestand im Anlagenbau stieg zum Jahresende 2025 um 14,9 Prozent auf 148,1 Millionen Euro. Davon entfallen nach Unternehmensangaben 117,1 Millionen Euro auf internationale Märkte. Neue Projekte meldete EnviTec unter anderem aus der Slowakei, Litauen, Belgien, Spanien und Schweden.

Im vergangenen Jahr setzte das Unternehmen zudem auf den Ausbau seines Bio-LNG-Geschäfts. Neben der Übernahme von Liqvis vereinbarte Envitec mit der Reederei TT-Line ein Lieferabkommen für Bio-LNG und erschloss damit erstmals den maritimen Sektor.

Positive Signale im Wärmemarkt

Die Bilanzsumme des Konzerns erhöhte sich zum Jahresende 2025 auf 466,5 Millionen Euro. Die Eigenkapitalquote sank von 44,6 Prozent auf 40,9 Prozent. Die liquiden Mittel lagen mit 25,7 Millionen Euro leicht unter dem Vorjahreswert. Vorstand und Aufsichtsrat wollen der Hauptversammlung angesichts der aktuellen Rahmenbedingungen vorschlagen, für 2025 keine Dividende auszuschütten.

Vorstandschef Olaf von Lehmden kritisierte insbesondere die rückwirkend zum 1. Januar 2026 beschlossene Abschaffung der Doppelanrechnung für THG-Quoten. Diese Maßnahme untergrabe Investitionen in die Bio-LNG-Wertschöpfungskette. Auch die geplanten Änderungen beim Netzanschluss neuer Anlagen im Energiewirtschaftsgesetz erschwerten nach seiner Einschätzung verlässliche Investitionsentscheidungen.

Gleichzeitig sieht Envitec positive Signale im Wärmemarkt und bei klimafreundlichen Kraftstoffen. Laut von Lehmden könnten die geplanten Regelungen im Gebäudemodernisierungsgesetz die Nachfrage nach Biomethan stärken. Auch die höhere THG-Quote dürfte die Nachfrage nach alternativen Kraftstoffen erhöhen. Für das laufende Geschäftsjahr erwartet Envitec eine Gesamtleistung beziehungsweise einen Umsatz zwischen 330 und 370 Millionen Euro.

Das Ergebnis vor Steuern prognostiziert der Vorstand lediglich in einer Spanne von 5 bis 15 Millionen Euro. Als Gründe nennt das Unternehmen den Wegfall der Doppelanrechnung für THG-Quoten, schwierigere Marktbedingungen für Biokraftstoffe sowie Verschiebungen bei der Ergebnisrealisierung im Anlagenbau. Ab 2027 rechnet das Unternehmen wieder mit steigenden Erlösen und Ergebnissen.

Der vollständige Geschäftsbericht 2025 der Envitec Biogas steht im Internet bereit.

Niedermaier ist nach Entega-Angaben seit 1980 im Unternehmen. Er begann seine Karriere mit einer Ausbildung zum Zentralheizungs- und Lüftungsbauer. Später legte er die Meisterprüfung ab. Zwischen 2000 und 2010 übernahm er verschiedene führende Funktionen in Mitbestimmungsorganen des Konzerns, zuletzt als Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der damaligen HSE AG, der Vorgängergesellschaft der Entega. Seit 2010 ist er Mitglied des Vorstands.

Wie es in einer Mitteilung des Unternehmens heißt, gewinne der Vorstand mit Klinger „eine erfahrene Führungspersönlichkeit mit ausgewiesener Expertise in der kommunalen Daseinsvorsorge sowie in der Steuerung komplexer Infrastrukturen“.

Julia Klinger ist bereits seit Jahren in leitenden Funktionen im Entega-Konzern tätig, zuletzt laut ihrem Xing-Profil 14 Jahre lang als Bereichsleiterin öffentlich-rechtliche Betriebsführung.

Der Mitteilung zufolge wird künftig ein besonderer Schwerpunkt ihrer Arbeit auf der kommunalen Wärmeplanung liegen. Zudem soll sie „die Transformation des Personalbereichs hin zu einer modernen, serviceorientierten und digital unterstützten Personalarbeit gestalten“, wie es weiter heißt.

Der Entega-Vorstand besteht aus drei Mitgliedern. Vorsitzender ist seit dem 1. Januar 2026 Thomas Schmidt. Für das Finanzressort ist seit 2015 Albrecht Förster verantwortlich.

Ein Ziel des Transformationsplans von BS Energy ist, wie es weiter heißt, den Anteil der Fernwärme an der Braunschweiger Wärmeversorgung von derzeit mehr als 30 Prozent deutlich zu steigern und weitere Teile des Stadtgebiets zu erschließen. Hohe Priorität für den Fernwärmeausbau hätten derzeit die Innenstadt und angrenzende Bereiche. Hier sollen durch Nachverdichten „weiße Flecken“ erschlossen werden. Das bedeutet praktisch, dass an meist schon bestehende Verteilleitungen über Hausanschlüsse weitere Gebäude angeschlossen werden.

Zusätzlich plant BS Energy die Neuerschließung im östlichen und westlichen Ringgebiet, da es hier wegen der dichten Bebauung mit vielen Mehrfamilienhäusern gute Voraussetzungen für die Fernwärmeversorgung gibt.

Kombination verschiedener Lösungen

Für die weitere Dekarbonisierung der Wärmeerzeugung setzt BS Energy auf die Kombination verschiedener treibhausgasneutraler Erzeugungsanlagen. Mit der bestehenden Erzeugung im Biomasseheizkraftwerk erreicht der Versorger nach eigenen Angaben bereits heute einen Anteil von knapp 35 Prozent erneuerbarer Wärme. Welche weiteren regenerativen Energiequellen künftig genutzt werden sollen, wird aktuell untersucht. In Frage kommen Erd- und Flusswasserwärme, sowie die Potenziale von Abwasser, Klarwasser und Umgebungsluft. 

BS Energy versorgt in Braunschweig rund 60.000 Haushalte, öffentliche Einrichtungen und Unternehmen mit Wärme. Das Fernwärmenetz umfasst mehr als 280 Kilometer, dazu kommen nochmals zwölf Kilometer an Nahwärmetrassen. Der Versorger ist im April 2024 aus der Energiegewinnung mit Steinkohle ausgestiegen. In einem neuen Biomasse-Heizkraftwerk mit dem Hauptbrennstoff Altholz werden in effizienter Kraft-Wärme-Kopplung Strom und Wärme erzeugt.

Der CO2-Markt legte ebenfalls zu, blieb jedoch von geringer Liquidität und politisch getriebenen Schwankungen geprägt. Belastend wirkte zwischenzeitlich die Ankündigung höherer Auktionsvolumina. Die Stimmung bleibt aufgrund unsicherer regulatorischer Perspektiven abwartend. Am Gasmarkt rückten wieder die Aussichten auf länger anhaltende Angebotsstörungen in den Vordergrund, nachdem die Gespräche zwischen den USA und Iran ohne Ergebnis blieben. Kohle und Öl verzeichneten ebenfalls Aufschläge. Insgesamt dominieren weiterhin geopolitische Risiken und Unsicherheit über die Entwicklung der globalen Energieversorgung das Marktgeschehen.

Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag präsentiert. Der Montag wurde an der Börse in der Grundlast mit 136,50 Euro je Megawattstunde gehandelt. Für den Freitag nach Christi Himmelfahrt waren börslich am Mittwoch 108,00 Euro je Megawattstunde im Base und 84,65 Euro je Megawattstunde im Peak gesehen worden. In der Day-ahead-Auktion für den Brückentag am bundeseinheitlichen Feiertag selbst wurden 109,81 Euro aufgerufen. Peakload landete bei 84,47 Euro, die günstigste Viertelstunde war mit 31,57 Euro jene bis 14 Uhr.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Montag etwas geringer ausfallen als am Freitag. Für den weiteren Verlauf der neuen Arbeitswoche werden leicht rückläufige Werte erwartet. Das US-Wettermodell geht von einer unterdurchschnittlichen Wind-Einspeiseleistung bis 24. Mai aus. Die Temperaturen dürften demnach ab dem 20. Mai in den leicht überdurchschnittlichen Bereich klettern.

Marktbeobachter berichteten von einer geringeren Liquidität und teilweise nur spärlich besetzten Handelstischen, da der Freitag von vielen als Brückentag nach dem Feiertag Christi Himmelfahrt genutzt wurde. Am langen Ende gewann das Cal 27 am Freitag um 0,73 Euro auf 92,18 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Freitag ebenfalls zugelegt. Bis gegen 14.00 Uhr legte der Dec 26 um 0,45 auf 75,53 Euro je Tonne zu. Umgesetzt wurden nur schwache 5,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 75,70 Euro, das Tief bei 74,64 Euro.

Die Analysten von Belektron betonten, der CO2-Markt sei zuletzt wieder stark von politischen Schlagzeilen getrieben. Verstärkt wurde dieser Effekt in der abgelaufenen Woche durch eine insgesamt geringere Liquidität, zum einen aufgrund des Feiertags Christi Himmelfahrt und zum anderen durch die Argus Carbon Conference in Nizza, die viele Händler besuchten.

Insgesamt bleibt die übergeordnete Handelsspanne den Analysten zufolge zwar intakt, doch die schnelle Gegenbewegung nach der Ankündigung der zusätzlichen Auktionen unterstreicht, wie fragil die Stimmung angesichts sich verändernder Politik- und Angebotserwartungen weiterhin ist.

Belastet wurde der Markt zwischenzeitlich durch die Nachricht über erhöhte Auktionsvolumina zwischen Juli und Dezember, die mit dem Finanzierungsbedarf des Sozialen Klimafonds zusammenhängen. Das zusätzliche Angebot von 40 Millionen Tonnen habe einen Großteil der Aufwärtsbewegung der Vorwoche schnell zunichte gemacht, so die Analysten.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr um 1,705 Euro auf 49,205 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 2,025 Euro auf 49,425 Euro je Megawattstunde nach oben.

Am Gasmarkt rückten laut Marktbeobachtern wieder die Befürchtungen länger anhaltender Angebotsunterbrechungen in den Vordergrund. US-Präsident Donald Trump warnte den Iran, einem Abkommen zuzustimmen oder andernfalls mit „Vernichtung“ rechnen zu müssen.

Zugleich erklärte der Iran, dass seit Mittwochabend rund 30 Schiffe die Straße von Hormus passiert hätten. Die Entwicklungen folgen auf das Scheitern der Gespräche zwischen den USA und dem Iran über einen von den USA ausgearbeiteten Friedensvorschlag, wodurch die Spannungen rund um die strategisch wichtige Wasserstraße hoch bleiben.

Seit Beginn des Krieges Ende Februar wurde rund ein Fünftel des weltweiten LNG-Angebots beeinträchtigt. Zwar gehen die meisten Gasexporte aus dem Persischen Golf üblicherweise nach Asien, die Störungen haben jedoch das globale Angebot verknappt und den Wettbewerb um LNG-Ladungen verschärft. Das sorgt insbesondere in Europa für erhebliche Besorgnis, da die Region ihre Gasspeicher vor dem Winter wieder auffüllen muss.