Die Bundesregierung hatte den Gesetzentwurf am 13. Mai 2026 als Teil eines Artikelgesetzes beschlossen und als „besonders eilbedürftig“ eingestuft. Dadurch kann sie die Vorlage bereits drei Wochen nach Zuleitung an den Bundesrat an den Bundestag weiterreichen, auch wenn die Stellungnahme der Länderkammer noch nicht vorliegt.

Geltende Vorgaben beibehalten 

Mehrere Empfehlungen der Ausschüsse fallen ungewöhnlich deutlich aus. So heißt es in einer gemeinsamen Empfehlung des Wirtschafts- und Umweltausschusses, der Gesetzentwurf sei „handwerklich mangelhaft“ und verursache „übermäßige Bürokratie und Beratungsaufwand“. Wichtige Vollzugsfragen blieben wegen fehlender Definitionen zentraler Rechtsbegriffe offen. Die Ausschüsse schließen sich damit der Kritik des Nationalen Normenkontrollrats an, der den Entwurf als nicht praxistauglich bewertet hatte.

Besonders weitreichend ist eine Empfehlung des Umweltausschusses zum geplanten Ersatz der bisherigen Regelungen des sogenannten Heizungsgesetzes (Gebäudeenergiegesetz - GEG). Der Ausschuss schlägt vor, die entsprechenden Paragrafen des GModG vollständig zu streichen.

Zur Begründung heißt es, die geplante Lockerung von Anforderungen an Heizungsanlagen und die erweiterten Spielräume für fossile Heiztechnologien stünden im Widerspruch zu den Anforderungen einer planungssicheren Wärmewende. Stattdessen solle die bisherige Systematik mit kommunaler Wärmeplanung und einer Mindestquote von 65 Prozent erneuerbarer Energien für neue Heizungen erhalten bleiben.

Unklare Normen bemängelt

Auch die zunehmende Zahl von Normverweisen stößt auf Kritik. Nach Auffassung der Ausschüsse steht diese Entwicklung im Widerspruch zur föderalen Modernisierungsagenda. Zudem bemängeln sie, dass einzelne Verweise bereits auf noch unveröffentlichte Normfassungen Bezug nehmen. Dadurch lasse sich im laufenden Gesetzgebungsverfahren nicht vollständig bewerten, welche Auswirkungen die Regelungen haben könnten.

Kritisch bewerten die Ausschüsse zudem die geplante sogenannte Bio-Treppe sowie die vorgesehene Grüngasquote. In einer Empfehlung verweisen sie auf die Belastungen vieler Haushalte durch gestiegene Energiepreise. Weitere Preissteigerungen seien möglich. Nach Ansicht der Ausschüsse könnten die geplanten Regelungen diesen Effekt verstärken.

Gleichzeitig könne die Bundesregierung bislang keine belastbaren Angaben zu den laufenden Kosten für Betreiber von Heizungen machen, die von den Vorgaben betroffen wären. Dies stehe im Widerspruch zum Ziel einer höheren Planungssicherheit.

Kostenteilung mit Mietern kritisiert

Auch die geplante Kostenaufteilung zwischen Vermietern und Mietern sehen die Ausschüsse kritisch. Zwar könne der vorgesehene Mechanismus steigende Nebenkosten teilweise abfedern. Gleichzeitig werde das Risiko für Vermieter bei einem Bioanteil von 30 Prozent begrenzt. Haushalte in energetisch schlechten Gebäuden könnten dadurch schlechter gestellt werden als nach geltendem Recht.

Darüber hinaus kritisieren die Ausschüsse den hohen bürokratischen Aufwand der Mieterschutzregelungen. In Verbindung mit dem Wegfall einer verpflichtenden Beratung seien Fehlentscheidungen bei Heizungserneuerungen und zusätzliche Rechtsstreitigkeiten nicht ausgeschlossen.

Zu den konkreten Änderungsvorschlägen gehört ein sogenannter Flottenansatz für Wohnungsunternehmen und Wohnungsgenossenschaften. Zudem empfehlen die Ausschüsse eine deutlich feiner gestufte Bio-Treppe. Diese würde den Anteil grüner Brennstoffe schrittweise von 10 Prozent im Jahr 2029 auf 100 Prozent im Jahr 2045 erhöhen.

Weiteres Vorgehen

Der Bundestag befasst sich voraussichtlich am 11. Juni 2026 in erster Lesung mit dem Gesetzentwurf. Einen Tag später soll der Bundesrat über seine Stellungnahme beraten. Formal hätte die Länderkammer dafür noch bis zum 26. Juni Zeit. Nach einem Beschluss muss die Bundesregierung die Stellungnahme unverzüglich an den Bundestag weiterleiten und kann zusätzlich eine Gegenäußerung vorlegen.

Welche Empfehlungen der Bundesrat am 12. Juni tatsächlich übernimmt, ist noch offen. Bereits vor der Sitzung zeichnen sich jedoch zentrale Konfliktpunkte ab. Dazu zählen insbesondere die Ausgestaltung der Bio-Treppe, die künftigen Anforderungen an Heizungsanlagen sowie die bislang fehlenden Bewertungsgrundlagen für geplante Grüngas- und Grünheizölquoten.

Die Anmerkungen der Bundesratsausschüsse zum GModG stehen im Internet bereit.

Nach dem aktuellen Entwurf des StromVKG soll es in den Jahren 2026, 2027 und 2029 folgende Ausschreibungen geben:

• Zu Langzeitkapazitäten für Erzeugungsanlagen, die über einen längeren Zeitraum Strom erzeugen können, am 8. September 2026, am 22. Dezember 2026 und falls nötig am 18. Mai 2027
• Eine Ausschreibung für sämtliche Erzeugungsanlagen am 18. Mai 2027
• Zwei Ausschreibungen für sämtliche Erzeugungsanlagen und regelbare Lasten am 1. Dezember 2027 und am 1. Oktober 2029

In den beiden Ausschreibungen 2026 sollen jeweils 4.500 MW reduzierte Leistung ausgeschrieben werden. Für den Fall, dass die ausgeschriebene reduzierte Leistung nicht in voller Höhe von insgesamt 9.000 MW bezuschlagt werden kann, wäre ein dritter Gebotstermin am 18. Mai 2027 durchzuführen. Zum gleichen Termin sollen darüber hinaus Erzeugungskapazitäten in Höhe von 2.000 MW ausgeschrieben werden. Diese Ausschreibung stehe allen Erzeugungsanlagen offen.

In den Jahren 2027 und 2029 soll es dann zwei weitere Ausschreibungen für Kapazitäten geben. An diesen Ausschreibungen können Erzeugungsanlagen und regelbare Lasten teilnehmen. Das Ausschreibungsvolumen für diese Ausschreibungen sei laut Bundesnetzagentur noch zu bestimmen.

Die Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und die Ausschreibung für Erzeugungskapazitäten werden von der Bundesnetzagentur durchgeführt. Die Ausschreibungen für Kapazitäten werden von der Bundesnetzagentur mit Unterstützung der Übertragungsnetzbetreiber durchgeführt.

Termine für Webinare 

Die Bundesnetzagentur bietet im Rahmen der Vorbereitungen der einzelnen Ausschreibungen jeweils offene Webinare an:

• Webinar zum inhaltlichen Gesamtüberblick zu den Ausschreibungen nach dem StromVKG am 25. Juni 2026, 10 bis 12 Uhr. 

• Webinar zu Vorgaben und zum technischen Ablauf der Gebotsabgabe für die ersten beiden Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten 
am 30. Juni 2026, 14 bis 16 Uhr

Zeitgleich mit dem Webinar am 30. Juni 2026 sollen auch die Details zum Ablauf des elektronischen Verfahrens und zur Registrierung für die digitale Kommunikationsplattform „Geschlossene Benutzergruppe“ (GBG) veröffentlicht werden, so die Agentur. Die Gebotsabgabe für die ersten beiden Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten werde ausschließlich elektronisch über die GBG möglich sein.

Die Webseite zu den Ausschreibungen nach StromVKG wird stetig aktualisiert.

Wie der VKU mitteilte, rechnen 48 Prozent der befragten Unternehmen damit, dass die für den Anschluss von Erneuerbare-Energien-Anlagen, Ladeinfrastruktur, Wärmepumpen sowie Wärmenetzen benötigten Netzkapazitäten bis 2045 auf das Doppelte steigen werden. Weitere 37 Prozent gingen von einer Verdreifachung aus, acht Prozent sogar von einer Vervierfachung.
 Nach Einschätzung des VKU bestätigt auch die aktuelle geopolitische Entwicklung die strategische Bedeutung einer stärkeren Nutzung erneuerbarer Energien und einer geringeren Abhängigkeit von fossilen Energieträgern.

VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing erklärte, der Erfolg der Energiewende werde maßgeblich in den Verteilnetzen entschieden. Die kommunalen Energieversorger investierten bereits in großem Umfang in den Netzausbau und benötigten dafür verlässliche Rahmenbedingungen. Der derzeitige Reformprozess der Netzentgelte bei der Bundesnetzagentur, der sogenannte Agnes-Prozess, sei aus Sicht des Verbandes ein wichtiger Schritt, müsse jedoch weiterentwickelt werden.

Unzufriedenheit mit NEST-Regulierung

Liebing sprach sich dafür aus, alle Netznutzer angemessen an den Infrastrukturkosten zu beteiligen. Ziel müsse es sein, Investitionen nicht zu bremsen und gleichzeitig Anreize für ein netzdienliches Verhalten von Erzeugern, Verbrauchern und Speichern zu schaffen, so der VKU-Chef.

Rund drei Viertel der Unternehmen gaben an, dass das gesetzliche Ziel, bis 2030 einen Anteil erneuerbarer Energien von 80 Prozent am Bruttostromverbrauch zu erreichen, ohne regulatorische Anpassungen in den Verteilnetzen nicht umsetzbar sei. Sogar 79 Prozent bewerteten die Auswirkungen der neuen Regulierung im NEST-Prozess (Netze. Effizient. Sicher. Transformiert), zu dem die Bundesnetzagentur am 10. Dezember 2025 eine Festlegung veröffentlicht hat, negativ oder sehr negativ. Darüber hinaus halten 74 Prozent den bestehenden Regulierungsrahmen aus Anreizregulierung, Verzinsung und Effizienzvergleich für ungeeignet, die erforderlichen Investitionen in ausreichendem Umfang zu ermöglichen.

Nach Angaben des VKU sehen die Unternehmen neben regulatorischen Fragen weitere Hindernisse beim Ausbau der Stromnetze. Als Hauptgründe für einen schleppenden Ausbau nannten die Befragten den bürokratischen Aufwand bei der Planung von Netztrassen (66 Prozent). Darüber hinaus verwiesen die Netzbetreiber auf Material- und Trafo-Lieferengpässe (54 Prozent), langwierige Genehmigungs- und Umweltverträglichkeitsverfahren (48 Prozent) sowie fehlende Baukapazitäten (47 Prozent). Die Finanzierung sehen allerdings nur 35 Prozent der Befragten als Hauptursache für Verzögerungen bei Ausbauprojekten.

Für die Umfrage befragte der VKU zwischen dem 21. April und dem 22. Mai 2026 die kaufmännischen und technischen Geschäftsführerinnen und Geschäftsführer seiner Mitgliedsunternehmen mit Stromsparte. Von 756 angeschriebenen Unternehmen beteiligten sich 159 an der Erhebung.

Für den Teilbereich der deutschen Energiewirtschaft fällt das Urteil über Deutschland im „Country Report“ gemischt aus. Die Kommission sieht Fortschritte beim Ausbau erneuerbarer Energien und der Energieinfrastruktur, identifiziert aber weiterhin erhebliche Defizite bei Netzen, Digitalisierung, Flexibilität und Energiekosten.

Zu den Stärken zählt vor allem der Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung. Im Jahr 2025 stammten 61,1 Prozent der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen. Unterstützt wurde dies durch höhere Ausschreibungsvolumina, beschleunigte Genehmigungsverfahren und einen wachsenden Markt für langfristige Stromlieferverträge.

Positiv bewertet die Kommission zudem regulatorische Fortschritte wie das Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz, das Geothermie-Beschleunigungsgesetz sowie neue Regelungen für den Ausbau von Onshore- und Offshore-Windenergie. Auch Investitionen in Wasserstoffkapazitäten werden hervorgehoben.

Fortschritte erkennt Brüssel außerdem beim Ausbau der Übertragungsnetze. Im Jahr 2025 wurden rund 2.000 Kilometer Stromleitungen genehmigt, davon 1.280 Kilometer Neubauten. Gegenüber dem Vorjahr entspricht dies einem Anstieg von 45 Prozent. Die Übertragungsnetze stellen trotzdem weiterhin einen Engpass für den Stromtransport dar. Die Folge sind Redispatch-Kosten von rund drei Milliarden Euro pro Jahr. 

Problem: Starke Zersplitterung des deutschen Verteilnetzsektors

Auch bei den Verteilnetzen gibt es Handlungsbedarf. Zwar steigen die Investitionen dort, gleichzeitig nehmen die Anforderungen durch Elektromobilität, Wärmepumpen und Batteriespeicher deutlich zu. Anschlussanfragen für große Speicherprojekte könnten häufig nur verzögert bearbeitet werden. Als weiteres Problem nennt die Kommission die starke Zersplitterung der deutschen Verteilnetzbetreiberlandschaft mit mehr als 850 Netzbetreibern.

Besonders kritisch bewertet Brüssel den Smart Meter Rollout. Ende 2025 waren lediglich 5,5 Prozent der Kunden mit intelligenten Messsystemen ausgestattet. Im EU-Durchschnitt lag die Quote bei 63 Prozent. Dadurch würden Potenziale für einen effizienteren Netzbetrieb und einen kostengünstigeren Netzausbau ungenutzt bleiben.

Ein weiterer Kritikpunkt betrifft die mangelnde Flexibilität des Energiesystems. Deutschland habe den Ausbau von Wind- und Solarenergie deutlich vorangebracht, verfüge aber noch nicht über ausreichend Speicher, Lastmanagement und andere Flexibilitätsoptionen. Mit steigenden Anteilen erneuerbarer Energien werde dies zunehmend zu einem Problem für Versorgungssicherheit und Systemstabilität.

Zugleich bleibt Deutschland nach Einschätzung der Kommission stark von fossilen Energieträgern abhängig. Zwar dominieren erneuerbare Energien inzwischen die Stromerzeugung, im gesamten Energieverbrauch einschließlich des Verkehrssektors spielen Öl, Erdgas und Kohle jedoch weiterhin eine zentrale Rolle. Im Jahr 2024 entfielen rund 37 Prozent des gesamten Energieverbrauchs auf Öl, 26 Prozent auf Erdgas und 15 Prozent auf Kohle. Erneuerbare Energien kamen auf etwa 20 Prozent.

Diese Struktur trägt nach Auffassung der Kommission zu den weiterhin hohen Energiepreisen bei. Trotz staatlicher Entlastungsmaßnahmen lagen die Strompreise für Haushalte 2025 noch immer 31 Prozent über dem EU-Durchschnitt. Für Unternehmen betrug der Abstand sieben Prozent.

Nachholbedarf sieht Brüssel auch beim Ausbau von Speichern, bei Nord-Süd-Stromleitungen, grenzüberschreitenden Verbindungen sowie bei der Digitalisierung des Energiesystems. Im Gebäudebereich werden Fortschritte bei der Energieeffizienz anerkannt, die Sanierungsquote von weniger als einem Prozent pro Jahr reicht nach Einschätzung der Kommission jedoch nicht aus, um die Klimaziele zu erreichen.

Der „2026 Country Report – Germany“ steht auf der Internetseite der EU-Kommission zum Download zur Verfügung.

Nach aktueller Rechtslage werden entsprechende Grundstücke als Grundvermögen bewertet. Dadurch entfielen steuerliche Privilegierungen im Erbschaft- und Schenkungssteuerrecht. Der BDEW verweist darauf, dass daraus erhebliche Steuerbelastungen entstehen könnten. In einzelnen Fällen könnten diese sogar die gesamten Pachteinnahmen über die Laufzeit eines Solarparks übersteigen. Dies gefährde Vertragsabschlüsse und schaffe Investitionsunsicherheit.

BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae erklärte, der Ausbau von PV-Freiflächenanlagen benötige einen verlässlichen Zugang zu geeigneten Flächen. Für Landwirtinnen und Landwirte könnten allerdings im Erb- oder Schenkungsfall erhebliche Steuerlasten entstehen. Dies könne dazu führen, dass Landwirte die Verpachtung von Flächen scheuen. Letztlich könnte der Ausbau von PV-Freiflächenanlagen gebremst werden.

Vorschlag zur steuerlichen Begünstigung

Als bevorzugte Lösung schlägt der Verband vor, die betroffenen Flächen auch während einer zeitlich befristeten Nutzung für Photovoltaik weiterhin dem land- und forstwirtschaftlichen Vermögen zuzuordnen. Nach Auffassung des BDEW handele es sich bei der PV-Nutzung um eine vorübergehende Unterbrechung der landwirtschaftlichen Nutzung. Nach Ablauf der Vertragslaufzeiten könnten die Flächen wieder landwirtschaftlich genutzt werden. Zudem sei der Rückbau der Anlagen regelmäßig vertraglich abgesichert. Der Verband verweist in diesem Zusammenhang auf ein Urteil des Bundesfinanzhofs zur zeitweisen Nutzung landwirtschaftlicher Flächen für den Kiesabbau.

Da eine entsprechende gesetzliche Anpassung bislang nicht erfolgt sei, bringt der BDEW einen alternativen Vorschlag ins Spiel. Dieser sieht die Einführung eines eigenständigen steuerlichen Begünstigungstatbestands für PV-Freiflächenanlagen vor. Denkbar seien etwa ein pauschaler Bewertungsabschlag, ein Freibetrag bei der Ermittlung des Grundstückswerts oder eine teilweise Zuordnung der Flächen zum landwirtschaftlichen Betriebsvermögen. Ziel sei es, die steuerliche Mehrbelastung zu verringern, ohne klassische Freiflächenanlagen mit Agri-Photovoltaik gleichzustellen.
 Der Verband argumentiert, dass Freiflächenanlagen zwar nicht dauerhaft landwirtschaftlich genutzt würden, aber einem öffentlichen Interesse dienten. Sie leisteten einen Beitrag zur klimaneutralen Energieversorgung und zur Umsetzung der Ausbauziele für erneuerbare Energien. Eine gesetzliche Regelung könne Planungssicherheit für Flächeneigentümer und Projektentwickler schaffen und Investitionen erleichtern. Voraussetzung sei eine einfache und bürokratiearme Ausgestaltung.

Das Positionspapier des BDEW mit dem Titel „Erbschaftsteuer bei Photovoltaik – Lösungsansätze für eine steuerlich adäquate Zuordnung der Photovoltaik auf Freiflächen“ steht auf der Internetseite des Verbands zur Verfügung.

Der Tankrabatt gilt noch bis Ende Juni. Dann läuft nach jetzigem Stand die Absenkung der Steuersätze auf Benzin und Diesel um jeweils rund 17 Cent pro Liter aus. Die Maßnahme kostet den Staat schätzungsweise 1,6 Milliarden Euro.

„Es ist richtig, dass die Bundesregierung auf die steigenden Preise an der Zapfsäule reagiert hat“, erklärte Pop. Eine repräsentative Forsa-Umfrage im Auftrag des VZBV zeige jedoch deutlich, dass die große Mehrheit von 81 Prozent der Menschen im Alltag bislang nicht den Eindruck einer spürbaren Entlastung hat. „Problematisch ist das besonders für Menschen mit geringen Einkommen und Familien, die auf wirksame Unterstützung angewiesen sind“, fuhr Pop fort.

Der Befragung zufolge sprechen sich 78 Prozent der Verbraucherinnen und Verbraucher für längerfristige Maßnahmen aus, die Deutschland in der Zukunft weniger krisenanfällig machen. Ebenfalls 78 Prozent halten demnach eine Stromsteuersenkung für private Haushalte für eine „sehr oder eher wirksame Entlastungsmaßnahme“.

Für die Erhebung befragte Forsa demnach vom 26. bis 28. Mai 1003 Menschen ab 18 Jahren telefonisch. Die maximale Fehlertoleranz wurde mit plus/minus drei Prozentpunkten angegeben.

Demnach sind die Preise im Terminmarkt im April, die die Referenzpreise für PPA bilden, für kürzere Laufzeiten leicht gestiegen, während sie für lange Laufzeiten leicht gesunken sind.

Grafik 1: Neue PV-Freiflächenanlagen
 
Für PPA auf neue Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit zehnjähriger Stromlieferung und einem Lieferstart im Juni 2026 lag der Preiskorridor im Mai zwischen 26 Euro/MWh und 38 Euro/MWh. Damit liegt das Preisniveau knapp unter dem Niveau des Vormonats. Der dazu korrespondierende Terminmarkt-Mischpreis im Mai für die betreffende PPA-Laufzeit lag bei circa 74 Euro/MWh.

Grafik 2: Onshore-Windenergieanlagen im Bestand
 

Für PPA auf bestehende, über 20 Jahre alte, ausgeförderte Windenergieanlagen an Land (Ü20-Anlagen) mit zweijähriger Stromlieferung vom Juni an ermittelten die Analysten von Enervis eine realistische Schwankungsbreite im Mai von 52 Euro/MWh bis 73 Euro/MWh. Diese hängt neben dem Terminmarkt-Mischpreis von Standort, Anlagentyp und weiteren PPA-Parametern ab. Die PPA-Preisrange liegt somit oberhalb des Niveaus des Vormonats April.

Der Terminmarkt-Mischpreis, der die Referenz für diesen PPA-Preis darstellt, lag bei rund 93 Euro/MWh und damit um knapp 2 Euro/MWh gestiegen.

Grundlage der Forderungen ist eine Studie der Beratungsunternehmen Artelys und Compass Lexecon im Auftrag von GIE. Die Untersuchung kommt zu dem Schluss, dass Gasspeicher künftig nicht mehr ausschließlich anhand von Füllständen und Speichervolumina bewertet werden sollten. Stattdessen müsse ihr Beitrag zur Versorgungssicherheit und zur Widerstandsfähigkeit des Energiesystems stärker berücksichtigt werden.

Strategische Rolle der Speicher 

Nach Angaben von GIE hat die während der Energiekrise eingeführte EU-Speicherverordnung zwar dazu beigetragen, die Befüllung der Speicher zu koordinieren und das Vertrauen in die Versorgungssicherheit zu stärken. Der bestehende Rechtsrahmen konzentriere sich jedoch vor allem auf mengenbezogene Vorgaben. Damit werde der strategische Nutzen der Speicher nur teilweise erfasst.

Die Studie hebt hervor, dass Gasspeicher einen wichtigen Beitrag zur Flexibilität des Energiesystems leisten. Sie könnten kurzfristig auf Lieferausfälle, Preisschwankungen und extreme Wetterereignisse reagieren. Vor dem Hintergrund geopolitischer Unsicherheiten und der fortschreitenden Energiewende gewinne diese Funktion an Bedeutung.

Instrumente vorgeschlagen

GIE schlägt deshalb einen europäischen Instrumentenkasten vor, der den Mitgliedstaaten verschiedene Möglichkeiten zur Absicherung ihrer Versorgung bietet. Die Länder sollen je nach Energiemix, Risikoprofil und Marktstruktur unterschiedliche Maßnahmen kombinieren können.

Zu den vorgeschlagenen Instrumenten gehören Anreizmechanismen, die Marktakteure stärker dazu bewegen sollen, den Systemnutzen von Speichern in ihre Entscheidungen einzubeziehen. Darüber hinaus nennt GIE regulatorische Verpflichtungen zur Sicherstellung ausreichender Speicherkapazitäten sowie administrative Mechanismen, die die Buchung, Befüllung und Nutzung strategischer Speicherreserven in Krisensituationen gewährleisten sollen.

Laut Lucie Boost, Generalsekretärin von GIE, müsse die Diskussion über die Speicherpolitik über die jährlichen Befüllungsziele hinausgehen. Europas Gasspeicher seien weiterhin ein zentrales Instrument der Versorgungssicherheit. „Die politische Debatte muss stärker berücksichtigen, welche Flexibilität und Absicherung die Infrastruktur dem Energiesystem bereitstellt“, forderte Boost.

Nach Einschätzung des Verbandes könnte ein solcher Ansatz dazu beitragen, Versorgungssicherheit und industrielle Wettbewerbsfähigkeit besser miteinander zu verbinden. Beide Ziele seien aufeinander angewiesen.

Sinkender Gasverbrauch prognostiziert

Die Forderungen fallen in eine Zeit, in der sich die europäische Gasversorgung verändert. Die von GIE herangezogenen NT+-Szenarien gehen bis 2040 von einem deutlich niedrigeren Methanverbrauch aus. Zwischen 2030 und 2040 soll der Bedarf demnach um rund 25 Prozent sinken. Gleichzeitig steigt der Anteil der heimischen Versorgung.
 
Den Szenarien zufolge erhöht sich die inländische Methanproduktion in der Europäischen Union und im Vereinigten Königreich von rund 760 Milliarden kWh im Jahr 2030 auf etwa 1.000 Milliarden kWh im Jahr 2040. Der Anteil der Eigenversorgung würde damit von 18 Prozent auf 31 Prozent des Bedarfs steigen.

Wesentliche Treiber sind der Ausbau der Biomethanproduktion, die Einführung von E-Methan sowie eine teilweise Kompensation des Rückgangs der konventionellen Erdgasförderung.

Neue Gasquellen im Kommen

Die Biomethanproduktion in der EU27 soll laut den Szenarien von 379 Milliarden kWh im Jahr 2030 auf 767 Milliarden kWh im Jahr 2040 wachsen. Gleichzeitig sinkt die Erdgasproduktion von 184 Milliarden kWh auf 105 Milliarden kWh. Hinzu kommen bis 2040 rund 54 Milliarden kWh E-Methan.

Parallel dazu gehen die Importe zurück. Die durchschnittlichen Einfuhren über Pipelines und LNG-Terminals sinken den Berechnungen zufolge von 295 Milliarden kWh pro Monat im Jahr 2030 auf 190 Milliarden kWh pro Monat im Jahr 2040. LNG bleibe dabei ein bedeutender Bestandteil der europäischen Versorgung und macht in den Szenarien etwas mehr als die Hälfte des Importpotenzials aus. Vor diesem Hintergrund sieht GIE die Gasspeicherung auch künftig als wichtigen Bestandteil des europäischen Energiesystems. 

Das GIE-Positionspapier und die Artelys-Speicherstudie stehen im Internet bereit.

Das Jahresentgelt bedeutet eine Erhöhung um 3,5 Prozent im Vergleich zum Status quo. Zum 1. Januar war es auf 7,06 Euro/(kWh/h)/a gestiegen. Für 2025 waren 6,71 Euro/(kWh/h)/a auf der Basis der Festlegung „REGENT 2021“ ermittelt worden.

Die Netzentgelte der Fernleitungsnetzbetreiber sind vor der jährlichen Auktion der Jahreskapazitäten zu veröffentlichen. Diese Auktion beginnt am ersten Montag im Juli, dieses Jahr also am 6. Juli.

In der 2026-Festlegung hat die Bundesnetzagentur unter anderem auch beschlossen, dass ein Rabatt auf kapazitätsbasierte Fernleitungsentgelte an Ein- und Ausspeisepunkten von Speicheranlagen gewährt wird.

Die Beschlusskammer 9 sieht „für verbindliche und unterbrechbare Kapazitätsprodukte sowie für Kapazitätsprodukte, die mit einer Bedingung verbunden sind“ einen Nachlass auf das Netzentgelt in Höhe von 75 Prozent vor. Dies „sofern und soweit eine Speicheranlage, die mit mehr als einem Fernleitungs- oder Verteilernetz verbunden ist, nicht als Alternative zu einem Kopplungspunkt genutzt wird“, wie es in der Festlegung heißt.

Über die Plattform werden seit geraumer Zeit Emissionsberechtigungen versteigert, die den teilnehmenden Staaten im Rahmen des europäischen Emissionshandelssystems zugeteilt werden. Das neue Mandat umfasst die Auktionen des bestehenden EU-Emissionshandelssystems (ETS 1) für 25 EU-Mitgliedstaaten sowie drei weitere europäische Nicht-EU-Staaten.

Im ETS 1 müssen Betreiber von Kraftwerken, energieintensiven Industrieanlagen sowie Fluggesellschaften für ihre CO2-Emissionen entsprechende Zertifikate abgeben. Die EEX organisiert dabei die Primärauktionen, über die ein Teil der Zertifikate erstmals in den Markt gelangt.

Mit der neuen Mandatsperiode gewinnt die Plattform zusätzlich an Bedeutung. Erstmals umfasst CAP4 auch das neue europäische Emissionshandelssystem ETS 2. Dieses erfasst die Bereiche Gebäude, Straßenverkehr und Teile der Kleinindustrie. Damit wird der europäische CO2-Preis künftig auch für Heiz- und Kraftstoffe relevant.

Getrennte Systeme

ETS 1 und ETS 2 sind dabei voneinander getrennt. Die Zertifikate beider Systeme sind nicht austauschbar und werden in unterschiedlichen Märkten gehandelt. Während sich das bestehende ETS 1 vor allem an Stromerzeuger und Industrie richtet, verpflichtet das ETS 2 die Unternehmen, die Brennstoffe wie Erdgas, Heizöl, Benzin oder Diesel in Verkehr bringen. Die dadurch entstehenden CO2-Kosten werden in der Regel an die Endkunden weitergegeben.

Nach Einschätzung der EEX reicht die Bedeutung des neuen Mandats weit über die reine Organisation von Auktionen hinaus. Mit dem Start des ETS 2 dürfte die Zahl der Marktteilnehmer deutlich steigen. Neben Energieversorgern und Industriebetrieben werden künftig auch Unternehmen aus den Bereichen Wärmeversorgung, Kraftstoffvertrieb und Gebäudewirtschaft stärker in den Emissionshandel eingebunden.

Mehr als 3.200 Auktionen seit 2010

Für Deutschland ist die Entwicklung insofern auch relevant, dass damit auch das Nationale Emissionshandelssystem (nEHS) für Wärme und Verkehr schrittweise in das europäische EU ETS 2 überführt werden soll. Für die betroffenen Marktakteure wird damit der europäische CO2-Markt zunehmend zur maßgeblichen Preisreferenz.

Die EEX arbeitet bereits seit der Einführung des EU-Emissionshandels im Jahr 2005 mit der Europäischen Kommission zusammen. Nach Angaben der Börse wurden seit Beginn der Auktionen im Jahr 2010 mehr als 3.200 Emissionsauktionen durchgeführt.
Mit der Vergabe des CAP4-Mandats stellt die Europäische Kommission die organisatorischen Weichen für die nächste Ausbaustufe des europäischen Emissionshandels. 

Die Details zum Zulassungsprozess für neue Teilnehmer und zu den Zeitplänen werden laut EEX zu gegebener Zeit veröffentlicht.

 Die größte Menge Strom exportierte Deutschland im Jahr 2025 nach Österreich, insgesamt waren es rund 13,4 Terawattstunden. Im selben Jahr importierte Deutschland hingegen die größte Menge Strom aus Dänemark, die Einfuhrmenge lag bei über 19 Terawattstunden. Die Statistik verdeutlicht, dass Deutschland in ein europäisches Stromhandelsnetz eingebettet ist. In diesem Konstrukt führte Deutschland zuletzt mehr Strom ein, als es ausfuhr.

Enercity bringe dafür sein Portfolio aus Strom- und Wärmeerzeugungsanlagen ein. Kraken steuere die technologische Plattform, Erfahrungen bei der Aggregation dezentraler Anlagen sowie den Zugang zu europäischen Energiemärkten bei, heißt es in einer Mitteilung aus Hannover.

Die beiden Unternehmen verweisen auf die Komplexität der Vermarktung dezentraler Erzeugungsanlagen und derzeit begrenzten Optionen. Heterogene IT-Strukturen und fehlende digitale Prozesse erschwerten die Teilnahme kleinerer Anlagen an Flexibilitäts- und Kurzfristmärkten.

„Zentrales Element der Transformation“

„In einer dynamischen und multifunktionalen Energielandschaft bedarf es effizienter Steuerungsinstrumente. Ohne digitale Prozesse, Echtzeitdaten, automatisierte Prognosen und intelligente Algorithmen wird man diese Komplexität nicht beherrschen“, erläutert Jean Baptiste Cornefert, Bereichsleiter Trading & Energy Markets bei Enercity, die Partnerschaft. Virtuelle Kraftwerke seien „nicht nur ein technisches Instrument, sondern ein zentrales Element der Transformation hin zu einem resilienten und effizienten Energiesystem“. 

Nach Angaben der Partner soll das virtuelle Kraftwerk in Echtzeit entscheiden können, ob Strom direkt vermarktet, in Batteriespeichern gespeichert oder über Power-to-Heat-Anwendungen in Wärme umgewandelt wird. „Damit lösen wir die zentrale Herausforderung, vor die uns Volatilität stellt: Wir machen Energie dann nutzbar, wenn der Markt sie braucht – das virtuelle Kraftwerk ist somit das Herzstück der Sektorenkopplung“, kommentiert Cornefert.

Geplant sind Anwendungen in der Direktvermarktung erneuerbarer Energien, der Flexibilitätsvermarktung von Batteriespeichern, der Teilnahme an Regelenergiemärkten sowie der Optimierung von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) für die Fernwärmeversorgung. „Die Energiewende braucht skalierbare digitale Lösungen, die Komplexität beherrschbar machen“, wird Charlotte Johnson, General Manager of Flexibility, bei Kraken zitiert. Gemeinsam mit Enercity zeige man, wie virtuelle Kraftwerke „spürbare Mehrwerte schaffen – für alle Marktteilnehmenden.“

Am 3. Juni war bekannt geworden, dass Annette Meyer und Swen Löppen nicht mehr Geschäftsführer der Stadtwerke Burg in Sachsen-Anhalt sind (wir berichteten). In einer Mitteilung des Versorgers war von einer Pflichtverletzung der bisherigen Geschäftsführung die Rede, die eine Untersuchung durch externe Experten zutage gebracht habe.

Daraus hätten sich schwere Konsequenzen für das Unternehmen ergeben, nämlich ein „möglicher Schaden in sechsstelliger Höhe“. Um weiteren Schaden abzuwenden, habe man sich zu der sofortigen Trennung gezwungen gesehen, heißt es weiter in der Mitteilung der Stadtwerke.

Die Anwälte der abberufenen Geschäftsführer bezeichnen die Vorwürfe als unzutreffend. „Frau Meyer und Herr Dr. Löppen haben ihre Pflichten als Geschäftsführer nicht verletzt. Sie verwahren sich nachdrücklich gegen diese rufschädigende Behauptung.“

Ihre Mandanten würden sich gegen die erhobenen Vorwürfe und auch gegen die ausgesprochenen fristlosen Kündigungen „mit allen notwendigen rechtlichen Mitteln zur Wehr setzen“, heißt es weiter in dem Anwaltsschreiben. Hierzu seien bereits erste Schritte in die Wege geleitet. Man werde weitere Informationen zu gegebener Zeit zur Verfügung stellen, heißt es abschließend.

Die Schuldverschreibungen sind in Schritten von jeweils 1.000 Euro gestückelt. Die Mindestanlage beträgt 3.000 Euro. Nach Abschluss der Emission soll die Anleihe in den Freiverkehr einbezogen werden.

Nach Angaben des Unternehmens sollen die Erlöse direkt oder indirekt über Tochter- und Beteiligungsgesellschaften in die Finanzierung von Solar- und Windenergieanlagen sowie von Umspannwerken und Energiespeichern fließen. Darüber hinaus seien der Erwerb von Beteiligungen an Wind- und Solarprojekten, der Kauf bestehender Anlagen sowie der Erwerb von Projektrechten vorgesehen.

Natur Energy zufolge besitzen die genannten Verwendungszwecke zunächst die gleiche Priorität. Welche Investitionen konkret umgesetzt werden, soll jedoch erst nach Eingang des Anleihekapitals entschieden werden. Das Unternehmen weist deshalb auf den sogenannten Blind-Pool-Charakter der Emission hin. Eine spätere Priorisierung einzelner Investitionsbereiche sei möglich.
 Emission hat Blind-Pool-Charakter

Geschäftsführer Jürgen Koppmann erklärte, das Unternehmen wolle Bürgerinnen und Bürger an der Finanzierung weiterer Projekte für erneuerbare Energien beteiligen. Die Gesellschaft verfüge über eine umfangreiche Projektpipeline, deren Umsetzung durch die Anleihe unterstützt werden solle. Nach eigenen Angaben umfasst Projektpipeline der Natur Energy Solar- und Windparks in einem mittleren zweistelligen Megawatt-Bereich.

Natur Energy gehört zur Naturstrom-Gruppe. Die Eigenkapitalbasis von Natur Energy sei erst kürzlich im Rahmen einer Kapitalerhöhung um rund sechs Millionen Euro erhöht worden.

Thomas E. Banning, ebenfalls Geschäftsführer der Gesellschaft, verwies auf das nach Unternehmensangaben erfolgreiche Geschäftsjahr 2025 sowie die abgeschlossene Kapitalerhöhung. Zusammen mit der nun aufgelegten Anleihe eröffne dies Spielräume für weitere Investitionen in die dezentrale und erneuerbare Energieerzeugung. Angesichts der geopolitischen Entwicklungen sei es zudem wichtig, die Abhängigkeit Deutschlands von fossilen Energieimporten zu verringern und zugleich den Klimaschutz voranzubringen.

Wer vor Beginn des Zinslaufs am 1. September 2026 zeichnet, kommt bei fristgemäßer Einzahlung des Angebotspreises in den Genuss eines Preisabschlags in Höhe von 10,50 Euro pro Stück. Bei einem gewünschten Anlagebetrag von 3.000,00 Euro wären demnach 2.968,50 Euro zu zahlen. Die erste Zinszahlung ist für den 1. September 2027 vorgesehen.

Das Angebot richtet sich laut Natur Energy an alle potenziellen Anlegerinnen und Anleger in Deutschland und ist nicht auf bestimmte Investoren beschränkt. Ein Angebot außerhalb Deutschlands gebe es allerdings nicht.

Am Gasmarkt fehlte dagegen eine klare Richtung. Die anhaltende Unsicherheit über die Entwicklung der Beziehungen zwischen den USA und Iran sowie mögliche Auswirkungen auf die Energieexporte aus dem Persischen Golf halten die Risikoprämie hoch. Öl gab leicht nach, bleibt jedoch auf erhöhtem Niveau. Insgesamt dominieren weiterhin geopolitische Faktoren das Marktgeschehen, während sich die Aufmerksamkeit auch auf die Versorgungslage und die Wiederbefüllung der europäischen Gasspeicher richtet.

Strom: Überwiegend etwas fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. Der Montag wurde an der Börse mit 124 Euro je Megawattstunde im Base gehandelt. Am Mittwoch war der Freitag 93,00 Euro bewertet worden.
Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte zum Start in die neue Arbeitswoche ein gutes Stück geringer ausfallen als noch am Freitag. Für den Dienstag und die darauf folgenden Tage sehen die Meteorologen von Eurowind aber wieder deutlich höhere Werte bei der Einspeiseleistung der Erneuerbaren.

Am langen Ende verlor das Cal 27 minimal um 0,02 auf 94,27 Euro je Megawattstunde.

CO2: Etwas fester haben sich die CO2-Preise am Freitag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 0,26 auf 77,33 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 15,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 77,67 Euro, das Tief bei 76,25 Euro.

Nach Einschätzung der Analysten von belektron bleibt die bullishe Stimmung am CO2-Markt weitgehend erhalten. Schwächere Phasen der vergangenen Wochen dürften demnach eher auf Gewinnmitnahmen nach der kräftigen Rally zurückzuführen gewesen sein und weniger auf eine Veränderung der fundamentalen Rahmenbedingungen.

Auch die jüngsten Positionierungsdaten deuten den Analysten zufolge auf zunehmendes Vertrauen der Finanzinvestoren hin. Laut dem aktuellen Commitment-of-Traders-Bericht (CoT) erhöhten Investmentfonds ihre Netto-Long-Positionen binnen einer Woche um mehr als 12 Millionen Tonnen. Dies stelle den stärksten Aufbau bullish ausgerichteter Positionen seit mehreren Monaten dar und signalisiere eine gestiegene Bereitschaft der Anleger, Engagements im europäischen CO2-Markt einzugehen.

Erdgas: Uneinheitlich haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,100 auf 48,750 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE gewann der Day-ahead um 0,300 auf 48,000 Euro je Megawattstunde hinzu.

Die Unsicherheit über die Aussichten für eine Einigung zwischen den USA und Iran dominiere weiterhin das Marktgeschehen, sagten Händler. Nach wie vor zeichne sich keine Friedenslösung zwischen den USA und dem Iran ab, zumal die vom Iran unterstützte Hisbollah den von den USA vermittelten Waffenstillstand zwischen Israel und Libanon ablehne, hieß es. Immer wieder komme es zwischen der Hisbollah und dem israelischen Militär zu Schlagabtauschen im Libanon. Dies habe die Bemühungen zur Deeskalation der Spannungen in der Region weiter verkompliziert.

Da eine Einigung derzeit nicht in Sicht ist, wächst laut Analysten an den Energiemärkten auch wieder die Sorge, dass Beeinträchtigungen der Energieexporte aus dem Persischen Golf anhalten könnten. Eine längerfristige Störung der Lieferströme würde den Wettbewerb um verfügbare LNG-Ladungen verschärfen.
Dies sorgt insbesondere in Europa für Nervosität, da die Region in den Sommermonaten zusätzliche Gasmengen beschaffen muss, um die Speicher rechtzeitig vor Beginn der Heizsaison wieder aufzufüllen.