Energiewirtschaftskompass - Ausgabe Januar 2025 vom 22.01.2025

Das Jahr 2025 ist in „Full Swing“ – der Wahlkampf in vollem Gange und die Wahlprogramme werden – nicht nur hier im aktuellen ENWIKO – auf ihren politischen Gehalt hin erörtert. Die wichtigsten Inhalte für die Energiewirtschaft haben wir für Sie im Wahlkampfticker vor dem Kapitel „Sektorübergreifend“ aufgearbeitet.

Dass Ankündigungen in Wahlprogrammen kein Garant auf Umsetzung sind, ist bei einem Koalitionssystem eine Binsenweisheit. Daher könnte ein Blick zurück helfen, um zu beurteilen, was neben all der berechtigten Kritik im persönlichen „Miteinander“ der Ampel-Koalition tatsächlich sachlich umgesetzt wurde. Wie viel „Mehr Fortschritt wagen“ bleibt als Erbe der Ampel? Hier unsere Kurzanalyse, in der wir uns über das Tagesgeschehen hinaus und Spekulationen über Koalitionsoptionen und Kandidat:innen für Ministerposten einmal Bilanz ziehen wollen:

Umgang mit der Energiekrise

Auf der Habenseite stehen, dass sich die Koalition mit unvorhersehbaren Krisen mit enormen Konsequenzen auf die Energiewirtschaft auseinandersetzen musste, wie die Corona-Pandemie und dem Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine. Drastische und teure Eingriffe mussten in kurzen Intervallen entschieden werden.
SPD, Grüne und FDP sicherten die Versorgung mit Erdgas in der Energiepreiskrise über LNG-Importe über eigens gebaute LNG-Terminals und schalteten den Turbo ein, was Genehmigung und Ausbau der Wind- und Solarkraft angeht. Alte Kohlekraftwerke wurden wieder aus der Reserve geholt.
Ende 2022 brachte die Ampel Strom- und Gaspreisbremsen auf den Weg, um Haushalte und Unternehmen vor Preissprüngen zu schützen.
Trotz Krisen blieb die Energieversorgung stabil, auch wenn bis heute die Alarmstufe des Notfallplan Gas gilt. Deutschland löste sich von russischen Gaslieferungen – damals noch mit funktionierender Zusammenarbeit und finanziellem Spielraum vor dem Bundesverfassungsgerichtsurteil von November 2023.
Der Strompreis 2024 lag deutlich unter dem von 2023 mit Ausnahme des Monats November. Die Diskussion rund um die Dunkelflaute bis hin zu Black-Out Szenarien konnte anhand von Fakten erhellt werden, um zu zeigen: Der Markt funktioniert und tut seinen Teil, um genau dies zu verhindern.
Das lässt aber nicht darüber hinwegtäuschen, dass wir strukturell in Deutschland an Grenzen stoßen, die die neue Regierung zügig angehen muss. Dazu zählen Speicherausbau und marktliche Anreize für bivalente Speicher sowie anderer Flexibilitäten, Wärmewende, Netzausbau und darauf aufbauend eine Kraftwerksstrategie.
Wenn man sich ein weiteres Krisenszenario anschaut, das der Dunkel-Flaute, so können wir feststellen, dass am Dezember 2024 die Residuallast im deutschen Stromnetz – nach Abzug der erneuerbaren Stromerzeugung und Speichern – bei etwa 53 Gigawatt (GW) lag. Diese wurde durch fossile Kraftwerke gedeckt, von denen derzeit 72 GW im deutschen Kraftwerkspark verfügbar sind. Warum nicht alle fossilen Kapazitäten genutzt wurden, wird nun von der Bundesnetzagentur (BNetzA) geprüft. Die Thematik scheint daher weniger politisch als oft angenommen (s. auch weiter unten).

Ausbau Erneuerbare

Windenergie und PV kann mit hohen Zubauzahlen als „gut vorangekommen“ klassifiziert werden, die mit günstigen Stromgestehungskosten die Strompreise stabilisieren. FDP-Chef Christian Lindner bezeichnete die Erneuerbaren im Bundestag als „Freiheitsenergien“. Die Koalition stellte sie ins überragende öffentliche Interesse, um vor allem die Genehmigungen und den Bau zu beschleunigen. Tatsächlich ging die Emissionsreduktion von 2023 zu 2024 von 18 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalente zu 80 Prozent auf das Konto des Energiesektors und damit auf die Umstellung auf erneuerbare Energien und auf die deutliche Reduktion der Kohleverstromung um 19 Terawattstunden (TWh).
2021, also zu Beginn der Koalition, lag die installierte PV-Leistung bei 60 GW. 2024 wurde die 100 GW-Marke geknackt. Eine Million neue Anlagen mit einer Gesamtleistung von etwa 17 Gigawatt wurden 2024 zugebaut, was etwa 10 Prozent mehr als 2023 bedeutet und dazu führte, dass die Solarenergie damit rund 14 Prozent des deutschen Stromverbrauchs abdeckte.
Die Windenergie an Land gewann rund 7 GW und stieg auf 63,6 GW. Wichtig sind hier die Genehmigungszahlen: Die Fachagentur Wind und Solar berichtet, dass 2021 eine Windenergieleistung von 3.050 Megawatt (MW) genehmigt wurde, während im laufenden Jahr bereits über 11.000 MW Genehmigungen erfolgten. Dies ist in Zusammenhang zu sehen mit den kürzeren Fristen für Genehmigungen, so dass die Anlagen sehr viel schneller ans Netz gehen als in der Vergangenheit.
Die installierte Leistung bei Biomasse und Wasserkraft blieb unverändert.
Umgesetzt wurde dies im beginnend mit dem Osterpaket in zahlreichen Novellierungen des EEGs und des ENWGs, im Windenergie-auf-See-Gesetz und Wind-an-Land-Gesetz, im Bundesbedarfsplangesetz und Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz, im Solarpaket usw.

Fossile Energien

Das Ende der Atomenergienutzung in Deutschland fiel 2023 in die Regierungszeit der Ampel, basierte jedoch auf gesetzlichen Grundlagen, die bereits zehn Jahre zuvor unter der Regierung Merkel beschlossen wurden.
Die installierte Leistung bei der Kohle sank um rund 7 GW auf ein Rekordtief, das letztmalig 1957 zu sehen war.
Die CO₂-Bilanz in der Stromerzeugung fiel 2024 auf ca. 145 Mio. Tonnen ebenfalls auf ein Rekordtief – und das bei steigendem Stromverbrauch im letzten Jahr. Zum Vergleich: 2014 betrug der CO₂-Ausstoß durch die Stromerzeugung noch 312 Mio. Tonnen, mehr als doppelt so viel.

Stromnetze

Die Zahl der genehmigten Ausbaukilometer im Übertragungsnetz lag im Jahr 2021 bei 321 Kilometern, für das laufende Jahr rechnet das BMWK mit 2000 Kilometern.

Auf der Sollseite stehen:

Flexibilisierung

Und damit die Möglichkeit, die Vorteile und Stärken eines auf Erneuerbaren beruhenden Energiesystems voll ausspielen. Speicher sowie die Verbraucherflexibilität mit Smart Metern, Wärmepumpen, Energy Sharing und e-Mobilität sowie dynamischen Tarifen und variablen Netzentgelten stehen ganz am Anfang. Die Grundsteine sind in vielen Gesetzesinitiativen angedacht, die nun aufgrund des Ampel-Aus auf Stopp liegen und aufgrund des Diskontinuitätsprinzips nicht nur Verbesserungspotenzial beinhalten, sondern auch die Gefahr von erheblichen zeitlichen Verzögerungen. Denn eine neue Regierung führt noch nicht abgeschlossene Gesetzesinitiativen in der Regel nicht fort, sondern setzt sie neu auf.

Strommarktdesign, Sektorenkopplung und Energy Sharing

Sektorenkopplung, ein neues Strommarktdesign mit dem Fokus auf Flexibilität, Energy Sharing und Direktbelieferung sind in Ansätzen ausformuliert. Nun gilt es, die vollen Kapazitäten zu aktivieren. Spoiler: Die gut 13 GWh Heimspeicher sind derzeit auf die Optimierung des Eigenbedarfs ausgerichtet. Hier besteht ein großes Potenzial der Netzdienlichkeit, das die Bundesnetzagentur (BNetzA) mit ersten Überlegungen untermauert hat und in ihrer Unabhängigkeit zügig vorantreiben könnte.

Digitalisierung

Die Ampel wollte auch bei der Digitalisierung vorankommen. 2023 verabschiedete sie das „Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende“, um den stockenden Ausbau intelligenter Messsysteme anzukurbeln. Erste Erfolge sind sichtbar: Die Zahl der installierten Smart Meter stieg von 276.000 Ende 2022 auf 724.000 Mitte 2024, wie die Bundesregierung berichtet. Dennoch bleibt Kritik: Viele Marktteilnehmer bemängeln die im Vergleich zu anderen EU-Staaten weiterhin zu bürokratischen und kaum kostendeckenden Rollout-Verfahren. Es bleibt abzuwarten, wie die EnWG-Rumpfnovelle umgesetzt wird.

Wärmewende

Die Debatten um das Gebäudeenergiegesetz (GEG) sorgten in der Öffentlichkeit – gelinde gesagt – für besonders viel Aufmerksamkeit, da sie die Spannungen zwischen SPD und Grünen einerseits und der FDP andererseits offenbarten. Daher gilt es hier für die neue Regierung „verbrannte Erde“ zu betreten und sich noch einmal die dahinterstehende Grundidee und -motivation vor Augen zu führen, um – das bereits in der großen Koalition begonnene – Projekt voranzutreiben.
Heizungs-Einbauraten brachen ein, viele setzten auf Gas oder Öl – ein Rückschlag für die Klimaziele.
Die Verknüpfung des GEG mit der kommunalen Wärmeplanung führte zu mehr Konsistenz in der systemischen Planung.

Kraftwerksstrategie

Es fehlt der Entscheid zu klimaschonenden und flexibel steuerbaren Kapazitäten für die Energieerzeugung. Die Folge: Die Voraussetzungen für einen vorgezogenen Kohleausstieg fehlen.
Der Vorwurf an die Ampel: Sie versäume, den Ausstieg aus konventionellen Energien durch neue flexible Kraftwerke abzusichern. Die Kraftwerksstrategie stockte: Statt 20 GW wurden nur 10 GW geplant.
Positive Ansätze wie die Plattform Klimaneutrales Stromsystem konnten wegen des Koalitionsbruchs nicht umgesetzt werden. Klar ist: Das aktuelle System ist nicht auf über 50 Prozent erneuerbare Energien ausgelegt, was Netzbetreiber zunehmend wegen Solarspitzen belastet. Ob bis zur Wahl Lösungen kommen, bleibt offen.
Wenig oder zu späte Aufmerksamkeit fanden auch die Möglichkeiten des dezentralen Backups im Stromsystem, die günstigster, schneller und sauberer zur Verfügung stehen: Bioenergie, Wasserkraft, Geothermie, saubere KWK und Speicher.

Fazit

Angesichts der großen Herausforderungen für Deutschland und die Wirtschaft ist es entscheidend, positive Entwicklungen für die nächste Legislaturperiode zu sichern und liegengebliebene oder unvollendete Projekte zügig voranzutreiben. Die Netzentgeltsystematik sollte überdacht werden und Flexibilisierung marktgerechter vorangetrieben werden, z.B. durch die Einführung bivalenter Speichernutzung. Auch von EU-Ebene wird es einiges umzusetzen geben, was mehr in Richtung marktlicher Anreize geht. Außerdem sollte ein Fokus auf die Wärmewende – auch in der Industrie liegen, denn mehr als 50Prozent unseres Energieverbrauchs liegt im Wärmesektor.

[Dr. Constanze Adolf]

Quellen:

Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE): Vertrauensfrage: BEE zieht gemischte
Ampel-Bilanz, abgerufen am 20.12.2024

Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE): Energy Charts, abgerufen am 20.12.2024

Forschungsstelle für Energiewirtschaft (2024): Flexibilisierung des Stromsystems: Beitrag von Energy Sharing für Netz-, System- und Marktdienlichkeit. Studie im Auftrag der Elektrizitätswerke Schönau, abgerufen am 20.12.2024

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Gesamtleistung aller Solaranlagen knackt 100-Gigawatt-Marke, abgerufen am 07.01.2025

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Licht und Schatten in der Energiepolitik der
Ampel, abgerufen am 20.12.2024

Sprint: Was ändert sich 2025 in der Energiewirtschaft?

Ohne Gewähr auf Vollständigkeit möchten wir Ihnen im Folgenden einige der wichtigsten regulatorischen Neuerungen für 2025 vorstellen. Bitte zögern Sie nicht, bei Fragen, Ideen oder Gesprächsbedarf auf uns zuzukommen. Kontaktieren Sie uns unter enwiko@itemsnet.de.

CO₂-Preis steigt auf 55 Euro

2025 steigt der CO₂-Preis 45 auf 55 Euro pro ausgestoßener Tonne CO₂. Dadurch wird das Tanken von Autos mit Diesel- und Benzinmotoren teurer. Auch Hausbesitzer und Mieter, die mit Öl, Gas oder Fernwärme heizen, zahlen mehr. Ebenso sind die Müllverbrennungsanlagen vom CO₂-Preis betroffen. Die höheren Kosten werden in die Abfallgebühren einfließen.

Dynamische Tarife

Ab dem 01.01.2025 müssen Stromanbieter ihren Haushaltskund:innen einen dynamischen Stromtarif anbieten. Der Kilowattstunden-Preis orientiert sich dabei an der Strombörse.
Stromanbieter stellen dafür ihre Preise mittags für den nächsten Tag ein – abrufbar auf der Internetseite oder per App.
Dynamische Netzentgelte: Ab dem 01.04.2024 müssen Netzbetreiber ein dynamisches Netzentgelt anbieten.

Smart Meter

Mit Beginn des Jahres gilt die Pflicht zum Einbau von Smart Metern für Verbraucher ab 6.000 Kilowattstunden (KWh) pro Jahr.
Stromverbraucher mit weniger als 6.000 kWh pro Jahr oder Prosumer, die weniger als 7 KW Erzeugungsleistung installiert haben, können seit Jahresbeginn ebenfalls einen entsprechenden Zählerwechsel verlangen. Das Gerät muss dann innerhalb von vier Monaten installiert werden. Es kostet einmalig höchstens 30 Euro und dann 20 monatlich.

Netzanschlussbegehren für EE-Anlagen < 30 kW erfolgt über Webportal

Netzbetreiber müssen ab dem 01.01.2025 alle notwendigen Informationen für Netzanschlussbegehren für EE-Anlagen mit einer Leistung < 30 kW aktiv auf ihrer Homepage veröffentlichen.
Das Netzanschlussbegehren für diese Anlagen erfolgt standardisiert und vereinheitlicht über ein webbasiertes Anmeldeportal, s. dazu VDE-FNN-Datenset.
Netzbetreiber haben einen Monat nach Eingang des Netzanschlussbegehrens Zeit, um standardisiert erforderliche Daten zur Verfügung zu stellen, s. BDEW-Leitfaden zur Beschleunigung von Netzanschlüssen, Version 2.0.

24h-Lieferantenwechsel auf Juni verschoben

Die Einführung des beschleunigten werktäglichen Lieferantenwechsels in 24 Stunden ist auf den 06.06.2025 verschoben.
Neben der BDEW-Anwendungshilfe Prozesse zur Änderung der Technik an Lokationen und der aktualisierten Anwendungshilfen zum 24 Stunden Lieferantenwechsel und zum Netzbetreiber-Wechsel begleitet der BDEW die Umsetzungsphase mit einem BDEW-Informationstag am 4. Februar 2025 mit dem Fokus auf die Marktprozesse zum Lieferantenwechsel in 24 Stunden.
Die BNetzA weist ausdrücklich darauf hin, dass die Fristverlängerung etwaige Fristen nach den geltenden RzÜ-Dokumenten, insbesondere auch nach der Mitteilung Nr. 45 zu den Datenformaten (Inhaltsverschlüsselung S/MIME Gas) nicht Soweit sich hieraus Umsetzungstermine im April 2025 ergeben, bleiben diese bestehen.

Geänderte Netzentgelt-Verteilung

Ab dem 01. Januar 2025 werden Kosten für den Netzanschluss von Ökostromanlagen bundesweit gleichmäßig auf alle Haushalte verteilt.
Demnach werden die Kosten für den Netzanschluss von Ökostromanlagen nicht mehr nur regional auf die Netzentgelte umgelegt, sondern ab diesem Jahr gleichmäßig auf alle bundesdeutschen Haushalte.
In zehn Bundesländern mit vielen EE-Anlagen (z. B. Mecklenburg-Vorpommern) sinken die Netzentgelte teils erheblich (z. B. über 200 Euro jährlich für einen Durchschnittshaushalt).
In sechs Bundesländern mit weniger Ökostromanlagen steigen die Entgelte leicht.

Fauna tritt mit dem 01. Januar 2025 in Kraft

Die sog. FAUNA-Festlegung der Bundesnetzagentur (BNetzA) kommt zur Anwendung, wenn innerhalb der kommunalen Wärmeplanung ein Wasserstoffversorgungsgebiet ausgewiesen wurden und ein sog. verbindlicher Fahrplan vorliegt.
In diesem Fall erlaubt es die Ausnahmeregelung des § 71k GEG während einer Übergangsfrist bis zum Anschluss an ein Wasserstoffnetz weiterhin Einbau, Aufstellung und Betrieb von Heizungsanlagen, die Erdgas verbrennen können (mehr dazu s. weiter unten).

Verpflichtender Netzanschluss mit ZEREZ ab dem 01.02.2025

Ab dem 01.02.2025 sind Hersteller, Anlagen- sowie Netzbetreiber dazu verpflichtet, das neu eingeführte Zentrale Register für Einheiten- und Komponentenzertifikate – kurz ZEREZ – zu nutzen.
Durch ZEREZ werden Prozesse und die Zertifikate selbst digitalisiert. Im Register werden alle Daten der Einheiten- und Komponentenzertifikate erfasst, die für den Netzanschluss erforderlich sind. Diese werden durch die Anlagenbetreiber beim Betriebszulassungsverfahren übermittelt.
Die Netzbetreiber dürfen nur noch die so erzeugten Registrierungsnummern verwenden.
Betrieben wird das Register aktuell durch die Fördergesellschaft Windenergie und andere Dezentrale Energien (z.B. FGW e.V. und s. ENWIKO vom Dezember 2024).

Festlegungsverfahren Zugangsregulierung

Die StromNZV und GasNZV sind zum 31.12.2025 außer Kraft getreten. Der Prozess zur Entwicklung von Nachfolgeregelungen muss daher kurzfristig begonnen werden.
Für die Umsetzung werden die Regelungsinhalte der GasNZV im Zugangsbereich auf themenbezogene Festlegungen aufgeteilt (z.B. Kapazitäten, Bilanzierung, Lieferantenwechsel, Zugang Biogas). Gleiches gilt bezüglich der Inhalte der StromNZV.

BSI überarbeitet Smart-Meter Gateway Dokumente in 2025

Für 2025 plant das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) die Überarbeitung der Technischen Richtlinie TR-03109-6, die Anforderungen an die Smart-Meter Gateway Administration beschreibt.
Darüber hinaus wird das BSI einen Implementierungshinweis zum „Steuern mit Nachweisführung im SMGW“ erarbeiten. Es setzt damit auf dem im August 2024 veröffentlichten Impulspapier

[Dr. Constanze Adolf]

Bundesnetzagentur treibt die Regulierung 2.0 in vier zentralen Themen voran

Kurz vor Redaktionsschluss kam die große Neuigkeit: Die Bundesnetzagentur (BNetzA) treibt die Neuausrichtung der Energienetzregulierung unter dem Projekt “Netze. Effizient. Sicher. Transformiert” (NEST) entscheidend voran. Ziel ist eine effizientere Anreizregulierung und Entbürokratisierung, die sie bereits 2024 als eine „Zäsur“ benannt hat. Im Rahmen der Modernisierung des Regulierungsrahmens (Regulierung 2.0) hat die Bonner Behörde gleich vier zentrale Papiere zur zukünftigen Gestaltung vorgelegt.

Ab dem zweiten Quartal sind offizielle Festlegungsentwürfe zu erwarten für RAMEN, den Effizienzvergleich und die Kapitalverzinsung. Bis Ende des Jahres 2025 sollen die Beschlüsse fallen. Darunter zur Kapitalverzinsung, Effizienzvergleich und Energiewendekompetenz.

Wesentliche Änderungen umfassen:

Verkürzte Regulierungsperioden: Die geplante Reduktion von fünf auf drei Jahre kommt später – erst in den 2030er Jahren. Damit reagiert die BNetzA auf Kritik aus der Branche.
Vereinfachungen: Der Törnqvist-Index entfällt, und es gibt ein einfacheres Verfahren für Kleinst-Netzbetreiber. Mehr Pauschalen und standardisierte Verfahren sollen die Regulierung vereinfachen, insbesondere für kleinere Netzbetreiber.
Energiewendekompetenz: Neue Qualitätsregeln bewerten Digitalisierung und Geschwindigkeit von Netzanschlüssen. Überdurchschnittliche Leistungen sollen honoriert werden.
Baukostenzuschüsse: Diese bleiben zinsfrei und werden bei der Kapitalverzinsung unberücksichtigt; ein Bonus honoriert deren Nutzung.
Gewerbesteuer: Die kalkulatorische Gewerbesteuer bleibt bestehen, entgegen ursprünglicher Pläne, diese durch reale Werte zu ersetzen.
Kapitalkosten: Ein Gutachten bestätigt das Capital Asset Pricing Modell (CAPM) als Grundlage zur Ermittlung der Eigenkapitalkosten, jedoch bleibt die Diskussion offen.

Positive Aspekte:

Die stärkere Berücksichtigung der Energiewendekompetenz spiegelt den Wandel zu einer klimafreundlicheren Infrastruktur wider.
Vereinfachte Verfahren reduzieren Bürokratie und entlasten insbesondere kleinere Betreiber.

Herausforderungen:

Die spätere Einführung kürzerer Regulierungsperioden verzögert die erhoffte schnellere Anpassung von Kosten und Erlösen.
Kritiker fordern mehr Fokus auf die Sicherstellung von Investitionen in die Netzinfrastruktur statt allein auf Effizienz.

Die Reformen der BNetzA markieren einen strategischen Wechsel hin zu einer dynamischeren und vereinfachten Regulierung. Insgesamt stellen die Reformen einen Schritt in die richtige Richtung dar, bleiben jedoch in einigen Bereichen hinter den Erwartungen zurück. Die Verzögerung bei der Einführung verkürzter Regulierungsperioden zeigt jedoch, dass die Behörde auf den Dialog mit der Branche angewiesen ist. Von den Netzbetreibern ist eine voraussetzungsvolle Anpassungsfähigkeit der gefordert, die auf Kritik stoßen könnte, da sie Effizienzanreize reduziert. Der Dialog mit der Branche und die Umsetzung der neuen Rahmenbedingungen werden entscheidend sein, um hier zu praktikablen Lösungen zu kommen.

Ausblick:

Festlegungsentwürfe für RAMEN, Effizienzvergleich und Kapitalverzinsung ab Q2 2025.
Finalisierung der Beschlüsse bis Ende 2025 vorgesehen.

Anm. der Redaktion: Da uns diese Neuerungen kurz vor Redaktionsschluss erreichten, begnügen wir uns hier mit einer ersten kurzen Zusammenfassung. Im nächsten ENWIKO werden wir eine tiefergehende Analyse und Einschätzung vornehmen. Sollten Sie in der Zwischenzeit Fragen haben, melden Sie sich bitte bei uns unter enwiko@itemsnet.de.

[Dr. Constanze Adolf]

Eine wichtige Verordnung, die bislang beim Rollout nicht beachtet wurde

Die EU-Kommission hat am 29. November eine Änderung der Messgeräterichtlinie 2014/32/EU (MID) vorgeschlagen, die weitreichenden Folgen für den deutschen Smart-Meter-Rollout haben könnte und bislang kaum beachtet wurde. Während die deutsche Politik und Regulierung sich bisher stark auf das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) und die Anforderungen des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) konzentriert haben, könnte diese EU-Initiative nun einen die Debatte um das Messwesen erweitern.

Was ändert sich?

Der Vorschlag der EU sieht vor, die bislang stark fragmentierten Vorgaben für intelligente Messsysteme europaweit zu harmonisieren. Für den deutschen Markt bedeutet dies konkret:

Messstellenbetreiber könnten statt der bisher vorgeschriebenen, BSI-zertifizierten Smart-Meter-Gateways auch andere kostengünstigere und dennoch MID-konforme Technologien einsetzen. Steuerungsrelevante Einbaufälle dürften aber erstmal unberührt bleiben
Die verpflichtende Sichtanzeige an Messgeräten entfällt. Stattdessen soll eine Fernanzeige, beispielsweise über eine Smartphone-App, ausreichend sein.
Veraltete nationale Sonderregelungen, die als Markteintrittsbarrieren für innovative Technologien wie Wallboxen und Smart Meter wirken, könnten abgeschafft werden.

Auswirkungen auf den deutschen Rollout nach dem MsbG

Das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) in Deutschland legt seit Jahren hohe Hürden für den Einsatz von Smart-Meter-Technologien. Der Fokus auf zertifizierte Smart-Meter-Gateways sollte zwar die Sicherheit gewährleisten, hat aber zugleich den Rollout verlangsamt und verteuert. Mit der neuen MID-Änderung der EU könnten diese Hürden deutlich reduziert werden:

Kostenreduktion
Die Vorgabe, ausschließlich BSI-zertifizierte Gateways einzusetzen, ist kostenintensiv und schränkt die Auswahl an verfügbaren Technologien ein. Durch die Zulassung MID-konformer Geräte könnten Messstellenbetreiber künftig auf günstigere und dennoch sichere Lösungen zugreifen. In welchem Umfang ist jedoch abzuwarten.
Beschleunigung des Rollouts
Die aufwendigen Konformitätsbewertungsverfahren nach deutschen Sonderregelungen sind zeitintensiv. Eine Harmonisierung mit der MID würde diese Verfahren vereinfachen und den Marktzugang beschleunigen.
Technologieoffenheit und Innovation
Die EU fordert ausdrücklich eine technologieoffene Gestaltung der Anforderungen. Für Deutschland bedeutet das, dass nicht nur Smart-Meter-Gateways, sondern jegliche MID-konforme Messgeräte genutzt werden könnten. Gleichzeitig bleibt es Marktakteuren überlassen, bewährte Technologien freiwillig weiterzuverwenden – insbesondere bei sicherheitsrelevanten Anwendungen wie der Steuerung von Erzeugungsanlagen.

Herausforderungen für Deutschland

Die geplanten Änderungen stellen die deutsche Regulierung vor erhebliche Herausforderungen. Die nationale Gesetzgebung, insbesondere das MsbG, müsste innerhalb von 24 Monaten an die neuen EU-Vorgaben angepasst werden. Dies erfordert einen grundlegenden Wandel im bisherigen Ansatz:

Sicherheitsstandards müssen technologieoffener gestaltet werden, ohne Abstriche bei der Manipulationssicherheit zu machen.
Die bisherige Zertifizierungsinfrastruktur des BSI könnte an Bedeutung verlieren, was zu Widerständen seitens der Behörden und etablierter Marktteilnehmer führen könnte.

Ein Weckruf für die deutsche Regulierung

Der Vorschlag der EU-Kommission zeigt, dass die schleppende Digitalisierung des deutschen Energiemarkts zunehmend auf europäische Kritik stößt. Mit dem Druck aus Brüssel könnte Deutschland gezwungen sein, die Regulierung endlich zukunftsgerichtet zu gestalten und den Rollout intelligenter Messsysteme zu beschleunigen.

Diese Initiative ist ein interessantes Signal, die zeigt, dass sich die Energiewende nicht länger durch nationale Sonderregelungen ausbremsen lässt. Der Ball liegt nun bei der Bundesregierung, die Vorgaben der EU zu prüfen. Der Ball liegt nun bei der Bundesregierung, die Vorgaben der EU schnell und effektiv umzusetzen – im Interesse der Verbraucher, der Marktakteure und der Energiewende insgesamt.

[Marcel Linnemann]

Schürfen wir bald alle nach Kilowattstunden? – Die neue Goldgräberstimmung bei Energiespeichern

Inmitten der globalen Energiewende steht ein neuer, aufstrebender Trend im Zentrum: der Boom der großen Batteriespeicher. Und dieser Boom ist nicht nur eine technische Entwicklung, sondern eine regelrechte Goldgräberstimmung, die sich in Deutschland und weltweit ausbreitet. Der Begriff „Schürfen nach Kilowattstunden“ beschreibt dabei treffend das neue Wirtschaften im Energiespeicherbereich. Denn statt wie einst nach Edelmetallen zu schürfen, geht es jetzt darum, Energiespeicher zu bauen, um von den Schwankungen der Strompreise zu profitieren. Doch wie bei der historischen Goldgräbersuche gibt es auch hier Risiken, Unsicherheiten und politische Herausforderungen.

Ein Tsunami der Großspeicher

Seit dem Höhepunkt der Energiepreiskrise 2022 explodieren die Pläne für große Batterie-Energiespeichersysteme (BESS) in Deutschland. Das Ziel ist klar: Diese Speicher sollen als Puffer fungieren, um die Stromversorgung zu stabilisieren, vor allem in Zeiten, in denen erneuerbare Energien wie Wind und Sonne unzuverlässig sind. Bei den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) sind mittlerweile Netzanschlussbegehren für Großspeicher mit einer Gesamtleistung von 161 Gigawatt eingegangen – ein Vielfaches der aktuellen Netzkapazitäten. Diese Dimensionen sind beeindruckend und erinnern an die erste Goldrausch-Stimmung des 19. Jahrhunderts, als plötzlich Tausende in eine Region strömten, um nach Gold zu schürfen.

Doch wie damals im Wilden Westen gibt es auch heute viele unvorhersehbare Elemente, die den Erfolg dieser Speicherprojekte gefährden könnten. Die Netze sind bereits jetzt überlastet, und der Ausbau hinkt der Nachfrage hinterher. Die Frage, wie viele der eingegangenen Anfragen tatsächlich umgesetzt werden, ist ebenso offen wie die nach den nötigen rechtlichen und finanziellen Rahmenbedingungen.

Die Verheißungen des Marktes

Die Marktlogik hinter diesem Speicher-Boom ist einfach und verführerisch: Batteriespeicher können bei niedrigen Strompreisen geladen und bei hohen Preisen entladen werden. Diese kurzfristigen Preisschwankungen machen das Geschäftsmodell für viele Entwickler attraktiv. Laut einer Studie von 50Hertz können Großspeicher bereits heute von der Volatilität auf dem Strommarkt profitieren, besonders durch die starken Preisschwankungen, die durch Photovoltaik erzeugt werden. Je größer die Schwankungen, desto mehr kann ein Speicherbetrieb durch „Laden und Entladen“ Gewinne erzielen.

Damit erinnern die Speicherbetreiber ein wenig an die Goldgräber der Vergangenheit, die bei hohen Goldpreisen von den riesigen Goldvorkommen in den Minen profitierten. Doch auch hier gilt: Der erhoffte Reichtum ist nicht ohne Risiko. Die Entwicklung und Implementierung von Energiespeichern erfordert enorme Investitionen, und die Unsicherheiten hinsichtlich der Netzanschlüsse und regulatorischen Hürden können die Profitabilität gefährden.

Politische Hürden und rechtliche Unsicherheiten

Genauso wie beim historischen Goldrausch die Politik ins Spiel kam, so stellen auch heute rechtliche Rahmenbedingungen eine große Herausforderung für den Markt dar. Ein zentrales Thema sind die Baukostenzuschüsse für Netzanschlüsse, die derzeit von den Speicherbetreibern gefordert werden, um ihre Projekte wirtschaftlich umzusetzen. Der Gesetzgeber hat jedoch Maßnahmen ergriffen, um hier mit flexiblen Netzanschlussvereinbarungen Abhilfe zu schaffen. Doch auch diese Novellen stoßen auf Widerstand, vor allem von Seiten der Netzbetreiber und der Bundesnetzagentur. Zudem sind die freien Anschlusskapazitäten begrenzt, was zu Verzögerungen führen kann.

Die geplante Reform, die eine flexiblere Handhabung der Netzanschlüsse ermöglicht, könnte den Speicherboom zwar ankurbeln, aber viele Fragen bleiben offen. Wie schnell und in welchem Umfang diese Speicherprojekte realisiert werden, bleibt fraglich. Ein geplantes Urteil des Bundesgerichtshofs über die Höhe der Baukostenzuschüsse könnte der gesamten Speicherindustrie eine Vollbremsung verpassen.

Goldgräberstimmung und systemische Risiken

Die Goldgräberstimmung, die sich derzeit um die Batterien und ihre Marktpotenziale rankt, birgt nicht nur Chancen, u.a. einer hohen Netzdienlichkeit und kann damit Netzausbau verhindern. Es bestehen auch systemische Risiken. Wenn zu viele Großspeicher an einzelnen Netzpunkten gleichzeitig aktiv sind, kann dies zu unvorhergesehenen Netzengpässen führen. Tennet warnte in seiner Studie, dass der derzeit rein erlösoptimierte Betrieb zu einer regionalen Häufung der Speicher führen könnte, die die Netzkapazitäten überlasten und das System destabilisieren würden. Der Tsunami der Großspeicher könnte so schnell zu einem gefährlichen Sturm werden.

Dennoch bleibt die Frage: Können wir uns diesen „Goldrausch“ leisten? Die Antwort hängt stark von den regulatorischen Anpassungen und der tatsächlichen Verteilung der Speicherprojekte ab. Der Markt könnte sich als gewinnbringend erweisen, aber nur unter der Voraussetzung, dass ein stabiler, zukunftsfähiger regulatorischer Rahmen geschaffen wird.

Fazit

Das „Schürfen nach Kilowattstunden“ ist ein treffendes Bild für die aktuelle Entwicklung im Bereich der großen Energiespeicher. Es gibt enorme wirtschaftliche Potenziale, die es zu heben gilt – doch wie beim historischen Goldrausch werden nur die wenigsten den erhofften Reichtum erlangen. Die politischen und technischen Herausforderungen sind beträchtlich. Wenn jedoch die richtigen Rahmenbedingungen geschaffen werden, könnte der Boom bei den Batteriespeichern nicht nur den Energiemarkt revolutionieren, sondern auch einen entscheidenden Beitrag zur Stabilisierung der Energiewende leisten.

[Marcel Linnemann]

Quellen:

Regierungsprogramm der SPD
Regierungsprogramm der Grünen
Wahlprogramm der FDP
Gemeinsames Wahlprogramm von CDU und CSU
Kurzwahlprogramm des BSW
Grundsatzprogramm der AfD

Quelle:

infratest dimap vom 20.01.2025

Sektorübergreifend

Die wichtigsten Zahlen zum Energiemarkt 2024 auf einem Blick (03.01.2025)

Pünktlich zum Jahresbeginn erscheinen zahlreiche Analysen des Strommarktes – hier sind die wichtigsten Zahlen für Sie zusammengefasst.

Hinweis: Unterschiedliche Zahlenangaben entstehen aus der Angabe von Brutto vs. Netto-Stromerzeugung.

BDEW-Strompreisanalyse

Der BDEW veröffentlichte seine Analyse der Strompreise im vergangenen Jahr:

Haushalte:

Für Haushalte ist der durchschnittliche Strompreis um knapp 4,81 ct/kWh gesunken. Das ist eine Abnahme um rund 11 Prozent im Vergleich zum Jahr 2023. Der durchschnittliche Preis lag demnach bei 40,92 ct/kWh.
Kosten für Beschaffung und Vertrieb sanken um 6,27 ct/kWh und machen mit 17,57 ct/kWh rund 43 Prozent des Endpreises aus.
Steuern, Abgaben und Umlagen für Haushaltskunden sanken ebenfalls, sie betrugen mit 11,82 ct/kWh rund 5 Prozent weniger als noch 2023. Sie machen 29 Prozent des Gesamtpreises aus.
Die Netzentgelte stiegen um 2 ct/kWh gegenüber dem Vorjahresdurchschnitt auf 11,53 ct/kWh an. Ihr Anteil am Endpreis betrug damit 28 Prozent.
Insgesamt war der Strompreis teurer als die Jahre zuvor, vor allem die Kosten für Beschaffung und Vertrieb sind gestiegen, im Vergleich zu 2023 allerdings wieder gesunken.

Kleine bis mittlere Industrie:

Inklusive Stromsteuer bezahlten diese Betriebe rund 16,99 ct/kWh. Das sind 7,47 ct/kWh weniger als 2023. Damit liegt der Preis wieder bei einem ähnlichen Niveau wie vor der Energiepreiskrise 2022.

Strommarktanalyse der BNetzA

Insgesamt wurden 431,7 TWh Strom erzeugt, rund 4,2 Prozent weniger als noch 2023. Die BNetzA kommt hier auf einen Erneuerbaren-Anteil von 59 Prozent, 2023 lag dieser Anteil noch bei 56 Prozent.
Vor allem der Wind brachte im letzten Jahr viel Strom: 25,7 TWh wurden Offshore erzeugt, zusätzliche 111,9 TWh Onshore. Offshore wurde mehr als 2023 erzeugt, Onshore ging die Produktion um rund 7 TWh zurück. Solar steuerte 63,3 TWh bei, 7,6 TWh mehr als im Vorjahr. Biomasse ging leicht zurück um rund 1 TWh auf 36 TWh.
Der starke Anstieg von Solar kann auf einen großen Ausbau installierter Leistung und viele Sonnenstunden im Sommer zurückverfolgt werden.
Andere Energieträger steuerten 176,8 TWh bei, 10,9 Prozent weniger als 2023. Stein- und Braunkohle waren beide rückläufig, die Stromerzeugung aus Erdgas stieg allerdings um 8,6 Prozent an auf 56,9 TWh.

Großhandelsstrompreise:

Rückgang um 17,5 Prozent im Vergleich zu 2023: Im Durchschnitt bezahlte man im Day-Ahead-Markt 78,51 €/MWh.
Negative Großhandelspreise traten etwas öfter auf als noch 2023: In 457 Stunden von 8.788 Gesamtstunden.
Sehr hohe Preise wurden dagegen seltener: An 2.296 Stunden im Jahr kam es zu Preisen von über 100 €/MWh.

BDEW-Jahresbericht zur Energieversorgung 2024

Der Primärenergieverbrauch sank um 1,3 Prozent durch die fortschreitende Dekarbonisierung und schwache Konjunktur. Auch die Stromerzeugung verzeichnet einen Rückgang um rund zwei Prozent.
Dagegen leichter Verbrauchsanstieg bei Strom und Gas.
Gasspeicher weiterhin gut gefüllt, Mitte Dezember lagen die Speicherstände bei 85 Prozent. Damit hat Deutschland EU-weit die höchsten Speicherkapazitäten.
Erneuerbaren Anteil am Stromverbrauch lag im vergangenen Jahr bei 55 Prozent. Photovoltaik verzeichnete einen rekordhaften Zubau. Beim Primärenergieverbrauch beträgt der Erneuerbaren-Anteil gerade einmal 20 Prozent, da Wärme und Verkehr bisher wenig dekarbonisiert sind. Dennoch macht auch das einen Anstieg am Anteil um 1,6 Prozent aus.
Beim Stromaustausch besteht ein Importüberschuss, bezogen wird vor allem aus Frankreich und skandinavischen Ländern.
CO₂-Ausstoß der Energiewirtschaft sank um 6 Prozent gegenüber 2023, seit 1990 ist das ein Rückgang um 60 Prozent.

Agora Energiewende: Stand der Transformation im Jahr 2024

Die am 10.01.2025 veröffentlichten Daten des EU-Erdbeobachtungsdienstes Copernicus zeigen für 2024 den Anstieg der Durchschnittstemperatur auf 1,6 Grad über dem vorindustriellen Niveau. Dies ist der höchste jemals gemessene Anstieg.
Der CO₂-Ausstoß lag damit um 36 Mio. Tonnen unter dem im Klimaschutzgesetz festgelegten Gesamtziel für das vergangene Jahr.
Die Treibhausgasemissionen lagen 2024 bei 656 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalenten. Im Vergleich zu 2023 entspricht dies einem Rückgang um drei Prozent.
Seit 1990 hat Deutschland seine Emissionen um 48 Prozent gesenkt, was zum größten Teil auf die Beiträge der Energiewirtschaft zurückzuführen ist, in dem sich strukturelle Erfolge bei der CO₂-Reduktion zeigen, vor allem durch den Ausbau der erneuerbaren Energien.
Drei Gründe für den Rückgang:

Rückgang der Kohleverstromung
geringerer Heizbedarf wegen der milden Witterung sowie
die weiterhin schleppende wirtschaftliche Konjunktur. Wobei 2024 der CO₂-Ausstoß in der Industrie um drei Mio. auf 158 Mio. Tonnen anstieg.

Höhere Stromimporte, die zu rund 50 Prozent aus Erneuerbaren und 25 Prozent aus Kernenergie und wiesen damit insgesamt einen besseren Emissionsfaktor auf als der inländische Strommix aufweist.
Keine Trendwenden im Bereich Gebäude und Verkehr, was auf die strukturellen Herausforderungen in beiden Sektoren hinweist. In der Konsequenz verfehlt Deutschland seine Ziele im Rahmen der europäischen Effort Sharing Regulation (ESR) um 12 Mio. Tonnen. Die ESR umfasst Sektoren, die nicht im EU-Emissionshandel (Industrie/Energie) erfasst sind. Um diese Zielverfehlung auszugleichen, müsste Deutschland Emissionszertifikate für Milliardenbeträge von anderen EU-Staaten erwerben.
Ein Klimasofortprogramm mit Maßnahmen ist bei einer Zielverfehlung einzelner Sektoren seit der jüngsten Änderung des Klimaschutzgesetzes 2024 nicht mehr vorgesehen. Es zählt nun die Bilanz aller Sektoren.

Nächste Schritte:

Im März legt das Umweltbundesamt die geprüften Emissionsdaten für das 2024 vor, die als Grundlage für den Bericht des Expertenrates für Klimafragen dienen. Die Experten legen darin dar, ob Deutschland tatsächlich auf Klimaschutzkurs ist. Wir werden Sie zu den Ergebnissen auf dem Laufenden halten.

Quellen:

BDEW: BDEW-Strompreisanalyse Dezember 2024. Haushalte und Industrie, abgerufen am 09.01.25

BNetzA: Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2024, abgerufen am 09.01.25

BDEW: Jahresbericht Energieversorgung 2024, abgerufen am 09.01.25

Copernicus: The 2024 Annual Climate Summary. Global Climate Highlights 2024, abgerufen am 10.01.2024

Agora Energiewende: Die Energiewende in Deutschland: Stand der Dinge 2024, abgerufen am 08.01.25

Regulatorik

KWKG: Verlängerung rückt in realistische Nähe (15.01.2025)

Der Wirtschaftsausschuss des Bundestages hat am 15.01.2025 auf Druck der Energiewirtschaft eine virtuelle Anhörung zum Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) durchgeführt. Grundlage bildet ein Gesetzentwurf der CDU/CSU Fraktion. Ziel ist die Verlängerung der KWKG-Förderung über das Ende der aktuellen Laufzeit – Dezember 2026 – hinaus, um Investitionssicherheit zu gewährleisten.

Hintergrund

Unternehmen zögern mit Investitionen aufgrund möglicher fehlender Förderung bei nicht rechtzeitiger Inbetriebnahme.
Lange Projektvorlaufzeiten verstärken Unsicherheiten.
Der Gesetzentwirf der CDU/CSU-Fraktion sieht eine Verlängerung des KWKG bis 2030 vor.
Die SPD und Grüne schlagen vor, dass Anlagen, die bis 2026 einen gewissen Planungsstand – beispielsweise eine immissionsschutzrechtliche Genehmigung – erreicht haben, auch dann förderfähig bleiben, wenn sie später in Betrieb gehen.

Positionen der Sachverständigen – Anhörung im Deutschen Bundestag am 15.01.2024

Insgesamt kann man eine breite Zustimmung zur KWKG-Verlängerung und Anschlussförderung für Biogasanlagen feststellen.

Hauptanliegen sind Investitionssicherheit, Flexibilisierung und die Sicherung der Wärmewende. Kritik wird geäußert in Richtung fehlende Weiterentwicklungen bzw. ein langes „Sich-Verlassen“ auf Förderungen, unzureichende Übergangsregelungen sowie der Zeitdruck vor den Wahlen.
Das KWKG sei die entscheidende Größe, um Fernwärmeinfrastruktur auszubauen. Da das bestehende Gesetz ein Auslaufdatum mit Inbetriebnahme 2026 hat, stehe bereits heute unmittelbar „der Fadenriss bevor“, so die 8KU GmbH.
Die FAU Erlangen-Nürnberg brachte den Vorschlag eines Speicherkapazitätszuschlages von 25 ct/kWh zusätzlich zum Flexibilitätszuschlag auf.

KWKG als Staatliche Beihilfe eingestuft?

Die KWKG-Förderung wurde 2021 von der EU-Kommission als staatliche Beihilfe eingestuft.
Die Bundesregierung klagte erfolgreich dagegen, die EU-Kommission legte jedoch Rechtsmittel ein.
Eine Entscheidung des Europäischen Gerichtshofs wird für Sommer 2025 erwartet.

Nächste Schritte

Angesichts des großen Drucks aus der Energiewirtschaft wird eine Einigung zwischen CDU/CSU, SPD und Grünen noch vor der Bundestagswahl im Februar als wahrscheinlich angesehen.

Quellen:

heute im Bundestag – Wirtschaft, Klimaschutz und Energie – Nr. 5, abgerufen am 15.01.2025

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Anhörung zum KWK-Gesetz beschlossen, abgerufen am 19.12.2024

AI-Act: BNetzA erhält umfangreiche Befugnisse (15.01.2025)

Noch haben die Mitgliedsstaaten bis August 2025 Zeit, den europäischen AI-Act in nationales Recht zu gießen. Der gemeinsame Entwurf des BMWK und Justizministeriums beinhaltet folgende Vorschläge:

Marktüberwachungsbehörde sowie zuständige notifizierende Behörde soll die BNetzA werden. Zeitgleich soll sie auch die Beschwerdeanlaufstelle werden. Aufgabe wird vor allem sein, die Arbeit mit anderen betroffenen Behörden zu koordinieren.
Besonders beachtet werden sollen dabei die als solche im AI-Act definierten Hoch-Risiko-Systeme, die in der kritischen Infrastruktur, in Unternehmen, bei der Justiz sowie beim Grenzschutz und in öffentlichen Einrichtungen Anwendung finden.
Auch soll die BNetzA ein KI-Reallabor einrichten, in denen Innovation in dem Bereich gefördert werden solle.

Das Gesetzgebungsverfahren soll nach der Ressortabstimmung am 15. Januar zügig in der kommenden Legislaturperiode, auch unter neuen Mehrheitsverhältnissen, abgeschlossen werden.

Quelle:

VKU-Digitalisierungsnewsletter vom 15.01.2025

NKI: Neue Kommunalrichtlinie des BMWK startet (08.01.2025)

Die Förderung über die Kommunalrichtlinie der Nationalen Klimaschutzinitiative des BMWK soll unbürokratischer und zielgerichteter werden. So soll Kommunen die Umsetzung von Klimaschutz-Maßnahmen vereinfacht werden.

- Die Richtlinie fördert strategische und investive Maßnahmen, um Treibhausgasminderungspotentiale in Kommunen auszuschöpfen.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Start der neuen Kommunalrichtlinie

Die ersten 100 Tage der neuen EU-Kommission aus energiewirtschaftlicher Perspektive (02.01.2025)

Während sich Deutschland auf die Wahlen am 23.02.2025 vorbereitet, hat EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen den 11.03.2025 rot in ihrem Kalender markiert. Dann nämlich enden die ersten 100 Tage ihrer neuen Kommission. Am 26. Februar, knapp vor Ende ihrer selbst gesetzten Frist der „ersten 100 Tage”, will die Kommission ihre zwei großen wirtschaftspolitischen Initiativen vorstellen: Den „Clean Industrial Deal“ und das Sammelgesetz zum Bürokratieabbau, das in Brüssel als „Omnibus” bekannt ist.

Von einer Rückabwicklung des Green Deals, wie zu Wahlkampfzeiten noch thematisiert wurde, ist nicht mehr die Rede. Dennoch hat sich der Blick auf die Energie- und Klimapolitik– ähnlich wie auch in der bundesdeutschen Debatte – gewendet.
Weniger ist von Klimazielen oder strategischer Unabhängigkeit von fossilen Importen die Rede. Dafür steht die Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit ganz oben auf der Agenda. Diese Priorität durchzieht sämtliche Politikbereiche.
Ob der „Omnibus“, die Bürokratieabbau-Agenda es bis Ende Februar bis zu Ihrem Ziel schafft, ist derzeit noch sehr fraglich. Eher ist damit Ende Q1 zu rechnen.

Vom Green Deal zum Clean Industrial Deal – Alter Wein in neuen Fässern?

Darin sollen nach bisherigem Kenntnisstand Aktionspläne mit konkreten Maßnahmen enthalten sein für

Bezahlbare Energie
Ein Beschleunigungsgesetz zur Dekarbonisierung der Industrie
Ein Maßnahmenpaket für die Chemieindustrie
Vorschläge für einen EU-Wettbewerbsfähigkeitsfonds
Die Automobilindustrie mit einem eigens einberufenen Automobilgipfel

Zuständigkeiten

Die obersten EU-Kommissar:innen Teresa Ribera und Stéphane Séjourné werden den Masterplan implementieren.
Der Industrial Decarbonization Accelerator Act, eine seiner Schlüsselkomponenten zur Dekarbonisierung der Industrie wird unter die Zuständigkeit des europäischen Klimakommissars Wopke Hoekstra fallen, der auch damit beschäftigt sein wird, die Gespräche zur Reform der Energiebesteuerungsrichtlinie abzuschließen, die die Steuersätze für verschiedene Energieformen regelt.
EU-Energiekommissar Dan Jørgensen ist zuständig für den Ausbau und Finanzierung der Stromnetze. Der Däne will bis Ende Februar einen „Aktionsplan für bezahlbare Energiepreise“ vorlegen.

„Kompass für Wettbewerbsfähigkeit“ als Leitfaden für die Klima- und Innovationspolitik

Präsidentin Ursula von der Leyen und Industriekommissar Stéphane Séjourné planen einen auf fünf Jahre ausgerichteten „Kompass für Wettbewerbsfähigkeit“, um die künftige Klima- und Innovationspolitik zu gestalten.
Der Kompass enthält unter anderem Vorschläge aus Berichten von Mario Draghi und Enrico Letta. Das Dokument sollte eigentlich bereits Mitte Januar in Brüssel präsentiert werden, kommt aber wohl erst gegen Ende des Monats mit folgenden Säulen:
der Schließung der Innovationslücke gegenüber den USA und China
der Reduzierung strategischer Abhängigkeiten und
der Verknüpfung von Dekarbonisierung mit Wettbewerbsfähigkeit.
Als wichtige Voraussetzungen dafür werden verlässliche Rahmenbedingungen und die Stärkung der europäischen Klimaziele und des Emissionshandels gesehen.
Davon erhofft sich die Kommissionspräsidentin einen großen Schub in Richtung Investitionen, Vereinfachung und Kompetenzen, z.B. durch die Stärkung von europäischen Leitmärkten.
Aus den Vorabinformationen wird deutlich, dass der Kompass einen Schwerpunkt darauf legen soll, private Investitionen in die Dekarbonisierung zu erhöhen, um die Modernisierung und Wettbewerbsfähigkeit zu stärken.
Finanziell stützen solle die Europäische Investitionsbank (EIB) und der EU-Innovationsfonds sowie später auch ein Europäischer Wettbewerbsfähigkeitsfonds, der für den kommenden EU-Haushalt noch auszuverhandeln ist.
Die konkrete Ausgestaltung lässt noch auf sich warten.

Europa wird digitaler: KI als Sprungbrett

In den ersten 100 Tagen will die EU-Kommission auch eine Initiative für „KI-Fabriken“ vorlegen. Start-ups und Industrie sollen Zugang zu Supercomputern erhalten, Spitzenforschung soll gefördert werden und Start-ups sollen in Europa wachsen können. Europa soll technologischer Vorreiter in der Welt werden.
Ob Europa tatsächlich die Unternehmen braucht, die die beste KI herstellen, statt die, die sie am besten nutzen und damit viele neue Arbeitsplätze schaffen könnten, ist dabei zu diskutieren.

Quellen:

DIHK: Themen der Woche. Von der Leyen II – Was die neue EU-Kommission zur
Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit plant, abgerufen am 02.01.2025

Euractiv: Energy, Environment & Transport Pro Brief, abgerufen am 15.01.2025

Europäisches Parlament: Zehn Themen, die 2025 im Fokus stehen werden, abgerufen am 13.01.2025

RedaktionsNetzwerk Deutschland: Weniger Regeln, mehr Rüstung: Was bringt von der Leyens Krisenplan für Europa?, abgerufen am 01.01.2025

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Brüssel weckt Erwartungen an
Wettbewerbskompass, abgerufen am 10.01.2025

Polen übernimmt dem EU-Ratsvorsitz von Ungarn – die Energieagenda (01.01.2025)

Die polnische Ratspräsidentschaft ist die erste, die mit der neuen EU-Kommission und dem noch relativ neu gewählten EU-Parlament für die kommenden sechs Monate die Energie- und Klimapolitik der EU mitbestimmen wird. Was können wir erwarten?

Ein neues Jahr bedeutet eine neue Ratspräsidentschaft: Am 01.01.2025 hat Polen den Ratsvorsitz von Ungarn übernommen. Bis zum 30.06.2025 organisiert und leitet Polen alle EU-Ratssitzungen der Minister:innen und der zahlreichen Arbeitsgruppen, ehe es den Staffelstab am 01.07.2025 an Dänemark für das zweite Halbjahr übergibt.
Damit übernimmt es, ähnlich wie der Vorsitz im Deutschen Bundesrat, die rotierende Koordination und Repräsentation der EU-Mitgliedstaaten.
„Security, Europe!“ – mit diesem Motto hat der Warschauer Ratsvorsitz seine sechsmonatige Amtszeit überschrieben. Gemeint ist militärische Sicherheit.

Stärkung und Ausweitung der Europäischen Strategie für Energiesicherheit

Unter dem Begriff Energiesicherheit fasst Polen nicht nur die Abkehr von russischen Energieimporten, sondern auch den Zugang zu bezahlbarer Energie sowie den Klima- und Umweltschutz zusammen.
Dies „stabile Energiequellen“, die oft „von fossilen Brennstoffen gespeist werden“, so der Minister für Staatsvermögen Jakub Jaworowski in Brüssel am 09.12.2024 bei der Vorstellung der Prioritäten der EU-Ratspräsidentschaft.
Gemeint ist damit auch eine der wichtigsten Prioritäten, nämlich die vollständige Unabhängigkeit von Energieimporten aus Russland zu erreichen. Dazu gehören auch die Energieimporte aus Russland zu stoppen, die teils direkt und teils über Umwege nach wie vor in die EU gelangen. Das könnte zu Konflikten führen, denn Polen gehört zu den Ländern, die keine russischen Energieimporte mehr akzeptieren.
Doch auch eine neue Energiesicherheitsinfrastruktur mit der Stärkung der physischen Infrastruktur und Cyber-Resilienz ist für Polen ein wesentliches Element der Energiesicherheit.
Diese umfassende Definition soll in die Schlussfolgerungen des Rates zur Aktualisierung und Stärkung der europäischen Strategie für Energiesicherheit Eingang finden, die Polen laut Programm ausarbeiten will.
Darüber hinaus möchte Polen sich im Rahmen der Energiewende bemühen, die Abhängigkeit von importierten Technologien, Komponenten und den zur Herstellung dieser Technologien benötigten kritischen Rohstoffen zu verringern.
Diese Vorhaben könnten Thema beim Treffen der EU-Energieminister:innen werden, das am 16.05.2025 in Luxemburg stattfindet. Zuvor ist ein informelles Treffen am 12. und 13.05.2025 geplant.

Quellen: Euractiv: Energie, Umwelt & Verkehr Pro Brief – 20. Dezember, abgerufen am
20.12.2024

Polnische Ratspräsidentschaft: Programm der Polnischen Ratspräsidentschaft der EU,
abgerufen am 20.12.2024

Bundesrat stimmt für Ladesäulen-Verordnung zur Anpassung an die AFIR (20.12.2024)

In seiner letzten Sitzung vor der Winterpause hat der Bundesrat dem Verordnungsvorschlag der Bundesregierung vom 04. Dezember 2024 zugestimmt, um damit das deutsche Ladesäulenrecht an die EU-Regelungen der AFIR anzupassen.

Worum geht es?

Wie in unserem letzten ENWIKO vom 18. Dezember 2024 berichtet, hat das Bundeskabinett einen Vorschlag zur Anpassung der Ladesäulenverordnung (LSV) vorgelegt, um die Vorgaben der Verordnung (EU) 2023/1804 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. September 2023 über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe und zur Aufhebung der Richtlinie 2014/94/EU (Alternative Fuels Infrastructure Regulation; im Folgenden: AFIR) vorgelegt.

Bestehende Schnellladesäulen (ab 50 kW) sollen nachträglich den europäischen Vorgaben zur Preisinformation entsprechen. Diese Vorgabe geht über die europäische Verordnung zur Infrastruktur für alternative Kraftstoffe (AFIR) hinaus, die nur neue Schnellladesäulen betrifft.

Die Bundesregierung möchte mit der neuen Verordnung zum Ladesäulenrecht Wettbewerb und Transparenz fördern, indem sie u.a. technische Anforderungen an öffentlich zugängliche Ladesäulen festlegt.

Betreiber von Ladepunkten müssen die Einhaltung technischer Anforderungen nur noch auf Verlangen nachweisen, anstatt dies automatisch zu tun.

Die Bundesnetzagentur erhält die Rolle, die Einhaltung der technischen Anforderungen der AFIR an öffentlich zugängliche Ladepunkte zu überwachen und bei Verstößen Sanktionen zu verhängen.

Auch die Preisangabenverordnung (PAngV) soll in diesem Zuge angepasst werden: Die Einheit für den Arbeitspreis wird auf Kilowattstunden festgelegt, um die Vergleichbarkeit von Ladesäulen zu erhöhen.

Nächste Schritte

Die genauen Daten des Inkrafttretens der Verordnung sind in dem Bundesratsdokument bisher noch offengelassen. Denn bisher befindet sich das zugrunde liegende Gesetz noch im parlamentarischen Gesetzgebungsverfahren: Im Bundestag befasst sich derzeit noch der Ausschuss für Klimaschutz und Energie mit den Vorschlägen zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze und zur Änderung des Bundesbedarfsplangesetzes.

Quelle: Bundesrat: Plenartagung vom 20.12.2024, abgerufen am 23.12.2024

Marktentwicklung

Smart-Meter-Ausbau: Aktuelle Quote liegt bei 2 Prozent (08.01.2025)

Mitglieder der Smart-Meter-Initiative (SMI) berichten, dass zudem knapp 70 Prozent aller deutschen Haushalte Ansprechpartner bei den zuständigen Messstellenbetreibern haben. Dennoch bleibt die Anzahl installierter Geräte niedrig. Die Einbaupflicht für smarte Messgeräte gilt seit dem 01. Januar des neuen Jahres, greift aber erst ab Verbrauchern mit mindestens 6.000 KWh/Jahr. Doch auch mit einem niedrigeren Verbrauch oder als Prosumer kann man einen Zählerwechsel verlangen.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Smart-Meter-Quote von zwei Prozent

Verkaufsstart für Emissionszertifikate im nEHS auf Q2/2025 verschoben (11.12.2024)

Bereits im Dezember hatte die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) in Abstimmung mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) beschlossen, den geplanten Verkauf von Zertifikaten im nationalen Emissionshandelssystem (nEHS) über die EEX zu verschieben.

- Grund: Die Gesetzgebungsverfahren zur Anpassung des TEHG und BEHG laufen noch.
- Der Verkaufskalender soll mindestens sechs Wochen vor dem ersten Termin veröffentlicht werden.
- Laut DEHSt war die Nachfrage zu Jahresbeginn in den letzten Jahren gering. In den ersten fünf Monaten der Jahre 2022 und 2023 wurden nur wenige Prozent der Zertifikate verkauft. Der Großteil wurde jeweils ab September gehandelt. Daher werden keine wesentlichen Einschränkungen für Käufer erwartet.
- Der Verkauf von nEHS-Zertifikaten mit der Jahreskennung 2024 endete am 05.12.2024. Ein begrenzter Nachkauf ist 2025 wie gewohnt möglich, zusätzlich können Unternehmen Differenzmengen über den Sekundärhandel ausgleichen.

Quellen:

VKU: Verkaufsstart für Emissionszertifikate im nEHS auf Q2/2025 verschoben , abgerufen am 11.12.2024

Strom

Regulatorik

EnWG-Rumpfnovelle im Bundestag diskutiert (15.01.2025)

Am 17.12.2024 haben SPD und Grüne einen deutlich kürzeren Entwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) vorgelegt. Ziel ist es, durch entschärfte und fokussierte Regelungen den Umgang mit Erzeugungsüberschüssen zu verbessern und gleichzeitig pragmatische Lösungen für Netzstabilität und Digitalisierung voranzutreiben.

Statt mehr als 450 Seiten, wie beim Kabinettsbeschluss von Mitte November hat der neue Gesetzgebungsvorschlag vom 17.12.2024 nun einen Umfang von 90 Seiten.
„Rumpfnovelle“ oder „EnWG 4“ wird das abgespeckte Dokument nun mit Arbeitstitel genannt.
Auf Druck der Übertragungsnetzbetreiber wurden die Vorschläge zur Integration von Solarenergie prioritär berücksichtigt, um hier schnell eine Regelung zu finden.
Am 15.01.2024 diskutierte die Energiewirtschaft innerhalb einer Anhörung im Deutschen Bundestag die Vorschläge – mit überwiegend positivem Votum.
Ob das Gesetz allerdings noch vor der Bundestagswahl am 23.02.2025 entschieden wird, ist nach wie vor offen. Unter anderem ist es zurzeit nicht sicher, ob das Gesetz die nötige Zustimmung aus den Kreisen der CDU und der FDP findet.
Sollte die EnWG-Novelle vor der Wahl nicht durch den Bundestag gehen, müsste über das Paket in einigen Monaten unter neuer Regierung neu verhandelt werden.

Die wesentlichen Änderungen und Inhalte im Überblick:

Fokus auf Erzeugungsüberschüsse

Der Entwurf zielt darauf ab, temporäre Erzeugungsüberschüsse, insbesondere aus der Solarenergie, besser zu regulieren.
Ursprünglich umfassendere Regelungen wurden deutlich entschärft.
Keine Einspeisevergütung bei negativen Strompreisen:
Diese Regelung bleibt im Entwurf bestehen, um Einspeisungen in Zeiten negativer Preise unattraktiv zu machen.

Änderungen gegenüber dem ursprünglichen Kabinettsbeschluss

Pflicht zur Direktvermarktung:
Die ursprünglich geplante Senkung der Grenze für Direktvermarktungspflichten auf Anlagen ab 25 kW entfällt, die 100 kW Grenze bleibt bestehen.
Ziel bleibt, die Direktvermarktung zu vereinfachen und massentauglich zu gestalten.

Änderungen im Messstellenbetriebsgesetz (MSBG)

Steuerbarkeit von Neuanlagen
Die geplante Absenkung der Grenze für steuerbare Anlagen auf 2 kW wurde gestrichen.
Es bleibt bei der ab 2025 vorgesehenen Grenze von 7 kW.
Haltefrist für Messsystemwechsel
Die ursprünglich geplante Haltefrist von zwei Jahren, bevor Kund:innen nach Einbau eines intelligenten Messsystems zu einem anderen Anbieter wechseln können, entfällt.
Kundenwahlrecht
Der Entwurf sieht keine Einschränkungen des Kundenwahlrechts vor, auch nicht bei geplanten Ausstattungen ganzer Gebäude mit intelligenten Zählern.
Jährliche Testpflicht für Anlagen und POGs
Die jährliche Testpflicht für Anlagen führt zu einer Mehrbelastung der Netzbetreiber, die als nicht praktikabel angesehen wird. Auch die Anhebung der Preisobergrenze (POG) für Smart-Meter-Installationen auf 130 Euro, von denen 50 Euro auf Anlagenbetreiber entfallen sollen, stößt auf Ablehnung. Die Branche warnt vor einer unverhältnismäßigen Kostenbelastung für Verbraucher:innen.

Übernahme von Regelungen aus dem Regierungsentwurf

Systemstabilisierung

Netzbetreiber können verlangen, dass an Standorten stillgelegter Kraftwerke Einrichtungen zur Blindleistung erhalten bleiben.
Flexible Netzanschlüsse
Vorgaben zu flexiblen Netzanschlussvereinbarungen und der Nutzung von Batteriespeichern, die auch Netzstrom laden dürfen, bleiben erhalten.
Aus dem Regierungsentwurf wurde die Regelung übernommen, dass Übertragungsnetzbetreiber verlangen können, dass an Standorten abgeschalteter Kraftwerke Einrichtungen zur Systemstabilisierung (Blindleistung) erhalten bleiben.

Reaktionen aus der Energiewirtschaft – Anhörung im Bundestag am 15.01.2025

Bei der Expert:innenanhörung im Energieausschuss des Deutschen Bundestages am 15.01.2025 herrschte überwiegend Einigkeit, dass die Rumpfnovelle ein Schritt in die richtige Richtung sei und schnelle Umsetzung bedürfe. Lediglich beim Energy Sharing und beim Smart-Meter-Rollout forderte die Runde Korrekturen.

Netzbetreiber (50 Hertz, Bayernwerk)
Die vorgeschlagenen Maßnahmen werden zur Stabilisierung des Stromsystems als dringend nötig empfunden, da die Netzbetreiber die Gefahr von Engpasssituationen im Frühjahr befürchten.
Die Regelung, dass neue Anlagen ab 7 kW in der Einspeisevergütung eine Beschränkung der Wirkleistung auf maximal 60 Prozent hinnehmen müssen, bis ein intelligentes Messsystem verbaut ist, wird daher begrüßt. Durch die Kappung lasse sich das Netz auf weniger Leistung ausgelegen, Einspeisespitzen kleinerer Anlagen würden vermieden.
Vorschlag für strengere Regeln bei negativen Strompreisen (z. B. Pönalen).
Bei den UNBs herrschte Uneinigkeit bei den Änderungen des Bundesbedarfsplangesetzes. Dieses Gesetz sieht die Aufnahme von fünf weiteren HGÜ-Netzausbauvorhaben vor. Tetiana Chuvilina von Tennet warnte vor einer Verzögerung, die zu Mehrkosten von über 150 Millionen Euro führen könnte, da Unterlagen nach Auslaufen der EU-Notfallverordnung im Juni neu erstellt werden müssten. Sie betonte die Dringlichkeit der Verabschiedung, um Ressourcen zu schonen und die Vorhaben zügig umzusetzen. Stefan Kapferer von 50 Hertz hingegen sprach sich für einen Aufschub aus, da unsichere Stromverbrauchsprognosen und mögliche Mehrkosten von über 100 Millionen Euro sowie Akzeptanzprobleme durch nachträgliche Änderungen zu beachten seien. Chuvilina hob hervor, dass bei zeitnaher Umsetzung eine Anpassung an den Strombedarf möglich sei, ein Wechsel von Erdkabeln zu Freileitungen jedoch nicht.
Branchenverbände (BDEW, BSW-Solar)
Zustimmung zu vereinfachter Direktvermarktung, da von der installierten gesamten Solarleistung von 100 GW bereits heute gut zwei Drittel „gesetzlich verpflichtend steuerbar“ seien.
Forderung nach wirtschaftlich kalkulierbaren Bedingungen für Volleinspeisungsanlagen.
Deutsche Umwelthilfe (DUH)
Zustimmung zu „minimalinvasiven“ Maßnahmen für Netzstabilität und günstige Preise.
Kritik: Drosselung auf 60 Prozent Leistung für reine EEG-Anlagen nicht sinnvoll.
Stiftung Umweltenergierecht
Zustimmung zu Novelle, aber eingeschränkte kurzfristige Wirksamkeit.
Kritik: Bestandsanlagen seien nicht ausreichend adressiert.

Ausblick:

Eine Verabschiedung der Novelle könnte noch vor den Neuwahlen Ende Februar erfolgen, da noch anderthalb Sitzungswochen im Bundestag verbleiben.
Die Voraussetzung ist allerdings eine Zustimmung der CDU/CSU Fraktion

Quellen:

BDEW: BDEW setzt sich für Maßnahmenpaket zu Stromspitzen im Bundestag ein | BDEW Plus, abgerufen am 16.01.2025

BDEW setzt sich für Maßnahmenpaket zu Stromspitzen im Bundestag ein, abgerufen am 16.01.2025

Deutscher Bundestag: heute im Bundestag – Wirtschaft, Klimaschutz und Energie – Nr. 6,

Energate Messenger: EnWG-Novelle: Netzbetreiber uneinig über Bundesbedarfsplan, abgerufen am 16.01.2025

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Überwiegend Zustimmung zu kleiner EnWG-Novelle, abgerufen am 15.01.2025

Tagesspiegel Background Energie & Klima: SPD und Grüne legen Mini-EnWG vor,
abgerufen am 18.12.2024

Aktualisierte Regelungen für Netzbetreiber und Elektrotechniker-Handwerk (13.01.2025)

Der Bundes-Installateurausschuss Elektro (BIA) hat am 05.12.2024 die „Grundsätze für die Zusammenarbeit von Netzbetreibern und Elektrotechniker-Handwerk bei Arbeiten an elektrischen Anlagen gemäß Niederspannungsanschlussverordnung (NAV)“ überarbeitet.

Ziel der Grundsätze ist die moderne und effiziente Zusammenarbeit zwischen Netzbetreibern und dem Elektrotechniker-Handwerk bei der ordnungsgemäßen Errichtung, Erweiterung, Änderung und Instandhaltung elektrischer Anlagen hinter der Hausanschlusssicherung gemäß 13 Abs. 2 Satz 4 NAV.
Zudem regeln sie die Voraussetzungen für die Eintragung von Installationsunternehmen in das Installateurverzeichnis eines Netzbetreibers.
Die neue Fassung ersetzt die bisher gültige Regelung und gilt ab Januar 2025.
Im Wesentlichen geht es um die Präzisierung der Anforderungen an den Nachweis der fachlichen Qualifikationen.

Anpassung der Verfahrensordnung für den Sachkundenachweis

In derselben Sitzung wurde auch die Verfahrensordnung zum Sachkundenachweis überarbeitet. Neben geringfügigen redaktionellen Änderungen wurde klargestellt, dass die Nutzung von Berechnungsprogrammen und Künstlicher Intelligenz (KI) während der Prüfung nicht gestattet ist.
Der BIA empfiehlt, die aktualisierte Verfahrensordnung ab Januar 2025 auf Landesebene umzusetzen.

Überarbeitete Schulungsinhalte für Fortbildungsmaßnahmen

Für Unternehmen, die im Installateurverzeichnis eines Netzbetreibers eingetragen sind, bleibt die regelmäßige Fort- und Weiterbildung unverzichtbar.
Der BIA hat die Schulungsinhalte für Fortbildungsmaßnahmen aktualisiert. Diese sollen Schulungsanbietern als Grundlage für ihre Angebote nutzen. Die Inhalte werden jährlich überprüft, angepasst und veröffentlicht, um den Anforderungen des Elektrotechniker-Handwerks gerecht zu werden.

Dokumente

BDEW, ZVEH: Aktualisierten Grundsätze der Zusammenarbeit, abgerufen am 13.01.2025
BDEW, ZVEH: Verfahrensordnung zum Sachkundenachweis, abgerufen am 13.01.2025
BDEW, ZVEH: Empfohlenen Schulungsinhalte, abgerufen am 13.01.2025

Quelle:

BDEW: Bundes-Installateurausschuss Strom – Aktualisierung der Grundsätze der
Zusammenarbeit und weiterer Unterlagen, abgerufen am 13.01.2025

Konsultation der Bundesnetzagentur zur Steuerung von Verbrauchseinrichtungen und Netzanschlüssen nach § 14a EnWG (07.01.2025)

Bis zum 07. Februar 2025 konsultiert die Bundesnetzagentur (BNetzA) die Empfehlungen zur Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen und Netzanschlüsse gemäß Beschluss BK6-22-300 vom 27.11.2023.

Ziel der Konsultation

Entwicklung einer bundesweit standardisierten und massengeschäftstauglichen Lösung für die netzorientierte Steuerung unter Einbeziehung relevanter Marktpartner.

Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (VDE FNN) hat am 18.12.2024 Empfehlungen zu folgenden Punkten vorgelegt:

Netzzustandsermittlung (Tenorziffer 2e): Standardisiertes Vorgehen zur Ermittlung des Netzzustands auf Basis von Echtzeit-Messwerten.
Mindestleistung (Tenorziffer 2f): Berechnung des mindestens zu gewährenden netzwirksamen Leistungsbezugs.
Reaktionszeit (Tenorziffer 2g): Festlegung des maximalen Zeitraums zwischen Netzzustandsermittlung und Auslösung der Leistungsreduzierung.

Die Empfehlungen basieren auf Studien und Impulspapieren des VDE FNN sowie auf Rückmeldungen aus Workshops mit Marktpartnern, welche im Oktober 2024 veröffentlicht wurden. Die vorgelegten Papiere sind größtenteils deckungsgleich mit den nun veröffentlichten.

Stellungnahmen

Stellungnahmen zu den Dokumenten können bis Freitag, 07.02.2025 per E-Mail an bk6@bnetza.de eingereicht werden.
Es wird gebeten, Beiträge ausschließlich über dieses Formblatt (xlsx / 128 KB)
Die Bundesnetzagentur bittet darum, zur Stellungnahme ausschließlich das folgendes Formblatt zu verwenden.
Nach der Konsultationsfrist lädt die BNetzA alle Beitragenden zu einer Online-Konsultationssitzung ein, bevor die finalen Dokumente veröffentlicht werden.

Quelle:

Bundesnetzagentur: Mitteilung Nr. 3 – Konsultation Tenorziffer 2e, f und g zu BK6-22-
300, abgerufen am 07.01.2025

Marktentwicklung

Bidding Zone Review kommt erst im März (16.01.2025)

Der Bericht wurde zuletzt für den 27.01.2025 erwartet, wird nun aber voraussichtlich Ende März erscheinen. Die europäische Agentur ACER bestellte den Bericht im Jahr 2022.

In dem Bericht sollen drei mögliche Gebotszonenmodelle für Deutschland bewertet werden.
Möglich wäre eine Teilung der deutschen Einheitszone in zwei oder mehrere, dabei muss beachtet werden, dass keine strukturellen Engpässe innerhalb der Zonen dauerhaft bestehen könnten. Da aber vor allem im Norden viel Strom aus Erneuerbaren produziert wird, diese aber nicht immer effizient in den Süden transportiert werden können, gibt es hier Potential für Probleme.
Daher könnte eine Teilung vor allem zu höheren Strompreisen in den südlichen Bundesländern führen.
Die Politik und auch die Netzbetreiber warnen vor einer Aufteilung, da bisher keine Transportkapazitäten gesichert seien. Der Netzausbau müsste daher weiter fortgeschritten sein, als er es aktuell sei.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Bericht zu Stromgebotszonen verzögert sich

Stromnetz-Engpasskosten 2024 deutlich gesunken (13.01.2025)

Die Kosten für Maßnahmen zur Vermeidung von Stromnetz-Engpässen haben sich im Jahr 2024 voraussichtlich halbiert. Das teilte das Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) mit.

Bis Ende November beliefen sich die Kosten für das sogenannte Netzengpassmanagement laut Bundesnetzagentur auf knapp 1,5 Mrd. Euro. Bereits 2023 waren die Kosten spürbar auf 3,2 Mrd. Euro gesunken. 2022 lagen sie noch bei 4,2 Milliarden Euro.
Die Finanzierung dieser Maßnahmen erfolgt über die Netzentgelte.
Das Ministerium führt den Rückgang auf mehrere Faktoren zurück: den Fortschritt beim Netzausbau, eine effizientere Netzauslastung, das Ausbleiben extremer Wetterereignisse und die stark gesunkenen Brennstoffpreise. Endgültige Zahlen sollen Ende Februar vorliegen.

Redispatch-Maßnahmen als Hauptkostenfaktor

Der Großteil der Kosten entsteht durch sogenannte Redispatch-Maßnahmen. Dabei greifen Netzbetreiber gezielt in die Stromerzeugung ein, um Überlastungen bestimmter Netzabschnitte zu verhindern. Bei drohenden Engpässen werden Kraftwerke diesseits des Engpasses, wie etwa Windräder in Norddeutschland, angewiesen, ihre Stromproduktion zu reduzieren. Gleichzeitig erhöhen Anlagen jenseits des Engpasses, beispielsweise Gaskraftwerke in Süddeutschland, ihre Einspeisung.
Der Rückgang der Kosten zeige, dass die bisherigen Maßnahmen zum Netzausbau und zur Effizienzsteigerung erste spürbare Erfolge erzielen.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Kosten infolge von Stromnetz-Engpässen 2024 halbiert, abgerufen am 13.01.2025

BNetzA: Windförderhöhe bleibt für 2025 bestehen (20.12.2024)

Die maximale Förderhöhe für Windenergie an Land bleibt auch 2025 bei 7,35 ct/kWh.

Die BNetzA begründet dies damit, dass die steigenden Gebotsmengen bisher noch nicht zu einem Rückgang der Zuschlagswerte geführt hätten.
Der Windverband BWE lobt die Entscheidung, da sie die Planungssicherheit bestehender und zukünftiger Projekte unterstütze. Trotz steigender Preise könnten diese weiterhin realisiert werden.

Maximale Förderbeträge für andere Energieträger:

Freiflächen-Solar: 6,80 ct/kWh
Dach-Solar: 10,40 ct/kWh
Anlagenkombination (Innovationsausschreibung): 9 ct/kWh
Demnächst werden die Förderbeträge für folgende Energieträger erwartet Biomasse & Biomethan erwartet.

Im Vergleich zu 2024 sind diese etwas zurückgegangen. Das begründet die Behörde mit den vermutlich sinkenden Stromgestehungskosten und den prognostizierten höheren Ausschreibevolumen für PV im neuen Jahr.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: BNetzA behält Förderhöhe für Wind an Land in 2025, abgerufen am 20.12.2024

BGH urteilt: Eigenkapitalzinssätze der Bundesnetzagentur für Netzbetreiber bleiben bestehen (19.12.2024)

900 Netzbetreiber hatten in 14 Musterverfahren gegen die Bundesnetzagentur geklagt und sich gegen eine Reduktion der Eigenkapitalzinssätze ausgesprochen. Der Bundesgerichtshof hat nun dagegen entschieden. Damit muss die BNetzA die aktuell geltenden Zinssätze von 5,07 Prozent für Neuanlagen und 3,51 Prozent für Altanlagen nicht neu ermitteln.

Gegenüber der dritten Regulierungsperiode reduzieren sich die Zinssätze um 1,84 Prozent für Neuanlagen bzw. um 1,61 Prozent für Altanlagen.
Zur Einordung: Ein Prozentpunkt steht in etwa für ein Volumen von etwa einer Milliarde Euro.

Hintergrund

Der Hauptkritikpunkt der klagenden Netzbetreiber bezieht sich auf die nicht ausreichend plausibilisierte Methode zur Berechnung der Marktrisikoprämie Netzbetreiber zweifeln, ob regulatorische Bedingungen in Deutschland ausreichen, um notwendige Investitionen zu fördern und äußern Befürchtungen, dass Kapital ins Ausland abfließen könnte.
Deutsche Eigenkapitalzinsen fallen im internationalen Vergleich niedrig aus: 4,13 Prozent nach Steuern. Die internationale Bandbreite lag 2021 zwischen 3,22 Prozent und 8,08 Prozent nach Steuern. Nur in den Niederlanden und Flandern gibt es noch weniger.

Stimmen der Beteiligten

Insgesamt bedinge das Urteil keine kurzfristige Geschäftsbeeinflussung. Netzbetreiber sind dennoch enttäuscht Deutschlands größter Netzbetreiber Eon ist von dem Urteil finanziell stark betroffen. Es gäbe aber auch bei einigen Netzbetreibern eine Art verhaltener Optimismus, dass sich doch noch höhere Renditen ergeben könnten.
N-Ergie: Fürchtet den hohen Kapitalbedarf für Netzinvestitionen, Renditen seien für internationale Investoren unattraktiv.
Die EWE schlägt einen „vergleichenden Blick über den Tellerrand auf andere Regulierungsregime“ vor, um evaluieren zu können, ob die „regulatorischen Rahmenbedingungen in Deutschland ausreichende Anreize für die notwendigen Investitionen“ böten.
bbh: Das Kapital von institutionellen Anlegern wie Pensionsfonds, Versicherungen etc. könne abgezogen werden, um angesichts der kümmerlichen Rendite anderweitig angelegt zu werden.

Nächste Schritte

Die Begründung wird voraussichtlich im Februar veröffentlicht.

Quelle:

energate messenger: Eigenkapitalverzinsung: BGH-Urteil enttäuscht Juristen und Netzbetreiber, abgerufen am 19.12.2024

Ein nüchterner Blick auf die Dunkelflaute: Expert:innen fordern mehr Transparenz (16.12.2024)

Nur wenige Wörter aus dem deutschen Wortschatz schaffen eine internationale Karriere. „Kindergarten“ ist ein Beispiel. „Dunkelflaute“ ein weiteres. Am 12. Dezember 2024 kam es zur zweiten Dunkelflaute innerhalb weniger Wochen und machte eine Sollbruchstelle der Energiewende sichtbar: Der Übergang von einem statisch geprägten Kraftwerkspark zu einem flexiblen, volatilen Erneuerbaren-System.

Wind- und Solarenergie lieferten zur Mittagszeit nur 3.600 MW.
Zum Vergleich: am 6. Dezember 2024 waren es noch 37.000 MW.
Es entbrannte eine lebhafte Diskussion um den Zustand unseres Energiesystems, die in die Frage der Verabschiedung des Kraftwerksicherheitsgesetzes noch vor der Bundestagswahl hineinspielte und bis hin zu Blackout-Szenarien reichte.

Marktentwicklung: Der Markt hat einwandfrei funktioniert und Knappheit anhand von Preisen klar widergespiegelt

Eine steuerbare Leistung von 90 GW aus Kohle, Gas, Pumpspeicher oder Biomasse stand theoretisch bereit.
Die Spitzenlast von über 70 GW konnte dadurch jederzeit gedeckt werden.
Strompreise erreichten Spitzenwerte von über 930 Euro pro MWh im Day-Ahead Handel bzw. über 1.100 Euro pro MWh im Intraday-Handel.
Diese Preisspitzen sind laut Expert:innen ein Ausdruck funktionierender Marktdynamiken: knappes Angebot bei hoher Nachfrage führt zu Preisanstiegen.

Versorgungssicherheit gegeben

Laut Expert:innen war die Versorgung zu keinem Zeitpunkt gefährdet.
Importmöglichkeiten und Reserven standen bereit, die Situation blieb jederzeit beherrschbar.

BNetzA und Bundeskartellamt suchen nach Gründen für die Unregelmäßigkeiten

Rund 11,4 GW steuerbare Leistung (Großkraftwerke und Pumpspeicher) waren nicht oder nur eingeschränkt verfügbar.
Kohlekraftwerke Schwarze Pumpe und Heilbronn meldeten kurzfristige Ausfälle, u. a. aufgrund von Problemen in der Brennstoffversorgung.
Dezentrale Gaskraftwerke von insgesamt 13 GW unterliegen keiner Meldepflicht, sodass unklar bleibt, ob und wie viel sie tatsächlich beigetragen haben.
Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt prüfen Vorwürfe, dass das Angebot künstlich verknappt oder Anlagen zu hohen Preisen angeboten wurden. Bisher gibt es keine konkreten Beweise für Marktmanipulation.

Ausblick auf den Winter

Weitere Hochpreissituationen sind wahrscheinlich, insbesondere bei wenig Sonne und Wind.
Importmöglichkeiten aus Frankreich könnten begrenzt sein, da dort bei niedrigen Temperaturen der Strombedarf durch elektrische Heizungen steigt.

Fazit: Langfristige Herausforderungen sind vorhersehbar, sollten aber dringend von der neuen Regierung angegangen werden

Dunkelflauten stellen eine Herausforderung für Energiesysteme dar, die auf einen hohen Anteil erneuerbarer Energien setzen. Sie erfordern:

Spätestens mit einem Anteil von über 60 Prozent muss das Stromsystem besser auf schwankende Einspeisungen aus erneuerbaren Energien vorbereitet werden.
Mehr Speicher, Flexibilität und steuerbare Kraftwerke sind erforderlich, um Erzeugung, Verbrauch und Speicherung besser in Einklang zu bringen.
Eine neue Bundesregierung sollte den Zubau steuerbarer Kapazitäten als Priorität setzen, um langfristig Versorgungssicherheit und Marktstabilität zu gewährleisten. Nicht zu unterschätzen ist auch die Verunsicherung der Bevölkerung, die zu mangelnder Unterstützung bzw. Akzeptanz führen kann. Wichtig sind dabei:
Speicherkapazitäten: Um in Zeiten niedriger Erzeugung ausreichend Energie bereitzustellen.
Flexibilität: Steuerbare Kraftwerke, die kurzfristig hochgefahren werden können.
Importe: Nutzung von Strom aus Nachbarländern mit anderen Wetterbedingungen.
Effizientes Lastmanagement: Anpassung des Verbrauchs an die Verfügbarkeit von Strom.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Experten fordern mehr Transparenz im Kraftwerkspark, abgerufen am 16.12.2024

Gas

Regulatorik

Gasspeicherumlage für grenzüberschreitende Lieferungen abgeschafft (20.12.2024)

Ab dem 20.12.2024 ist sie Geschichte: In letzter Minute haben Bundestag und Bundesrat in ihren jeweiligen letzten Sitzungen des Jahres die an Grenzübergangspunkten erhobene Gasspeicherumlage abgeschafft. Mit anderen Worten: die Gasspeicherumlage wird ab dem 01.01.2025 auf inländische Verbraucher beschränkt. Trading Hub Europe kündigte an, die Umlage ab Januar 2025 auf 2,99 Euro pro MWh zu erhöhen.

Die Gasspeicherumlage war im Herbst 2022 eingeführt worden, um die Kosten des Einkaufs und der Speicherung von Gas nach Beginn des russischen Energiekriegs gegen Deutschland und Europa zu finanzieren.
Erhoben wird die Umlage seither auf sämtliches Gas, das nach Deutschland importiert wurde – auch auf Transitgas aus LNG-Terminals Westeuropas, das nicht für den deutschen Markt bestimmt war.
Bereits im Frühjahr hatte die Bundesregierung seinen Anrainerstaaten zugesagt, die Umlage für Transitlieferungen durch Deutschland ab dem 01.01.2025 abzuschaffen.
Die Transitgebühr lag bisher bei 2,50 Euro/MWh und verwendet, um die Kosten der schnellen Gasspeicherbefüllung in Deutschland auszugleichen.
Dass die Bundesregierung die sogenannte Gastransit-Umlage rückgängig machen wollte, war schon seit Mai 2024 bekannt, zumal sie mit dem EU-Recht unvereinbar ist. Durch den Bruch der Ampelkoalition war das Vorhaben jedoch zunächst in die Ferne gerückt.

Grenzübergangspunkte (GÜP) und virtuelle Grenzkopplungspunkte (VIP) sind ab 01.01.2025 ausgenommen

Zentral- und osteuropäische Länder wie Österreich und die Tschechische Republik kritisierten die Gebühr, da sie LNG-Alternativen zu russischem Gas verteuerte. Österreich verursachte sie bislang Kosten von 60 Mio. Euro. Zusätzliche Kosten von 750.000 Euro pro Tag drohen aufgrund des russischen Lieferstopps (s. ENWIKO vom 18. Dezember 2024).
Die Kosten für den Gastransit durch Deutschland sollen so künftig erheblich sinken. Im Sommer hatte die ehemalige EU-Energiekommissarin Kadri Simson davor gewarnt, dass die Umlage auf Gastransite durch Deutschland dazu führen könnte, dass einige EU-Länder wieder stärker von Gaslieferungen aus Russland abhängig würden. Das soll nun verhindert werden.
Möglich war dieser Schritt, weil neben der SPD und Grüne auch CDU-Chef Friedrich Merz für die Unterstützung plädierte, um die parlamentarische Mehrheit zu sichern. Die CDU will damit gute Beziehungen zu EU-Nachbarn wie Tschechien und Österreich pflegen, deren Regierungen die Gebühr kritisiert hatten.

Quellen:

BDEW: Keine Gasspeicherumlage mehr bei grenzüberschreitenden
Lieferungen, abgerufen am 20.12.24
Euractiv: Deutschland kippt umstrittene Gastransitgebühr, abgerufen am 18.12.24

Marktentwicklung

Wasserstoff-Kernnetz soll 2025 mit 525 Kilometern starten (06.01.2025)

Die Gasnetzbetreiber sind zuversichtlich, dass sie 2025 die ersten 525 km des neuen bundesweiten Wasserstoff-Kernnetzes fertigstellen.

507 Kilometer bestehende Erdgasleitungen sollen umgestellt, 18 Kilometer neu gebaut werden.
Das längste Teilstück umfasst rund 400 km und reicht von Lubmin (Mecklenburg-Vorpommern) bis Bobbau (Sachsen-Anhalt).
Weitere Projekte verbinden Sachsen-Anhalt (Bad Lauchstädt – Leuna-Süd) und Niedersachsen/Nordrhein-Westfalen (Lingen – Legden).
Ob 2025 bereits Wasserstoff durch die Leitungen fließt, hängt vom Markt und Händlern ab.
Für 2026 sind weitere 142 km Umwandlung bestehender Gasnetze geplant sowie der Neubau von zwei Kilometern.
Bis 2032 soll dann das Gesamt Kernnetz mit 9.040 km ausgebaut sein. Davon 40 Prozent Neubau, 60 Prozent Umstellung bestehender Leitungen.
Kosten: 19 Mrd. Euro, getragen von der Privatwirtschaft mit staatlicher Unterstützung (Netzentgelt-Deckelung).

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Wasserstoff-Kernnetz soll 2025 mit 525 Kilometern starten, abgerufen am 06.01.2025

EU-Kommission genehmigt deutsche LNG-Subventionierung (02.01.2025)

Deutschland darf über 4 Mrd. Euro in den Betrieb von vier schwimmenden LNG-Importterminals investieren. Die EU-Kommission begründete ihre Genehmigung mit der Diversifizierung der Energieversorgung und der Sicherung der Gasversorgung.

Genauer handelt es sich um die Subventionierung der vier schwimmenden Importterminals in Brunsbüttel, Stade und zwei Standorte in Wilhelmshaven. Sie wurden im Zuge der Energiekrise errichtet und sollen die Unabhängigkeit von russischen Gaslieferungen sichern.
Die derzeit temporären schwimmende Terminals (FSRUs) sollen langfristig durch Landterminals ersetzt werden.
4,06 Mrd. Euro darf Deutschland zur Deckung der Verluste der Deutschen Energy Terminal (DET) bis zum Ende der Charterzeit investieren.
Verluste entstanden durch hohe Charterkosten während der Energiekrise.
Mögliche Erhöhung auf 4,96 Mrd. Euro bei höheren Verlusten.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Deutschland darf LNG mit Milliarden subventionieren, abgerufen am 02.01.25

Wärme

Regulatorik

FAUNA: Verbände üben scharfe Kritik an BNetzA Festlegung zu Wasserstoff-Fahrplänen (18.12.2024)

Gasnetzbetreiber müssen laut der neuen Festlegung der Bundesnetzagentur (BNetzA) einen Wasserstoff-Fahrplan mit Wirtschaftlichkeitsnachweis für den Übergang von Gas auf Wasserstoff für die 2030er Jahre erbringen. Diese Art von Genehmigung durch eine Bundesbehörde innerhalb der kommunalen Wärmeplanung kritisiert der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) als Behinderung für die Wärmewende.

Hintergrund

Am 17. Dezember 2024 veröffentlichte die BNetzA nach einer Konsultation die „Festlegung zum Format der Fahrpläne für die Umstellung der Netzinfrastruktur auf die vollständige Versorgung der Anschlussnehmer mit Wasserstoff“ – kurz FAUNA. Diese basiert auf § 71k des Gebäudeenergiegesetzes (GEG).
Gemäß § 71k des GEG entfällt die Verpflichtung, beim Einbau von Heizungen 65 Prozent erneuerbare Energien zu nutzen, sofern es sich um „H2-Ready“-Gasheizungen handelt, die vollständig auf Wasserstoff umgestellt werden können.
Voraussetzung ist, dass die lokale Wärmeplanung ein Wasserstoffnetz vorsieht und Gasnetzbetreiber spätestens bis zum 30. Juni 2028 einen verbindlichen Wasserstofffahrplan vorlegen, der die Umstellung bis Ende 2044 sicherstellt. Bis dahin dürfen diese Heizungen weiterhin mit Erdgas betrieben werden.
Zudem müssen die Gasnetzbetreiber in den Fahrplänen die Kostenaufteilung zwischen Betreibern und Verbrauchern verbindlich darlegen und nachweisen, dass die Umstellung mit den Klimazielen in Einklang steht.

Kritik vom BDEW und VKU

Nach Auffassung des BDEW besteht eine regulatorische Lücke in Form eines fehlenden Rechtsrahmens für die erforderlichen Transformationsprozesse. Mit anderen Worten: § 71k GEG und seine Bezugnahme auf Prozesse im Wärmeplanungsgesetz setzen eine Planung der Verteilernetzbetreiber von Gas und Wasserstoff voraus, die erst gesetzlich noch zu verankern ist.
Außerdem besteht eine Terminkollision zwischen der Abgabe eines verbindlichen Fahrplans bis zum 30. Juni 2028 und dem Abschluss der kommunalen Wärmeplanung von Kommunen mit weniger als 100.000 Einwohnern zum gleichen Stichtag. Eine kongruente parallele Planung sei kaum möglich.
Der BDEW schlägt in seiner Stellungnahme vor, den Prozess der Fahrplanerstellung an das Prinzip der rollierenden Planung anzupassen, wie es beispielsweise in der kommunalen Wärmeplanung genutzt wird. Demnach könnten bestimmte Nachweise und Prognosen zwar bis Juni 2028 eingereicht werden, sollten jedoch bis zum Zieljahr 2045 konkretisiert und überarbeitet werden können, ohne die Verbindlichkeit des Plans zu beeinträchtigen.

Fazit

Wasserstoff bleibt laut dieser Festlegung eine theoretische Option, da die erforderliche Infrastruktur unter den gegebenen Bedingungen weder aufgebaut noch auf Wasserstoff umgestellt werde, warnte VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing. Der VKU setzt sich dafür ein, die Genehmigungspflicht durch die BNetzA abzuschaffen.

Quellen:

BDEW: BNetzA veröffentlicht Festlegung zu §71k GEG, abgerufen am 08.01.2025

VKU-Pressemitteilung vom 18.12.24: VKU gegen Genehmigungspflicht durch Bundesbehörde bei kommunalen Planungen, abgerufen am 19.12.2024

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Kritik an Anforderungen für Wasserstoff-Fahrpläne, abgerufen am 19.12.2024

Marktentwicklung

Kommunale Wärmeplanung: Fortschritt mit Anlauf (08.01.2025)

Das Kompetenzzentrum Wärmewende (KKW) berichtet, dass bereits über ein Drittel der deutschen Kommunen mit der Wärmeplanung beschäftigt sei. Vor allem große Kommunen seien hier Vorreiter, kleinere könnten aus ihren Schritten lernen.

Vor allem Baden-Württemberg legt vor: 13 Prozent haben die Planerstellung bereits abgeschlossen. Insgesamt machen sie 92,5 Prozent aller Kommunen aus, die bundesweit mit der Planung fertig sind.
Im Prozess befinden sich in NRW aktuell 72 Prozent der Kommunen, dicht darauf folgt das Saarland mit 64 Prozent und Rheinland-Pfalz mit 52 Prozent. Thüringen, Sachsen und Bayern liegen auf den letzten Plätzen mit respektive elf und 18 Prozent.
Doch einige Länder, wie etwa Sachsen-Anhalt, kritisieren die fehlenden gesetzlichen Grundlagen – denn nicht alle Landesregierungen haben bereits gesetzliche Regelungen zur Wärmeplanung verabschiedet. Das gestalte vor allem die Datenerhebung als schwierig.

Die großen Kommunen mit mehr als 100.000 Einwohnern müssen die Pläne bis 2026 vorgelegt haben, kleinere haben noch bis 2028 Zeit. In den Plänen soll festgelegt werden, welche Technologien und Energieträger für die jeweilige Region geeignet seien.

Quelle:

Tagesspiegel Background Energie & Klima: Jede dritte Kommune arbeitet an Wärmeplanung, abgerufen am 08.01.2025

Studien & Analysen

Verbesserte Nachhaltigkeitsregeln: Schlüssel zu mehr Klimainvestitionen (09.01.2025)

Eine aktuellen Studie der Europäischen Zentralbank (EZB) kommt zu dem Schluss, dass die jährlich in der EU benötigten 558 Mrd. Euro an Investitionen durch verbesserte Regeln in der Nachhaltigkeitsberichterstattung generiert werden könnten.

Insbesondere die hohe Komplexität der EU-Taxonomie und strenge Schwellenwerte erschweren es Investor:innen, Projekte als nachhaltig zu klassifizieren, was private Kapitalflüsse behindert.
EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen plant, die Vorschriften zu vereinfachen, um Wettbewerbsnachteile für europäische Unternehmen zu vermeiden. Dabei soll jedoch die Transparenz nicht geopfert werden, um das Vertrauen in grüne Finanzierungsmodelle zu wahren.
Einige Expert:innen fordern ergänzende Maßnahmen. So z.B. Stanislas Jourdan, Direktor des Netzwerks „Positive Money“, der für die Einführung eines „grünen Zinssatzes“ plädiert. Dieser könnte nachhaltige Kredite attraktiver machen und so den Transformationsprozess beschleunigen.

Quelle:

Euractiv: EZB-Studie: Schwächen in EU-Regeln für Klimaschutzfinanzierung, abgerufen am 09.01.2025

Ausblick Gesetzesvorhaben

BDEW-Anwendungshilfen:

BDEW-Anwendungshilfe zum Verfahrensrecht Schwerpunkt Windenergie am Land (BImSchG-Novelle 2024)

Energiewirtschaftskompass - Ausgabe Januar 2025 vom 22.01.2025

Energiewirtschaftskompass Überblick

Regulatorische Entwicklungen der Energiewirtschaft

KURZKOMMENTAR – WELCHE THEMEN DOMINIERTEN IN DEN VERGANGENEN WOCHEN?

Nach vorn schaut man am besten zurück: Kurzanalyse der Energiepolitik der Ampelkoalition und Ausblick auf die Bundestagswahl 2025 (31.12.24)

Umgang mit der Energiekrise

Ausbau Erneuerbare

Fossile Energien

Stromnetze

Auf der Sollseite stehen:

Flexibilisierung

Strommarktdesign, Sektorenkopplung und Energy Sharing

Digitalisierung

Wärmewende

Kraftwerksstrategie

Fazit

Sprint: Was ändert sich 2025 in der Energiewirtschaft?

CO2-Preis steigt auf 55 Euro

Dynamische Tarife

Smart Meter

Netzanschlussbegehren für EE-Anlagen < 30 kW erfolgt über Webportal

24h-Lieferantenwechsel auf Juni verschoben

Geänderte Netzentgelt-Verteilung

Fauna tritt mit dem 01. Januar 2025 in Kraft

Verpflichtender Netzanschluss mit ZEREZ ab dem 01.02.2025

Festlegungsverfahren Zugangsregulierung

BSI überarbeitet Smart-Meter Gateway Dokumente in 2025

Bundesnetzagentur treibt die Regulierung 2.0 in vier zentralen Themen voran

Positive Aspekte:

Herausforderungen:

Ausblick:

Eine wichtige Verordnung, die bislang beim Rollout nicht beachtet wurde

Was ändert sich?

Auswirkungen auf den deutschen Rollout nach dem MsbG

Herausforderungen für Deutschland

Ein Weckruf für die deutsche Regulierung

Schürfen wir bald alle nach Kilowattstunden? – Die neue Goldgräberstimmung bei Energiespeichern

Ein Tsunami der Großspeicher

Die Verheißungen des Marktes

Politische Hürden und rechtliche Unsicherheiten

Goldgräberstimmung und systemische Risiken

Fazit

Sektorübergreifend

Die wichtigsten Zahlen zum Energiemarkt 2024 auf einem Blick (03.01.2025)

BDEW-Strompreisanalyse

Haushalte:

Kleine bis mittlere Industrie:

Inklusive Stromsteuer bezahlten diese Betriebe rund 16,99 ct/kWh. Das sind 7,47 ct/kWh weniger als 2023. Damit liegt der Preis wieder bei einem ähnlichen Niveau wie vor der Energiepreiskrise 2022.

Strommarktanalyse der BNetzA

Großhandelsstrompreise:

BDEW-Jahresbericht zur Energieversorgung 2024

Agora Energiewende: Stand der Transformation im Jahr 2024

Nächste Schritte:

Regulatorik

KWKG: Verlängerung rückt in realistische Nähe (15.01.2025)

Hintergrund

Positionen der Sachverständigen – Anhörung im Deutschen Bundestag am 15.01.2024

KWKG als Staatliche Beihilfe eingestuft?

Nächste Schritte

AI-Act: BNetzA erhält umfangreiche Befugnisse (15.01.2025)

NKI: Neue Kommunalrichtlinie des BMWK startet (08.01.2025)

Die ersten 100 Tage der neuen EU-Kommission aus energiewirtschaftlicher Perspektive (02.01.2025)

Vom Green Deal zum Clean Industrial Deal – Alter Wein in neuen Fässern?

Zuständigkeiten

„Kompass für Wettbewerbsfähigkeit“ als Leitfaden für die Klima- und Innovationspolitik

Europa wird digitaler: KI als Sprungbrett

Polen übernimmt dem EU-Ratsvorsitz von Ungarn – die Energieagenda (01.01.2025)

Stärkung und Ausweitung der Europäischen Strategie für Energiesicherheit

Bundesrat stimmt für Ladesäulen-Verordnung zur Anpassung an die AFIR (20.12.2024)

Marktentwicklung

Smart-Meter-Ausbau: Aktuelle Quote liegt bei 2 Prozent (08.01.2025)

Verkaufsstart für Emissionszertifikate im nEHS auf Q2/2025 verschoben (11.12.2024)

Strom

Regulatorik

EnWG-Rumpfnovelle im Bundestag diskutiert (15.01.2025)

Die wesentlichen Änderungen und Inhalte im Überblick:

Übernahme von Regelungen aus dem Regierungsentwurf

Reaktionen aus der Energiewirtschaft – Anhörung im Bundestag am 15.01.2025

Ausblick:

Aktualisierte Regelungen für Netzbetreiber und Elektrotechniker-Handwerk (13.01.2025)

CO₂-Preis steigt auf 55 Euro