Politisches Engagement

Die grundlegende Transformation des Energiesystems führt zu regelmäßigen Diskussionen über Anpassungen des Strommarktdesigns. Die Bundesregierung hat in diesem Kontext die Einführung eines Kapazitätsmechanismus‘ angekündigt, der 2027 konzeptioniert werden soll. Der Kapazitätsmechanismus soll dann ab 2032 ausreichend disponible Leistung zur Verfügung stellen. Zur konkreten Ausgestaltung diesen Kapazitätsmechanismus‘ hat sich die Bundesregierung allerdings bisher nicht geäußert. Die EnBW setzt sich für die Einführung eines zentralen Kapazitätsmechanismus‘ ein. Ein solcher ist aufgrund europäischer Vorbilder leichter und zeitnaher einzuführen und einfacher nachzujustieren.

Auf europäischer Ebene stehen für 2026 bzw. 2027 Reformen des Strommarkts, einschließlich der Fördermechanismen für Erneuerbare Energien, an.

Die EnBW sprach sich im Laufe der letzten europäischen Marktreform nachdrücklich für die Beibehaltung des bestehenden, hocheffizienten Marktrahmens auf Grundlage einer grenzkostenbasierten Preisbildung aus und riet von einer Abschaffung oder signifikanten Änderung dieses Rahmens ab. Diese Position vertritt EnBW auch im Hinblick auf die kommenden Reformen. Aus Sicht der EnBW bedarf es bei den kommenden Reformen lediglich kleinerer Optimierungen bzw. Anpassungen.

Im Rahmen der sog. Kraftwerksstrategie beabsichtigt die Bundesregierung, den nicht zuletzt aufgrund des Kernenergie- und Kohleausstiegs entstandenen Bedarf an gesicherter Leistung durch die Ausschreibung von Gas- und Wasserstoffkraftwerken zu füllen. Die Bundesregierung hat für das Jahr 2026 die Verabschiedung des „Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten“ angekündigt. Das Gesetz sieht unter anderem vor, mit zwei Auktionsrunden in 2026 insgesamt 9 GW an Langzeitkapazitäten auszuschreiben; in 2027 sollen noch einmal 2 GW Erzeugungskapazitäten ausgeschrieben werden. Zudem sieht das Gesetz eine Regionalkomponente vor, die den Bau von wasserstofffähigen Gaskraftwerken besonders im sog. netztechnischen Süden anreizen soll. Das ist aus Gründen der Systemstabilität essenziell.

Die EnBW begrüßt die Regionalkomponente und dass die Bundesregierung die Kraftwerksstrategie in 2026 umsetzen möchte. Die EnBW plant, sich an den Auktionen zu beteiligen. In welchem Rahmen das erfolgen wird, hängt jedoch vom finalen Gesetz und dem tatsächlichen Ausschreibungsdesign ab.

Die Energiewende gelingt nur mit einem schnellen und verlässlichen Ausbau dezentraler Erneuerbarer Energien – im Wesentlichen Windenergie an Land und Photovoltaik-Freiflächenanlagen. Dafür brauchen Projektierer und Investoren Planungssicherheit: Die beihilferechtliche Genehmigung des aktuellen EEG-Förderrahmens läuft Ende 2026 aus, sodass ein verabschiedetes und von der Europäischen Kommission genehmigtes EEG zum 01.01.2027 ohne „Fadenriss“ bereitstehen muss. Aus EnBW-Sicht sollte der neue Investitionsrahmen auf zweiseitigen Differenzverträgen (CfD) aufbauen – vorzugsweise mit einem Marktwertkorridor, der Marktintegration und eine systemdienliche Fahrweise unterstützt. Gleichzeitig müssen Genehmigungshemmnisse weiter abgebaut und praktikable, ausgewogene Lösungen für die Synchronisation von Erzeugungs- und Netzausbau gefunden werden, ohne den Ausbau der Erneuerbaren einseitig auszubremsen. Entscheidend ist zudem, dass die Gesetzgebungsverfahren (u. a. EEG, EnWG, Windenergie-auf-See-Gesetz sowie das sogenannte Netzpaket) sinnvoll verzahnt werden. EnBW bringt sich in die laufenden Verfahren und Konsultationen konstruktiv ein, um einen stabilen, umsetzbaren Rahmen für den weiteren Ausbau zu sichern.

Hinsichtlich Wind Onshore wurden zwischen 2022 und 2024 einige wichtige regulatorische Verbesserungen vorgenommen, so z.B. das neue Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG), die Festschreibung des überragenden Interesses der Erneuerbaren Energien im EEG, die Novelle des Bundesnaturschutzgesetzes (BNatSchG) sowie die große Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchG).

Gleichwohl sind noch weitere Maßnahmen erforderlich, um die Ausbauziele bei Wind Onshore erreichen zu können:

• Im Rahmen der BNatSchG-Novelle wurden die Regelungen zum Kollisionsrisiko von Greifvögeln zumindest bundesweit standardisiert. Bedauerlicherweise nicht geregelt wurden in der Novelle die Vorgaben zum Fledermausschutz sowie zum Störungsverbot für geschützte Arten (bei Windenergieanlagen meist Lärm). Notwendig wären auch bei diesen Themen bundeseinheitliche Vorgaben.
• Um das betriebsbedingte Tötungsrisiko von Greifvögeln wirklich bewerten zu können, bedarf es einer wissenschaftlich fundierten Methode zur Bewertung des Kollisionsrisikos. Die erste wirklich hierfür geeignete Methode wäre die Probabilistik (Wahrscheinlichkeitsrechnung). Hierzu muss zwingend ein konkreter Schwellenwert festgelegt werden, ab wann ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko vorliegt. Dabei muss berücksichtigt werden, dass Greifvögel auch ohne Windenergieanlagen einem allgemeinen Lebensrisiko ausgesetzt sind (Fressfeinde, Vergiftung, Straßenverkehr, Stromleitungen etc.).
• Bei Windenergievorhaben war es bis zu einem Bundesverwaltungsgerichtsurteil 2024 so, dass die Beeinträchtigung des Landschaftsbildes durch ein Ersatzgeld ausgeglichen wurde. Seit dem Urteil soll vorrangig ein Realausgleich erfolgen. In einigen Bundesländern ist es nun so, dass Behörden Ersatzgeldzahlungen nur zulassen, wenn der Vorhabenträger nachweist, dass er im gesamten Landkreis keine Flächen für Realmaßnahmen bekommen hat. Das ist mit vertretbarem Aufwand kaum zu bewerkstelligen. Sinnvoll wäre eine Wahlfreiheit für Vorhabenträger zwischen Ersatzgeld und Realausgleich. Die Berechnung der Höhe des Ersatzgelds sollte bundesweit einheitlich geregelt werden.
• Bessere personelle und technische Ausstattung von Planungs- und Genehmigungsbehörden.

Die jüngsten Ausschreibungen für Windenergie auf See blieben ohne erfolgreiche Gebote. Das zeigt: Die Rahmenbedingungen haben sich spürbar verändert – insbesondere durch Preissteigerungen entlang der gesamten Lieferkette. Um dem zu begegnen, muss das Windenergie-auf-See-Gesetz zügig an die neuen Gegebenheiten angepasst werden. Aus EnBW-Sicht braucht es dafür ein robustes Auktionsdesign, das Investitionen wieder verlässlich ermöglicht – einschließlich zweiseitiger CfDs mit sachgerechter Indexierung. Die Umsetzung des Net-Zero Industry Acts kann mit Hilfe qualitativer Kriterien erfolgen. Diese müssen messbar sein, dem Ziel der Resilienz tatsächlich folgen und nicht unnötig komplex ausgestaltet sein, um Bürokratisierung und Dokumentationspflichten auf ein Mindestmaß zu begrenzen. Insgesamt ist Eile geboten, um einen „Fadenriss“ im Hochlauf zu vermeiden und die Attraktivität des deutschen Offshore-Windmarkts im internationalen Wettbewerb zu sichern.

Wir unterstützen den von der Bundesregierung beschlossenen Kohleausstieg. Die EnBW selbst plant den Kohleausstieg bis 2028. Dafür müssen jedoch die Voraussetzungen u. a. in Bezug auf die Erhaltung disponibler Leistung und die Umsetzung der Kraftwerksstrategie geschaffen werden.

Um zum Erhalt disponibler Leistung beizutragen, baut bzw. betreibt die EnBW an verschiedenen unserer Steinkohle-Standorte (Heilbronn, Altbach-Deizisau, Stuttgart-Münster) sogenannte Fuel Switch-Anlagen. Beim Fuel Switch erfolgt zunächst der Umstieg von Kohle auf klimafreundlicheres Erdgas, bis Wasserstoff in ausreichendem Maß zur Verfügung steht. Somit können die CO₂-Emissionen unmittelbar reduziert und gleichzeitig die Versorgungssicherheit durch den Erhalt gesicherter Leistung gewährleistet werden. Zudem trägt ein Fuel Switch maßgeblich zum Erhalt von Standorten und Arbeitsplätzen bei. Allerdings muss zur Umsetzung dieser Projekte die Bereitstellung von Wasserstoff beschleunigt geschehen.

Die EnBW setzt den politisch gewünschten Ausstieg aus der Kernenergie konsequent um. Die EnBW hat nach dem Ausstiegsbeschlüssen der Jahre 2002 und 2011 eine langfristige Strategie für den Rückbau ihrer Kernkraftwerke ausgearbeitet, die sie seither konsequent umsetzt. Auch wenn Verzögerungen gegenüber der ursprünglichen Planung wahrscheinlich sind, so geht die EnBW in ihrer Abschätzung im Moment trotzdem unverändert davon aus, dass der Rückbau von GKN II im atomrechtlichen Rahmen etwa 10 bis 15 Jahre dauern wird. Die EnBW spricht sich gegen weitere – politisch oder regulatorisch motivierte – Verzögerungen beim Rückbau ihrer Kernkraftwerke aus. Ein Neubau von Kernkraftwerken, auch in Form von Small Modular Reactors (SMR), kommt aus Sicht der EnBW in Deutschland nicht in Frage.

Nach anfänglicher Euphorie ist der Wasserstoffhochlauf ins Stocken geraten. Es braucht investitionsfördernde Rahmenbedingungen, um den Wasserstoff-Markthochlauf zu ermöglichen. Ziel ist die Wettbewerbsfähigkeit und Wirtschaftlichkeit von Wasserstofflösungen – diese können nur über Skalierung und eine breite Marktdurchdringung realisiert werden. Dabei sind drei Säulen entscheidend:

1. H2-Nachfrage marktbasiert anreizen
   Anreizinstrumente, insbesondere für die Industrie, zur Überbrückung der Differenz von Kosten und Zahlungsbereitschaft für H2, wie bspw. Klimaschutzverträge sind zu begrüßen. Ziel muss es sein, H2-Lösungen für Kunden schnell in die Wirtschaftlichkeit zu bringen und Business Cases zu ermöglichen.
2. Breites und wettbewerbsfähiges H2-Angebot schaffen
   In der Phase des H2-Markthochlaufs wird Wasserstoff ein knappes Gut sein. Daher sind die Anforderungen an die H2-Produktion, insbesondere hinsichtlich der Strombezugskriterien, möglichst pragmatisch zu gestalten. Entscheidend dafür wäre eine gesetzliche Anpassung auf europäischer Ebene, wo die Produktionskriterien definiert werden. “Grüner“ H2 ist langfristig ganz klar das Ziel, aber gerade in der Startphase ist Flexibilität entscheidend. Kohlenstoffarmer (i.W. “blauer“) H2 ist auf absehbare Zeit kostengünstiger als Erneuerbarer (“grüner“) H2 und daher seine Bedeutung für einen erfolgreichen Markthochlauf enorm.
3. H2-Infrastruktur bedarfsorientiert und synchronisiert aufbauen
   Mit den Tochtergesellschaften Ontras und Terranets BW beteiligt sich die EnBW am Aufbau des H2-Kernnetzes. Dieses soll den Grundstein für den Hochlauf des H2-Marktes schaffen. Jedoch lässt das derzeit vorgesehene Finanzierungskonzept keine wirtschaftlich vertretbaren Investitionen zu. Weiterhin sind Konzepte für den Aufbau von H2-Importinfrastruktur (Terminals) sowie Wasserstoffspeichern nötig.

Versorgungssicherheit, Effizienz und Stabilität: Die Anforderungen an unsere Netze steigen kontinuierlich. Sie müssen sich kontinuierlich an technischen Wandel und die Erzeugung anpassen. Hinzukommt, dass Deutschland bis 2045 und Baden-Württemberg bis 2040 klimaneutral werden sollen. Hierfür ist neben einer stärkeren Elektrifizierung in allen Sektoren auch die Transformation der Gaswirtschaft notwendig. Dazu müssen in den kommenden Jahren auch die Infrastrukturen noch schneller um- und ausgebaut werden als bisher geplant. Dies betrifft sowohl die Strom- als auch die Gasinfrastruktur. Die EnBW setzt sich deshalb dafür ein, dass

• Planungs- und Genehmigungsprozesse für Netze, Erzeugung und Speicher weiter beschleunigt und digitalisiert werden;
• Der Ausbau der Netze durch sinnvolle regulatorische Rahmenbedingungen und verlässliche Finanzierung unterstützt wird;
• Die Transformation der Gasnetze unter Beachtung regionaler Besonderheiten und in sinnvoller Koordinierung mit der Wärmeplanung vor Ort erfolgt;
• Die Kosten für den Netzausbau gesenkt werden, indem im Höchstspannungsbereich der Freileitungsbau bei neuen Projekten Vorrang vor der Erdverkabelung erhält. Für die Übertragungsnetze ist die Planung auf Vorrat wichtig, um flexibel auf tatsächliche Bedarfe zu reagieren.

Die EnBW unterstützt den flächendeckenden Ausbau digitaler Infrastrukturen, insb. im Bereich der Glasfaser und passiver Mobilfunkinfrastrukturen. Entscheidend für eine dringend notwendige Beschleunigung des Ausbaus sind schlanke Genehmigungsverfahren, eine umfängliche und unbürokratische Weiße- und Graue-Flecken-Förderung für eigenwirtschaftlich nicht realisierbare Projekte insb. im ländlichen Raum sowie die Vermeidung eines Überbaus bestehender, geförderter Glasfaserleitungen.

Einen zusätzlich positiven Beitrag für einen beschleunigten Ausbau von Gigabitnetzen können nachfrageseitige Förderinstrumente leisten, wie die Voucher-Förderung für Endkunden.

Kritisch zu hinterfragen, ist die Konzeptionierung des sog. Gigabit-Grundbuchs, das zwar die Transparenz über die Trassenführungen und Ausbaubedarfe anzeigen kann, zugleich jedoch die Vulnerabilität der kritischen Infrastrukturen im Telekommunikationsbereich erhöht. Hier gilt es einen gangbaren Mittelweg zwischen notwendiger Transparenz und Sicherstellung der Resilienz der TK-Infrastruktur in der aktuellen Novelle des TKG-Änderungsgesetzes zu identifizieren.

Die EnBW setzt sich für eine bessere Mitnutzung ihrer passiven Mobilfunkinfrastruktur durch Mobilfunknetzbetreiber ein. Damit ließen sich Mobilfunklöcher in Deutschland deutlich schneller schließen.

Die EnBW sieht sich als Vorreiter des Ausbaus der Schnellladeinfrastruktur in Deutschland. Ein bedarfsgerechter und schneller Ausbau des Ladenetzes kann nur im marktlichen Wettbewerb erfolgen.

Für das Gelingen des Aufbaus eines den Kundenbedürfnissen entsprechenden Ladenetzes sind folgende Punkte entscheidend:

• Regulatorische Hürden müssen möglichst geringgehalten werden.
• Weiterhin gilt es insb. durch den Abbau von Hemmnissen bei den behördlichen Genehmigungsverfahren sowie im Rahmen der Netzanschlussprozesse deutschlandweit eine Beschleunigung des Ladeinfrastrukturaufbaus zu erreichen.
• Die AFI-R (Verordnung zu alternativer Infrastruktur für Kraftstoffe) legt europaweit Zielvorgaben (basierend auf Distanz und Leistung) bis 2030 fest. Sie sollte als regulatorischer Maßstab fungieren. Eine Überregulierung mit unnötigen technischen Vorgaben sollte vermieden werden. Bei der zum Jahresende anstehenden Revision der Verordnung sollten die bestehenden Ziele beibehalten und weitere Eingriffe, v.a. in die Preisgestaltung vermieden werden.
• Beschleunigend auf den Ausbau würde sich auch das Zurverfügungstellen von Flächen der öffentlichen Hand (Bundes-, Landes- und kommunale Ebene) auswirken. Hierzu sollte der Masterplan Ladeinfrastruktur 2030 bei den ausbaurelevanten Maßnahmen zeitnah umgesetzt werden.
• Wichtig ist, dass der faire Wettbewerb und der Zugang aller Marktteilnehmer zum Markt sichergestellt werden. Das betrifft vor allem die Datenhoheit der Kunden über die Fahrzeug- und Ladedaten. Diese dürfen nicht durch einzelne Marktteilnehmer eingeschränkt werden.
• Für die Refinanzierung der Ladeinfrastruktur stellt die THG-Quote einen wichtigen Pfeiler dar. Die avisierte Stabilisierung des Instruments im Rahmen der Novelle des Zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote ist zu begrüßen.

Mit dem im Februar 2025 vorgestellten Clean Industrial Deal hat die Kommission frühzeitig einen strategischen Rahmen geschaffen, um Dekarbonisierung und Wettbewerbsfähigkeit enger miteinander zu verzahnen. Klimaschutz wird dabei gezielt als Wachstums- und industriepolitischer Treiber verstanden. Im Fokus stehen insbesondere die energieintensive Industrie sowie Schlüsselbereiche für Netto-Null-Technologien (z. B. Windturbinen, Wärmepumpen, Elektromobilitätsladeinfrastruktur etc.), die eine zentrale Rolle spielen, um die gesetzlich verankerte Klimaneutralität bis 2050 zu erreichen und gleichzeitig die Wettbewerbsfähigkeit gegenüber globalen Wettbewerbern wie China und den USA zu sichern.

Zur weiteren Konkretisierung dieser Strategie hat die Kommission Anfang März 2026 den Vorschlag für einen Industrial Accelerator Act (IAA) vorgelegt. Ziel ist es, die Nachfrage nach klimafreundlichen Technologien gezielt zu stärken und die industrielle Wertschöpfung innerhalb der Europäischen Union auszubauen. Im Zentrum stehen dabei verschärfte Anforderungen an die öffentliche Beschaffung sowie an staatliche Förderinstrumente.

Künftig sollen bei öffentlichen Vergaben, Auktionen sowie jegliche Form staatlicher Intervention oder Förderung verbindliche Mindestanforderungen an die Herkunft („Union origin“) und den Dekarbonisierungsgrad zentraler Materialien gelten. Dies betrifft insbesondere Grundstoffe wie Stahl, Zement beziehungsweise Mörtel und Aluminium. Auf diese Weise soll sowohl die Nachfrage nach klimafreundlich produzierten Materialien erhöht als auch die Ansiedlung und der Ausbau entsprechender Produktionskapazitäten innerhalb Europas gezielt unterstützt werden.

Aus Sicht der EnBW ist das übergeordnete Ziel des Gesetzgebungsvorschlags, die europäische Beschaffung stärker zu diversifizieren und die Abhängigkeit von marktbeherrschenden Anbietern zu reduzieren, grundsätzlich zu begrüßen. Insbesondere vor dem Hintergrund internationaler Wettbewerbsverzerrungen und einseitiger Handelspraktiken kann eine stärkere Resilienz europäischer Lieferketten einen wichtigen Beitrag zur Sicherung der industriellen Wettbewerbsfähigkeit leisten.

Gleichzeitig sieht die EnBW den Vorschlag in seiner konkreten Ausgestaltung kritisch, insbesondere im Hinblick auf die vorgesehenen Mindestanforderungen in der öffentlichen Beschaffung. Als Unternehmen mit öffentlicher Beteiligung ist die EnBW in besonderem Maße von diesen Regelungen betroffen. Vor allem im deutschen Marktumfeld, in dem öffentliche und private Unternehmen in direktem Wettbewerb stehen, drohen dadurch strukturelle Wettbewerbsnachteile für öffentliche Unternehmen.

Hinzu kommt, dass die globalen Beschaffungsmärkte für erneuerbare Energien und Netto-Null-Technologien – etwa im Bereich von Speichern, Elektrolyseuren oder Netzinfrastruktur – bereits heute äußerst angespannt sind. Die Verfügbarkeit zentraler Komponenten ist begrenzt und die Lieferzeiten sind in vielen Fällen erheblich. Vor diesem Hintergrund ist zu erwarten, dass sich zusätzliche regulatorische Anforderungen an Herkunft und Dekarbonisierungsgrad in höheren Preisen niederschlagen werden. Wo die höheren Beschaffungspreise weitergegeben werden können, werden sie zu höheren Energiekosten führen.

Vor diesem Hintergrund setzt sich die EnBW dafür ein, dass regulatorische Vorgaben so ausgestaltet werden, dass alle Unternehmen, die im Wettbewerb agieren, unter vergleichbaren Rahmenbedingungen arbeiten können. Entscheidend ist, dass gesetzliche Anforderungen nicht zu einer systematischen Benachteiligung einzelner Marktakteure führen und gleichzeitig den zügigen Ausbau klimaneutraler Technologien ermöglichen.

Die EnBW unterstützt die Klimaziele der Bundesregierung. Sie bestätigt unseren eigenen Transformationskurs mit dem Ziel von Netto-Null-Emissionen und gibt uns eine höhere Planungssicherheit.

Die Energiewirtschaft hat ihre Ziele zur Einsparung von CO2 bisher deutlich übererfüllt, wie sie im Klimaschutzgesetz definiert sind. Allerdings müssen auch die anderen Sektoren ihren Beitrag zur Emissionsminderung leisten. Insb. muss die Dynamik im Verkehrssektor deutlich gesteigert werden. Die Ziele der Energiewirtschaft können nur unter folgenden Voraussetzungen erreicht werden:

• Der Ausbau der Erneuerbaren Energien muss deutlich beschleunigt werden. Hier konnte die Bundesregierung erhebliche Fortschritte erzielen, die aber weiter verstetigt werden müssen.
• Es muss jetzt schnell an der Entstehung eines massentauglichen internationalen Wasserstoffmarktes gearbeitet werden.
• Der Ausbau der Infrastruktur muss beschleunigt werden.
• Im Gebäude- und Verkehrsbereich müssen die Emissionen durch eine konsequente Elektrifizierung schnell und stetig sinken.

Eine wirksame CO₂-Bepreisung als zentrales marktliches Steuerungselement ist in allen Sektoren anzustreben. Sie liefert die richtigen Anreize, um die Klimaziele effizient durchzusetzen. Das europäische Emissionshandelssystem (EU ETS) bildet eine zentrale Säule der CO2-Bepreisung. Die vom EU ETS betroffenen Unternehmen (Sektoren: Ölraffinerien, Stahl- und Aluminiumproduktion, Energieerzeugung, Luftfahrt etc.) müssen ihren Ausstoß an klimaschädlichen Gasen (CO2, Stickstoffdioxid und Perfluorkohlenstoffen) mit einem Emissionszertifikat hinterlegen. Diese Zertifikate müssen im Rahmen von Auktionen oder im Handel zwischen den Unternehmen untereinander erworben werden. Die Gesamtemissionen im EU ETS werden politisch definiert und die Anzahl verfügbarer Zertifikate entsprechend den Klimazielen reduziert.

Mit der im Rahmen des “Fit for 55”-Pakets angestoßenen Reform und Erweiterung des EU ETS wurden eine Reihe von Kernpositionen der EnBW umgesetzt. So wurde das allgemeine Ambitionsniveau für Emissionsreduktionen innerhalb des EU ETS von ehemals -43 % auf -62 % bis 2030 (Basisjahr 2005) angehoben. Eine starke Abschwächung des EU ETS, wie sie teilweise gefordert wird, würde aus Sicht von EnBW die Zielerreichung gefährden und wird daher nicht unterstützt.

Darüber hinaus begrüßt EnBW weiterhin die Einführung eines eigenständigen Emissionshandelssystems für die Sektoren Gebäude und Verkehr (sog. „EU ETS II“). Trotz der verschobenen Einführung stellt das ETS II ein zentrales Instrument zur Dekarbonisierung dieser Sektoren und zur Erreichung der Klimaziele dar. Gleichzeitig spricht sich die EnBW für ausreichende soziale Ausgleichsmaßnahmen aus, damit das EU ETS II bei sozial benachteiligten Bevölkerungsgruppen nicht zu einer Preissteigerung führt. Entsprechend begrüßt die EnBW auch die Einrichtung des europäischen Sozial- und Klimafonds.

Die trotz des Wegfalls der EEG-Umlage weiterhin hohe Abgabenlast auf den Strom-Endkundenpreis in Deutschland, behindert die Sektorenkopplung und klimafreundliche Investitionen. Eine Neuausrichtung des Steuer-, Abgaben- und Umlagesystems an der CO₂-Intensität der verschiedenen Energieträger ist dringend erforderlich. Dies sollte auch im Rahmen der in den nächsten Jahren anstehenden Entscheidungen zu einem künftigen Strommarktdesign, Preissignalen und geeigneten Förderanreizen eine wichtige Rolle spielen. Kurzfristig ist eine Senkung der Stromsteuer auf den europäischen Mindestsatz nötig und eine Absenkung der Mehrwertsteuer zu erwägen.

EnBW befürwortet die stufenweise Anhebung des Preispfades im Brennstoff-Emissionshandelsgesetz (BEHG) und eine weiterhin wichtige Rolle der CO₂-Bepreisung.

Die von der EU-Taxonomie angestrebte Schaffung eines Klassifizierungssystems für nachhaltige wirtschaftliche Aktivitäten mittels klarer Standards und Instrumente erachten wir als wichtiges Instrument, um mehr Transparenz über nachhaltige Geschäftsaktivitäten insbesondere für Investoren an den Finanzmärkten zu schaffen. EnBW begrüßt die Festlegung der Definition von Nachhaltigkeit in der Taxonomie-Verordnung. EnBW begrüßt ebenfalls, dass die Europäische Kommission beabsichtigt die EU-Nachhaltigkeitsgesetzgebung insgesamt in Bezug auf eine Reduktion unnötiger Berichtspflichten zu überprüfen. Es gilt dabei eine geschickte Balance zwischen Aufwand und Nutzen zu finden:

• Aus Sicht der EnBW ist dabei wichtig, auch die notwendigen Investitionen für die Zwischenschritte der Transformation mit einzubeziehen, wie in der Taxonomie-Verordnung im Rahmen einer Transitionskategorie angelegt. Insbesondere Erdgas ist für einige Mitgliedstaaten, u. a. Deutschland, ein wichtiger Energieträger als Zwischenschritt für eine kostengünstige Dekarbonisierung bis ausreichend grünes/dekarbonisiertes Gas zur Verfügung steht.
• Ebenfalls muss bei der Überarbeitung der technischen Bewertungskriterien darauf geachtet werden, dass Aktivitäten nicht rückwirkend anders eingestuft werden müssen. Das würde zu erheblicher Planungsunsicherheit für langfristige Investitionen führen.

EU-Verordnung für künstliche Intelligenz (AI Act):

Der EU AI Act reguliert die Nutzung künstlicher Intelligenz in der EU. Besondere Anforderungen gelten dabei für Hochrisiko-KI-Anwendungen. Innerhalb der EnBW sind verschiedene operative Use-Cases in Anwendung, von Predictive Maintenance in Verteilnetzen und Wind Offshore Anlagen, der Prognose zur Einspeisung von Erneuerbarem Strom und Verbrauch bis hin zur Optimierung von Windpark-Layouts.

Hauptforderungen seitens EnBW sind:

• Es bedarf einer klaren Definition von KI, welche konventionelle Software nicht miterfasst.
• Beschränkung der Kategorie „Hochrisiko KI-Systeme“ auf Systeme, die unzweifelhaft mit hohem Risiko verbunden sind und bis dato nicht von geltendem europäischen und nationalen Produktsicherheitsrecht erfasst werden.
• Die Erfüllung der Vorgaben der Gesetzgebung muss für Unternehmen jeglicher Größe mit so geringem bürokratischem Aufwand wie möglich erfolgen.
• Bewertungen von KI-Anwendungen sollten möglichst im sog. „self-assessment“-Verfahren und nicht umständlich durch dritte Akteure (third-party assessment) erfolgen.

Die Umsetzung der KI-Regulierung muss insgesamt möglichst wenig restriktiv und wesentlich stärker innovationsfördernd wirken. Daher sind komplexitätsmindernde Maßnahmen im Rahmen der betreffenden EU-Omnisbus-Pakete zu begrüßen. Dies gilt besonders auch vor dem Hintergrund des globalen technologischen Wettbewerbs im Bereich KI.

EU-Data Act:

Die Gesetzgebung hat das Ziel einen EU-Binnenmarkt für Daten entstehen zu lassen, indem das Teilen von Daten in wesentlich größerem Ausmaß stattfinden soll und dadurch über Sektoren und Mitgliedstaatengrenzen hinaus Wertschöpfung generiert werden kann.

In diesem Zusammenhang wurden auch neue Rechte an Daten, besonders auch von Produkt- und Industriedaten, definiert. Die Grundprinzipien zu Datenzugangsrechten beinhalten aus Sicht der EnBW sowohl Chancen als auch mögliche größere Aufwände. Wichtig ist, dass dieses neue Gesetz zur sektorspezifischen Regulierung passt und Datensicherheit beim Betrieb kritischer Infrastrukturen gewährt bleibt.

Die EnBW betreibt zahlreiche kritische Infrastrukturen in unterschiedlichen Sektoren (u. a. Energie, Telekommunikation, Verkehr, Wasser) und misst dem Schutz der kritischen Anlagen einen sehr hohen Stellenwert bei. Die Erhöhung der Resilienz kritischer Infrastrukturen (Cybersicherheit + physischer Schutz) ist aufgrund der Zunahme und Erhöhung der Komplexität der Gefahren unabdingbar.

Die Umsetzung der europäischen NIS2-Richtlinie (Cybersicherheit) und CER-Richtlinie (physischer Schutz) über das NIS2-Umsetzungsgesetz und das KRITIS Dachgesetz sind daher zu begrüßen. Wichtig ist, dass eine Erhöhung der Resilienzanforderungen wirtschaftlich umsetzbar bleibt. Für das Funktionieren des Gesamtsystems ist ein Austausch von KRITIS-Betreibern mit den relevanten Behörden (BSI, BNetzA, BBK) unumgänglich. Meldepflichten und Meldewege bei kritischen Ereignissen sollten möglichst straff, effizient, sicher und nicht redundant ausgestaltet werden. Inkongruente Mehrfachregulierungen sind zu vermeiden.

Eine wirksame Unterstützung der KRITIS-Betreiber ist nur bei ausreichendem Know-how und Kapazitäten der zuständigen Behörden möglich. Betraute staatlichen Stellen müssen sicherstellen, dass sensible Informationen Unbefugten nicht zugänglich gemacht werden. Für einen effektiven Schutz vor Drohnen ist entscheidend, dass die Befugnisse von Sicherheitsbehörden und Bundeswehr klar definiert und abgegrenzt sind. Die EnBW spricht sich im Hinblick auf die Drohnenabwehr gegen die Beleihung von Betreibern kritischer Infrastrukturen oder privaten Sicherheitsdiensten aus.

Die Bundesregierung hat eine Überarbeitung der Wärmegesetze angekündigt und in diesem Kontext das Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) vorgelegt. Mit der Abschaffung der 65-Prozent-Regel wird zwar kurzfristig ein stabiler Rahmen für den Erdgasmarkt geschaffen, jedoch ist sicherzustellen, dass die Transformation der Gasnetze auf Wasserstoff weiter voranläuft und die Anreize für Fernwärme nicht geschwächt und die Klimaziele im Gebäudesektor nicht verfehlt werden. Die Ausgestaltung der angekündigten Bio-Treppe und Grüngas-Quote sind ebenfalls entscheidend für den Pfad zur Klimaneutralität.

Im Rahmen des GMG wird auch das Wärmeplanungsgesetz (WPG) überarbeitet. Dabei kommt es insb. auf die richtige Verzahnung zwischen GMG und WPG an, um gebäudeenergetische Vorgaben zu verschlanken und Anforderungen an die kommunale Wärmeplanung zu reduzieren. Mit dem WPG werden bisher die Grundlagen für die Einführung einer flächendeckenden Wärmeplanung in Deutschland geschaffen. Die Länder werden verpflichtet, sicherzustellen, dass auf ihrem Hoheitsgebiet bis zum 30. Juni 2026 für Großstädte mit mehr als 100.000 Einwohner*innen bzw. bis zum 30. Juni 2028 für Gemeinden mit weniger als 100.000 Einwohner*innen Wärmepläne erstellt werden. Die Pflicht zur Wärmeplanung ist in einigen Bundesländern (u.a. in Baden-Württemberg) bereits Teil landesgesetzlicher Regelungen (Klimawandelanpassungsgesetz (KSG BW)). In Baden-Württemberg ist die „verpflichtende“ Wärmeplanung für die 104 großen und kreisfreien Städte in Baden-Württemberg bereits abgeschlossen. Das novellierte Klimaschutz- und Klimawandelanpassungsgesetz Baden-Württemberg (KSG BW), das die Vorgaben des Wärmeplanungsgesetzes auf Bundesebene umsetzt, trat am 6. August 2025 in Kraft: Ein komplett neuer Abschnitt 6 “Wärmeplanung” wurde hier aufgenommen. Die Verpflichtung zur Wärmeplanung betrifft nun alle Gemeinden in Baden-Württemberg, unabhängig von deren Einwohnerzahl. Außerdem gibt es u.a. ein “vereinfachtes Verfahren“ für kleinere Kommunen zur Erstellung der Wärmeplanung. Die Finanzierung wird über sog. Konnexitätszahlungen des Landes an die Kommunen geregelt.

Aus unserer Sicht verfolgt das Wärmeplanungsgesetz ein grundsätzlich sinnvolles Ziel, in der Praxis bestehen aber Herausforderungen. Im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung gilt es daher, folgende Punkte zu bedenken:

• Maßnahmen, die sich aus der kommunalen Wärmeplanung ergeben, sind heute überwiegend nicht wirtschaftlich darstellbar. Ein aus volkswirtschaftlicher Sicht sinnvoller Wärmeplan bedeutet nicht automatisch auch einen betriebswirtschaftlich sinnvollen Business Case.
• Aus unserer Sicht muss deshalb für die Umsetzer der Wärmeplanung klar sein, wie die sich aus der kommunalen Wärmeplanung ergebenden Maßnahmen finanziert werden.
• Um die Finanzierung von Investitionen zu erleichtern, müssen hier zwei zentrale Aspekte adressiert werden:
  • Es muss eine größere Zahl an Investorengruppen und mehr Kapital für die Wärmewende aktiviert werden.
  • Aus einer volkswirtschaftlichen Perspektive sollten diejenigen Technologien genutzt werden, die die geringsten volkswirtschaftlichen Kosten verursachen.
• Gleichwohl sind die Investitionsentscheidungen im Einzelnen von Privatpersonen, Unternehmen und kommunalen Trägern zu treffen. Hier steht die betriebswirtschaftliche Perspektive im Vordergrund und damit die Frage, ob eine Investition sich über ihre Lebensdauer auch rechnet.
• Um die Umsetzung der Wärmewende zu beschleunigen, ist ein verlässlicher gesetzlicher und wirtschaftlicher Rahmen für die nächsten 10 bis 15 Jahre dabei eine selbstverständliche Notwendigkeit – für Unternehmen wie die EnBW, Stadtwerke sowie für private Kapitalanleger.

Speicher sind integraler Bestandteil unterschiedlichster Geschäftsmodelle der EnBW. Mit Senec engagiert sich die EnBW seit einigen Jahren im Heimspeichermarkt und bietet unseren Kund*innen Komplettlösungen für ihr Eigenheim an (Kombination von PV-Anlage, Wärmepumpe, Wallbox, Speicher, Energiemanagementsystem (HEMS)). Die EnBW ist Marktführer beim Ausbau von Ladeinfrastruktur: Hier laufen erste Piloten zur Nutzung von Speichern und die zunehmenden Herausforderungen beim Netzanschluss der Ladeparks zu bewältigen.

Pumpspeicher:

EnBW betreibt mit Glems und Forbach zwei eigene Anlagen und ist außerdem direkt und indirekt zu rund 50 Prozent an der Schluchseewerk AG beteiligt (Schluchsee-Pumpspeicherkaskade mit drei Werken, sowie Pumpspeicher Säckingen und Wehr). Der Pumpspeicher Forbach befindet sich derzeit im Bau (Modernisierung und Ausbau Kapazität), Ausbau und Modernisierung der Schluchseekette ist in Vorbereitung. Für die erste Stufe Häusern läuft das Planfeststellungsverfahren beim Regierungspräsidium Freiburg. Pumpspeicher sind mit ihrem Leistungsvermögen und ihrer Geschwindigkeit eine Lebensversicherung für die Transportnetze (u.a. Schwarzstartfähigkeit).

Großbatteriespeicher:

Seit 2023 werden alle Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit Batteriespeichern kombiniert. Damit wird ihre Flexibilität gesteigert und die Produktion erfolgt bedarfsgerechter. Bestehende Solarparks werden nachgerüstet. An den (ehemaligen) Kraftwerksstandorten Marbach (100 MW/100 MWh) und Philippsburg (400 MW/800 MWh) entstehen Stand-Alone-Großspeicher mit dem Standortvorteil des bestehenden Netzanschlusses. Vorteil: Flexibilität, Geschwindigkeit, Systemdienstleistungen für Versorgungssicherheit und Systemstabilität.

Speicher sind in der heutigen Energiewelt also nicht mehr wegzudenken, allerdings gibt es auf regulatorischer Seite einige Optimierungsmöglichkeiten.

Ein Beispiel für das Segment Heimspeicher wäre die gesetzliche Vereinfachung für den Multi-Use-Betrieb von (Heim)-Speichern. Mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien bekommt die Bereitstellung von Flexibilität und gesicherter Leistung im Stromsystem eine immer größere Bedeutung. Stromspeicher können hierzu einen wichtigen Beitrag leisten, wenn die regulatorischen Rahmenbedingungen stimmen. Dies gilt insbesondere auch im Kontext der aktuellen und sich künftig weiter verschärfenden Anforderungen an Prosumer (Vergütungsstopp bei negativen Strompreisen, angedachte Absenkung der Schwelle für eine Direktvermarktungspflicht etc.), bei denen ein Multi-Use-Einsatz von Stromspeichern weitere (wirtschaftliche) Handlungsoptionen für den Anlagenbetreiber bieten kann. Die aktuellen Vorgaben führen jedoch aktuell u.a. zu erheblichen Hürden und Aufwänden bei einem Multi-Use-Betrieb und zu Doppelbelastungen bei Abgaben und Umlagen. Um Speicher vollumfänglich für verschiedene Flexibilitätsprodukte einsetzen zu können (Eigenverbrauchsoptimierung, netzdienliches Laden, Bereitstellung von Regelenergie etc.), muss der Rechtsrahmen konsequent überarbeitet werden:

• Speicher müssen grundsätzlich als Problemlösungsbeitrag anerkannt werden und als eigenständige Säule des Energiesystems definiert werden.
• Durch eine gesetzliche Definition der Stromspeicherung sollte klargestellt werden, dass Stromspeicher grundsätzlich keine Letztverbraucher sind.
• Die Bundesnetzagentur diskutiert derzeit im sogenannten AgNes-Prozess die vorzeitige Beendigung der gesetzlich garantierten Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 Energiewirtschaftsgesetz. Die Befreiung der Stromspeicher von Netzentgelten und anderen Letztverbraucherlasten ist aber eine zentrale Voraussetzung für die Wirtschaftlichkeit von Speichern. Der Vertrauensschutz für die derzeit geplanten Investitionen in Speicher muss unbedingt gewahrt werden, um Schaden vom Standort Deutschland abzuwenden.
• Es bedarf einer zeitnahen pragmatischen Behandlung von Speichern im Multi-Use-Betrieb (z.B. keine aufwändigen technischen und prozessualen Anforderungen).

Speicher spielen auch im Rahmen der Elektromobilität eine zunehmend wichtige Rolle. Daher ist die Umsetzung des europarechtlich geregelten diskriminierungsfreien und kostenlosen Zugriffs auf Daten aus Autobatterien und Heimspeichern in nationales Recht unabdingbar.

Um entsprechende Flexibilitätsprodukte (z.B. für bidirektionales Laden etc.) im Markt anbieten zu können, müssen alle Flexibilitätsanbieter einen entsprechenden Zugriff auf Speicher-Daten (z.B. State of Health, State of Charge etc.) von den Herstellern erhalten. Dieses Recht ist bereits in der EU Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) verankert, jedoch noch nicht in nationales Recht umgesetzt worden. Eine schnellstmögliche Umsetzung ist notwendig, damit

• Haushalte so die Möglichkeit haben, über Dritte beispielsweise die Ladezustände ihrer (Speicher-)Anlagen oder E-Autos anzeigen zu lassen – barrierefrei und in der App, die sie sich ausgesucht haben.
• proprietäre Systeme der Hersteller ansonsten Wettbewerb verhindern und den Zugang zu sog. Energiewendetechnologien umständlich und kompliziert machen.

Ergänzung Großspeicher

• Die Genehmigungsverfahren für Pumpspeicher nehmen heute bis 15 Jahren in Anspruch. Sie müssen drastisch beschleunigt und vereinfacht werden.
• Für Batteriegroßspeicher ist eine pragmatische gesetzliche Lösung für den Netzanschluss erforderlich, die eine Mehrfachnutzung von Netzanschlusspunkten belohnt und die Seriosität der Planungen berücksichtigt.