Umsetzungsplan für öffentlich kommunizierte Klima- und Umweltziele

Die Reduktionsziele von 83 Prozent bis 2035 und mindestens 95 Prozent bis 2040 beziehen sich auf die Summe der unternehmenseigenen direkten (Scope-1) und indirekten, marktbasierten (Scope-2) Emissionen gegenüber dem Basisjahr 2018.

• Ausstieg aus der Kohleverstromung: Wir streben an, bis 2028 aus der Kohleverstromung auszusteigen, sofern entsprechende Rahmenbedingungen erfüllt sind und die Versorgungssicherheit dadurch nicht gefährdet wird. Gegenüber 2018 wurde die installierte Kohleleistung bereits deutlich reduziert. Im Jahr 2026 befinden sich nur noch drei Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 1,4 GW im Betrieb.
• Fuel-Switch-Kraftwerke errichten: Zur Absicherung des Kohleausstiegs ersetzt EnBW an ausgewählten Standorten Kohlekraftwerke durch wasserstofffähige Gas- und Dampfkraftwerke. Das Kraftwerk Stuttgart-Münster wurde 2025 in Betrieb genommen. Die Standorte Altbach/Deizisau und Heilbronn befinden sich in der Umsetzung; ihre Inbetriebnahme ist nach aktueller Planung für 2027 vorgesehen. Durch die Umstellung von Kohle auf Erdgas sollen die Treibhausgasemissionen der betroffenen Standorte um ca. 60% reduziert werden, während gleichzeitig die Versorgungssicherheit gewährleistet bleibt.
• Fuel Switch zu Wasserstoff und anderen Gasen mit geringeren Lebenszyklusemissionen: Für die wasserstofffähigen Kraftwerke sieht die aktuelle Planung eine spätere vollständige Umstellung auf Wasserstoff vor. Dafür kommt sowohl blauer (d.h. aus Erdgas unter Abscheidung und Speicherung des entstehenden CO₂ gewonnen) als auch grüner Wasserstoff (d.h. durch Elektrolyse unter Einsatz von Strom aus 100% erneuerbaren Energien gewonnen) in Frage. Parallel dazu werden weitere Dekarbonisierungsoptionen geprüft, insbesondere für Anlagen, die nicht direkt wasserstofffähig ausgelegt sind. Neben Wasserstoff wird so auch der Einsatz von Biomethan untersucht. Maßgeblich für den Einsatz der Gase sind deren nachgewiesene Lebenszyklusemissionen (also einschließlich ihrer Vorkette), die Verfügbarkeit geeigneter Liefermengen, sowie die geltenden regulatorischen und nachhaltigkeitsbezogenen Anforderungen.
• Dekarbonisierung der Wärmeversorgung und reduzierter Gasnetzbetrieb: Die Reduktion der wärmebezogenen Emissionen erfolgt insbesondere durch den Kohleausstieg, den Einsatz effizienter Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und ihrer späteren Umstellung auf Gase mit geringeren Lebenszyklusemissionen sowie durch die Integration neuer Technologien wie Großwärmepumpen oder, wo möglich, durch Geothermienutzung. Bereits heute kommen entsprechende Technologien beispielsweise am Standort Stuttgart-Münster oder in Bruchsal zum Einsatz.
  Mit der Dekarbonisierung der eigenen Wärmeerzeugung leistet EnBW einen Beitrag zur Wärmewende in Deutschland. Zusammen mit der Transformation des Kraftwerksparks und der Dekarbonisierung von Industrieprozessen z.B. durch Elektrifizierung oder Ersatz fossiler Brennstoffe durch solche mit geringeren Lebenszyklusemissionen wird die Erdgasnachfrage in Deutschland perspektivisch zurückgehen. Damit werden die Emissionen aus dem Betrieb der Gasnetze in den Konzerngesellschaften langfristig sinken.
• Verringerung von Emissionen aus Reserve- und Redispatch-Einsätzen: Mit der Transformation des Kraftwerksparks und dem weiteren Ausbau der Stromnetze sollen Emissionen aus Reserve- (systemstabilisierender Einsatz bereits stillgelegter Anlagen auf Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers) und Redispatch-Maßnahmen (systemstabilisierender Maßnahmen mit Anlagen im Betrieb auf Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers) langfristig sinken. Zusätzliche Beiträge ergeben sich aus dem Ausbau der Übertragungsnetze und damit der Verringerung von Netzengpässen sowie dem Ersatz fossiler Reservekapazitäten durch emissionsärmere Alternativen.
• Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energien für geeignete Erzeugungsverbräuche: EnBW prüft fortlaufend, in welchem Umfang sich der Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien für geeignete Erzeugungsverbräuche wirtschaftlich und regulatorisch sinnvoll umsetzen lässt. Diese Maßnahme kann einen zusätzlichen Beitrag zur Reduktion der marktbasierten Scope-2-Emissionen leisten.
• Beitrag zur Dekarbonisierung des deutschen Strommixes durch Ausbau erneuerbarer Energien: EnBW strebt an, die installierte Leistung erneuerbarer Energien bis 2030 auf 10,0 bis 11,5 GW auszubauen. Das Ausbauziel für 2025 wurde bereits erreicht. Im Jahr 2025 lag die installierte Leistung bei rund 7,4 GW und der Anteil erneuerbarer Energien am Erzeugungsportfolio deutlich über dem ursprünglich angestrebten Niveau. Darüber hinaus befindet sich eine umfangreiche Projektpipeline in Entwicklung oder Umsetzung. Der weitere Ausbau erneuerbarer Energien trägt sowohl direkt zur Verringerung der eigenen Emissionen als auch mittelbar zur Dekarbonisierung des deutschen Stromsystems bei.
• Beschaffung von Ökostrom aus 100% erneuerbaren Energien für Netzverluste: Der Bezug von Strom aus 100% erneuerbaren Energien für die beim Stromnetzbetrieb unvermeidbare Verlustenergie ist nach derzeitiger Rechtsauslegung nicht möglich. Die Beteiligungen Netze BW und naturenergie verfolgen bereits heute einen energiewirtschaftlich vergleichbaren Ansatz, indem sie dem Markt dauerhaft eine entsprechende Menge an Herkunftsnachweisen für Strom aus 100 % erneuerbaren Energien entziehen. Dadurch werden die mit Netzverlusten verbundenen Scope-2-Emissionen deutlich reduziert. Die Fortführung dieses Ansatzes ist ein wesentlicher Beitrag zur Verringerung der marktbasierten Scope-2-Emissionen.

Zuständig für Planung und Umsetzung der wesentlichen Maßnahmen sowie die Bereitstellung der Fortschrittsdaten sind für das Erzeugungsportfolio insbesondere der EnBW-Geschäftseinheit Erzeugung, sowie die Beteiligungen Valeco, ZEAG und Stadtwerke Düsseldorf (SWD). Wesentlich bei den Strom- und Gasnetzgesellschaften sind die Netze BW, TransnetBW, ONTRAS, terranets bw, naturenergie, Pražská energetika (PRE) und SWD. Der Nachhaltigkeitsbereich koordiniert die konzernweite Ziel- und Fortschrittsdarstellung.

Bis 2030 plant EnBW Gesamtinvestitionen von bis zu 50 Mrd. Euro. Auf das Segment Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur entfallen davon insgesamt 25% bis 30%. Für den Zeitraum 2026-2028 sind davon rund 5,1 Mrd. € eingeplant wovon 2,5 Mrd. € für den Ausbau der Erneuerbaren Energien vorgesehen sind. Für den thermischen Kraftwerkspark sind 2,2 Mrd. € eingeplant, wovon der Großteil auf die Fertigstellung der Fuel-Switch-Projekte in Heilbronn und Altbach/Deizisau entfallen – das Fuel Switch Kraftwerk in Stuttgart-Münster wurde bereits in Betrieb genommen.

Die Netztöchter der EnBW werden sowohl die Transport- als auch die Verteilnetze für Strom, Gas und langfristig Wasserstoff weiter ausbauen. Im Segment Systemkritische Infrastruktur sind dafür bis 2030 60% bis 70% der Investitionen von bis zu 50 Mrd. Euro eingeplant. Für Beiträge der EnBW zum Wasserstoff-Kernnetz sind dabei Investitionen von rund 1 Mrd. Euro vorgesehen. Auf die Jahre 2026 bis 2028 entfallen im Segment Systemkritische Infrastruktur (d.h. i.W. die Netze) Investitionen von 16 Mrd. €.

Von den für 2026 bis 2028 geplanten Gesamtinvestitionen von 22,3 Mrd. € (hierin sind neben den beiden oben genannten Segmenten noch Investitionen in Höhe von 1,2 Mrd. € im Segment Intelligente Infrastruktur für Kund*innen enthalten, die vor allem in den Ausbau der Ladeinfrastruktur fließen, jedoch nicht auf die Reduktionsziele einzahlen) werden voraussichtlich mehr als 85 % die Kriterien der EU-Taxonomie-Konformität erfüllen, das heißt, sie fließen ausnahmslos in wirtschaftliche Aktivitäten, die nach den Kriterien der EU einen wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz leisten und zugleich bestimmte weitere Umwelt- und Sozialstandards einhalten.

Die nachfolgenden Annahmen und Abhängigkeiten werden regelmäßig überwacht und im Rahmen der jährlichen Aktualisierung des Szenariorahmens auf ihre weitere Gültigkeit überprüft. Änderungen der zugrunde liegenden Prämissen werden bei Bedarf in den Umsetzungsplan und die vorgesehenen Maßnahmen integriert.

• Versorgungssicherheit muss gewährleistet bleiben
• Regulatorische Freigaben für Kraftwerksstilllegungen
• Rechtzeitige Verfügbarkeit notwendiger Infrastruktur (v.a. Strom-Transportnetz und Wasserstoff-Kernnetz)
• Ausreichende und wirtschaftliche Verfügbarkeit geeigneter Energieträger
• Entwicklung von Emissionsintensität des Strommix, Brennstoffpreisen, Nachfrage, Kraftwerkseinsatz sowie Reserve- und Redispatch-Anforderungen

Hinweis: In einzelnen Jahren kann es zu Anstiegen der Emissionen in einzelnen Bereichen des Unternehmensfußabdrucks gegenüber dem Vor- oder Basisjahr kommen - beispielsweise durch Aus- und Umbauten am Erzeugungsportfolio. Aus diesen temporären oder einmaligen Effekten lassen sich keine unmittelbaren Schlüsse für die Erreichung der kommunizierten Ziele ziehen.

Nach Erreichen der physischen Treibhausgasreduktionen für Scope 1 und 2 sollen die verbleibenden Emissionen ab 2035 ergänzend durch Klimaschutzprojekte ausgeglichen werden. Für das Jahr 2035 werden derzeit verbleibende Restemissionen von rund 2,2 Mio. t CO₂e erwartet. Dabei gilt das Prinzip „Reduktion vor Kompensation“: Der Ausgleich dient ausschließlich der Adressierung verbleibender Restemissionen, ersetzt keine Reduktionsmaßnahme und wird nicht auf die physische Emissionsreduktion angerechnet.

Für das Netto-Null-Ziel 2040 werden verbleibende Restemissionen durch Treibhausgasentnahme – entweder im Bereich der unternehmenseigenen Wertschöpfung oder durch den Einsatz von Zertifikaten geeigneter externer Projekte – neutralisiert werden. Die konkrete Ausgestaltung wird regelmäßig überprüft und unter Berücksichtigung technologischer Entwicklungen, regulatorischer Anforderungen, wissenschaftlicher Erkenntnisse und verfügbarer Lösungen weiterentwickelt.

Bislang spielt der Emissionsausgleich innerhalb der EnBW nur eine untergeordnete Rolle, da der Fokus auf der physischen Emissionsreduktion liegt. Der Aufbau eines größeren Projektportfolios sowie die Beschaffung entsprechender Zertifikate wurden noch nicht begonnen, da Zertifikate aufgrund der festgelegten Anforderungen an ihr Maximalalter erst zeitnah vor dem vorgesehenen Einsatz beschafft werden können.

Für den ergänzenden Ausgleich verbleibender Emissionen werden verbindliche Qualitätskriterien definiert. Hierzu zählen insbesondere unabhängige Verifizierung, Zusätzlichkeit, Dauerhaftigkeit, Vermeidung von Doppelzählung, transparente Registerführung, Anforderungen an das Zertifikatsalter (Vintage), Projektart und Projektstandort sowie gegebenenfalls Corresponding Adjustments. Die eingesetzten Instrumente sollen die für die EnBW geltenden Qualitätsanforderungen erfüllen und transparent dokumentiert werden.

Der Nachhaltigkeitsbereich verfolgt die Entwicklung geeigneter Ausgleichs- und Neutralisationslösungen und entwickelt die dafür geltenden Qualitätsanforderungen konzernweit weiter. Entscheidungen über den Einsatz konkreter Instrumente sowie die Bereitstellung finanzieller Mittel erfolgen im Rahmen der jeweils gültigen Planungs-, Budgetierungs- und Freigabeprozesse.

Die erforderlichen Ressourcen hängen unmittelbar vom tatsächlichen Umfang der verbleibenden Restemissionen sowie von den zum jeweiligen Zeitpunkt verfügbaren und anerkannten Neutralisationslösungen ab. Die konkrete Ressourcenplanung erfolgt daher im Rahmen der regelmäßigen Fortschreibung des Umsetzungsplans auf Basis der dann aktuellen Restemissionsprognosen.

Die nachfolgenden Annahmen und Abhängigkeiten werden regelmäßig überwacht und im Rahmen der jährlichen Aktualisierung des Szenariorahmens auf ihre weitere Gültigkeit überprüft. Änderungen der zugrunde liegenden Prämissen werden bei Bedarf in den Umsetzungsplan und die vorgesehenen Maßnahmen integriert.

• Umfang und Zusammensetzung der verbleibenden Scope-1- und Scope-2-Restemissionen nach Umsetzung der Reduktionsmaßnahmen
• Verfügbarkeit geeigneter technischer und natürlicher Neutralisationslösungen in ausreichendem Umfang
• Weiterentwicklung von Qualitätsstandards, regulatorischen Anforderungen und Marktmechanismen für Zertifikate und Treibhausgasentnahmen
• Wirtschaftliche Verfügbarkeit hochwertiger Ausgleichs- und Neutralisationszertifikate

• Gasvertriebs- und Absatzportfolio transformieren: EnBW richtet Vertriebs-, Beschaffungs- und Handelsportfolios schrittweise auf einen geringeren Absatz emissionsintensiver Energieträger aus. Bereits erfolgte Veränderungen betreffen insbesondere Teile des B2B-Gasgeschäfts sowie die Weiterentwicklung von Produkten und Kundenlösungen mit geringeren Treibhausgasemissionen.
• Erdgas durch Gase mit geringeren Lebenszyklusemissionen ersetzen: Für geeignete Anwendungen sieht der Zielpfad eine schrittweise Substitution von Erdgas durch Biomethan sowie Wasserstoff und Wasserstoffderivate wie Ammoniak mit geringeren Lebenszyklusemissionen vor. Dazu gehören z.B. Biomethan sowie blauer (d.h. aus Erdgas unter Abscheidung und Speicherung des entstehenden CO₂ gewonnen) und grüner Wasserstoff (d.h. durch Elektrolyse unter Einsatz von Strom aus 100% erneuerbaren Energien gewonnen). Maßgeblich für den Einsatz der Gase sind deren nachgewiesene Lebenszyklusemissionen (also einschließlich der Vorkette), die Verfügbarkeit geeigneter Liefermengen sowie die geltenden regulatorischen und nachhaltigkeitsbezogenen Anforderungen.
• Kohleverkauf an Endverbraucher*innen beenden: Im Zusammenhang mit dem Kohleausstieg beendet EnBW den Verkauf geringfügiger Kohlemengen an Endverbraucher*innen. Die damit verbundenen Scope-3-Emissionen aus der Nutzung verkaufter Kohle entfallen damit schrittweise.

Die operative Verantwortung liegt abhängig von der jeweiligen Emissionsquelle bei den zuständigen Einheiten für Vertrieb, Handel, Netz-Infrastruktur sowie den relevanten Beteiligungen entlang der Gaswertschöpfungskette. Der Nachhaltigkeitsbereich koordiniert die konzernweite Ziel-, Emissions- und Fortschrittsdarstellung.

Die Reduktion der Scope-3-Emissionen erfordert insbesondere die Anpassung von Vertriebs-, Beschaffungs- und Handelsportfolios sowie die Weiterentwicklung von Produkten und Kundenlösungen. Die hierfür erforderlichen Ressourcen bestehen weniger in zusätzlichen Investitionen als in der strategischen Transformation des Geschäftsportfolios, der Bereitstellung personeller Ressourcen sowie der Akzeptanz möglicher Auswirkungen auf Absatzmengen und Margen emissionsintensiver Produkte.

Die nachfolgenden Annahmen und Abhängigkeiten werden regelmäßig überwacht und im Rahmen der jährlichen Aktualisierung des Szenariorahmens auf ihre weitere Gültigkeit überprüft. Änderungen der zugrunde liegenden Prämissen werden bei Bedarf in den Umsetzungsplan und die vorgesehenen Maßnahmen integriert.

• Rückgang der Erdgasnachfrage aufgrund externer Dekarbonisierungsmaßnahmen und Technologieumstellungen wie dem vermehrten Einsatz von Wärmepumpen
• Ausbau von (Fern-)Wärme-, Gas- und Wasserstoffinfrastruktur
• Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit von Biomethan und Wasserstoff mit ausreichend geringen Lebenszyklusemissionen für die Erfüllung regulatorischer Vorgaben
• Entwicklung von Kundenpräferenzen, regulatorische Rahmenbedingungen und Marktentwicklung

Hinweis: In einzelnen Jahren kann es prinzipiell zu Anstiegen der Emissionen in einzelnen Bereichen des Unternehmensfußabdrucks gegenüber dem Vor- oder Basisjahr kommen - beispielsweise in Jahren mit überdurchschnittlich kalten Witterungsbedingungen, die den Gasbedarf erhöhen. Aus diesen temporären oder einmaligen Effekten lassen sich keine unmittelbaren Schlüsse für die Erreichung der kommunizierten Ziele ziehen.

Die Zielerreichung erfolgt überwiegend durch Kohleausstieg (sofern entsprechende Rahmenbedingungen erfüllt sind und die Versorgungssicherheit dadurch nicht gefährdet wird), Veränderung des Brennstoffmixes, Ausbau erneuerbarer Energien sowie anlagenspezifische Umweltmaßnahmen.

Zur Aufrechterhaltung einer Abfallverwertungsquote von mindestens 95 Prozent sollen die bestehenden Maßnahmen fortgeführt werden: Getrennte Erfassung, Wiederverwendung und stoffliche Verwertung, Anforderungen an Entsorgungsdienstleister, Abfallmanagement an Standorten.