Newsletter Environment, Planning, Regulatory – September 2026

Es wird langsam kälter und die Gasspeicher sind deutlich leerer als in den Vorjahren: Am 20. September 2026 lag der Füllstand bei nur 56,84 %. Dabei muss nach den gesetzlichen Vorgaben jede Gasspeicheranlage zum 1. November einen Füllstand von 80 % erreichen. Lediglich für Anlagen in Bad Lauchstädt, Frankenthal, Hähnlein, Rehden, Stockstadt und Uelsen gilt ein abgesenkter Wert von 45 %. Ob diese Vorgaben bis zum Stichtag noch erreicht werden, ist fraglich.

Die Bundesnetzagentur hält die Gasversorgung zwar weiterhin für stabil und die Gefahr einer angespannten Versorgungslage für gering. Der niedrige Speicherfüllstand gibt dennoch Anlass, sich zu fragen: Was passiert im Ernstfall einer Gasmangellage? Maßgeblich in Krisensituationen ist der „Notfallplan Gas“ (ausführlich dazu unser Sondernewsletter vom Februar), der drei Eskalationsstufen vorsieht. Seit dem 1. Juli 2025 gilt die Frühwarnstufe.

1. Frühwarnstufe: Auf dieser Stufe sichern Gasversorger und Netzbetreiber die Versorgung allein mit marktbasierten Maßnahmen. Für Gasverbraucher ändert sich zunächst nichts.
2. Alarmstufe: Diese Stufe wird ausgerufen, wenn sich die Versorgungslage erheblich verschlechtert, der Markt dies aber noch selbst bewältigen kann. Staatliche Eingriffe gibt es weiterhin nicht, ihre Ausrufung ist aber ein klares Signal an Verbraucher, Gas zu sparen.
3. Notfallstufe: Reichen auch alle marktbasierten Maßnahmen nicht mehr aus, um die Gasversorgung zu sichern, wird die Notfallstufe ausgerufen. Erst dann greift der Staat ein: Die Bundesnetzagentur verteilt als „Bundeslastverteiler“ in Abstimmung mit den Netzbetreibern die knappen Gasmengen. Sie kann etwa die Ausspeicherung von Gasreserven anordnen und Bezugsreduktionen bis hin zu vollständigen Abschaltungen verfügen. Vorrang hat der lebenswichtige Bedarf, insbesondere geschützter Kunden wie Haushalte, Krankenhäuser und Fernwärmeanlagen. Betroffen wären daher in erster Linie Industrieunternehmen, wobei auch deren lebenswichtiger Bedarf zu berücksichtigen ist. Eine starre Abschaltreihenfolge gibt es nicht: Die Bundesnetzagentur entscheidet vielmehr im Einzelfall anhand der Kriterien des Notfallplans Gas, zu denen auch die zu erwartenden wirtschaftlichen Schäden zählen. Grundlage sind vor allem die Daten auf der Sicherheitsplattform Gas (SiPla), über die auch die Verfügungen ergehen sollen.

Ob die Gasversorgung in den kommenden Monaten stabil bleibt, hängt nun vor allem davon ab, wie viel Gas noch eingespeichert wird – und wie kalt der Winter wird.

Nicht nur die Gasversorgung, auch der europäische Klimarahmen stand zuletzt auf dem Prüfstand – allerdings vor Gericht. Das Gericht der Europäischen Union (EuG) hat am 2. September 2026 die Klage zweier NGOs (Global Legal Action Network und Climate Action Network Europe) gegen die EU-Kommission abgewiesen (Rechtssache T-120/24). Die Organisationen hatten nach der Aarhus-Verordnung eine interne Überprüfung des Durchführungsbeschlusses (EU) 2023/1319 beantragt. Mit diesem Beschluss hatte die Kommission die jährlichen Treibhausgas-Emissionszuweisungen der Mitgliedstaaten für 2023 bis 2030 festgelegt. Nach Auffassung der NGOs waren die dem Beschluss zugrunde liegenden Emissionsminderungsziele unzureichend, um den Klimawandel einzudämmen. Die Klägerinnen wandten sich damit im Ergebnis gegen die gesetzlichen Klimaziele, insbesondere gegen die Zielvorgaben des Europäischen Klimagesetzes. Das EuG wertete dies als unzulässigen indirekten Angriff auf die Gesetzgebungsakte. Die Kommission setze diese Ziele als Durchführungsorgan lediglich um und dürfe sie gerade nicht ändern. Eine interne Überprüfung könne daher nur Mängel des Durchführungsbeschlusses selbst betreffen, nicht aber die gesetzlichen Grundlagen mittelbar in Frage stellen.

Die gesetzlichen Klimaziele für 2030 und die darauf beruhenden Zuweisungen bleiben damit zunächst bestehen. Zugleich stärkt das Urteil die Bestandsfestigkeit von Durchführungsakten der Kommission gegenüber Klagen von Umweltverbänden. Das letzte Wort ist damit möglicherweise noch nicht gesprochen: Binnen zwei Monaten und zehn Tagen nach Zustellung ist noch ein Rechtsmittel zum Gerichtshof der Europäischen Union (EuGH) möglich.

Parallel konkretisiert die EU-Kommission die praktische Umsetzung eines weiteren zentralen Klimaschutzinstruments: Sie hat im August 2026 zwei Leitlinienpakete für die Regelphase des CO₂-Grenzausgleichsmechanismus (CBAM) veröffentlicht. Diese richten sich insbesondere an Anlagenbetreiber außerhalb der EU, zugelassene CBAM-Anmelder und Prüfstellen.

Das erste Paket vom 14. August umfasst zehn Leitlinien: Vier davon sind allgemein und behandeln eine Einführung in die CBAM-Konzepte, eine Kurzanleitung für Betreiber außerhalb der EU, die Methoden zur Berechnung der in Waren eingebetteten Emissionen sowie die Berechnung der Anpassung der Anzahl abzugebender CBAM-Zertifikate im Verhältnis zur kostenlosen Zuteilung im EU-Emissionshandelssystem (EU ETS 1). Letztere ist besonders praxisrelevant, weil die Anpassung der CBAM-Zertifikatsmenge auch die Importkosten beeinflusst. Sechs weitere Leitlinien sind sektorspezifisch und betreffen Zement, Wasserstoff, Düngemittel, Eisen und Stahl, Aluminium und Elektrizität.

Ergänzend veröffentlichte die Kommission am 24. August Leitlinien für CBAM-Prüfstellen und nationale Akkreditierungsstellen. Prüfstellen benötigen zunächst eine Akkreditierung durch die zuständige nationale Stelle und können seit dem 1. September 2026 Zugang zum CBAM-Register beantragen. Ab Januar 2027 sollen dort Prüfberichte ausgestellt werden. Importeuren steht dann die Verwendung tatsächlicher, geprüfter Emissionen offen.

Die Leitlinien sollen Auslegungsunsicherheiten beseitigen, verdeutlichen aber zugleich den erheblichen organisatorischen Aufwand bei der Verwendung tatsächlicher Emissionswerte. Wer sich auf tatsächliche statt auf Standardwerte stützen will, muss seine Überwachungs- und Berichtsprozesse auf die spätere Prüfung ausrichten, belastbare Daten entlang der Lieferkette beschaffen und seine Lieferanten außerhalb der EU früh einbinden. Hinzu kommt die Herausforderung, rechtzeitig eine akkreditierte Prüfstelle zu finden. Anfang August war bei der Deutschen Akkreditierungsstelle (DAkkS) noch keine Prüfstelle akkreditiert.

Auch das EU-Parlament hat sich mit der Weiterentwicklung des CBAM befasst. Am 15. September 2026 verabschiedete es seinen Standpunkt zur Änderung des Mechanismus. Es stimmte dem Vorschlag der Kommission hinsichtlich einer Erweiterung des Anwendungsbereichs zu (über den wir bereits im März berichtet hatten). Künftig sollen danach auch nachgelagerte Erzeugnisse aus Stahl und Aluminium erfasst werden, etwa Befestigungselemente, Draht, Federn und Haushaltsartikel. Das Parlament geht dabei über die Produktliste der Kommission hinaus. Ausgenommen werden sollen dagegen Stromflüsse aus Drittstaaten, die Netzbetreiber zur Stabilisierung des Netzes einsetzen. Den geplanten Dekarbonisierungsfonds zum Schutz von EU-Herstellern auf Exportmärkten will das EU-Parlament bereits ab 2027 statt erst ab 2028 öffnen und bis 2029 fortführen.

Ob bei den nun anstehenden Trilogverhandlungen eine Einigung erzielt werden kann, bleibt abzuwarten. Wie weit der CBAM am Ende tatsächlich reicht, steht also noch nicht fest.

Zurück nach Berlin: Dort begann Ende September das parlamentarische Verfahren zu zwei zentralen Vorhaben. Am 24. September 2026 beriet der Bundestag in erster Lesung den Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor (EEG-Novelle). Mit der Novelle soll das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) von einem umfassenden staatlichen Fördersystem zu einem Investitionsrahmen umgebaut werden, der marktbasiert, system- und netzdienlich ist.

Das Ziel eines Anteils erneuerbarer Energien von 80 % am Bruttostromverbrauch bis 2030 bleibt bestehen. Im Kern sieht der Entwurf vor, dass Neuanlagen keine feste Einspeisevergütung mehr erhalten sollen und für Stromerzeuger eine Direktvermarktung verpflichtend werden soll. Zudem sollen zweiseitige Differenzverträge eingeführt und Zusatzerlöse über einen Refinanzierungsbeitrag abgeschöpft werden. Außerdem sollen die Ausschreibungsmengen neu justiert und Förder- sowie Nachweispflichten vereinfacht werden. Der Bundesverband der Deutschen Industrie e.V. (BDI) betont jedoch, dass wettbewerbliche Förderinstrumente, begrenzte Förderkosten und rechtzeitig geschaffene technische Voraussetzungen für neue Anforderungen entscheidend seien.

Nach der Bundestagsdebatte wurde der Entwurf an den federführenden Ausschuss für Wirtschaft und Energie überwiesen. Das Inkrafttreten ist zum 1. Januar 2027 geplant. Voraussetzung hierfür ist allerdings eine beihilferechtliche Genehmigung durch die EU-Kommission.

Während die EEG-Novelle langfristige Investitionsanreize adressiert, betrifft das nächste Vorhaben die kurzfristige Kostenplanung für Brennstoffe: den nationalen CO₂-Preis für 2027. Ebenfalls am 24. September 2026 beriet der Bundestag über den Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes. Ziel des Entwurfs ist es, einen Anstieg des nationalen CO₂-Preises für Benzin, Diesel, Heizöl und Erdgas im kommenden Jahr zu verhindern.

Kurz zum Hintergrund: Anlass ist die Verschiebung des europäischen Emissionshandels für Gebäude und Verkehr (EU ETS 2) – dessen Abgabepflicht beginnt nun erst 2028 anstatt bereits 2027. Nach bisheriger Rechtslage des Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) würde sich der nationale CO₂-Preis im Jahr 2027 am schwankenden Durchschnittspreis der Versteigerungen im EU ETS 1 orientieren. Dies könnte zu deutlich höheren und schwer kalkulierbaren Belastungen für Unternehmen und Verbraucher führen.

Mit dem Gesetzentwurf soll das Preisniveau daher stabil gehalten werden. Der für 2026 geltende Preiskorridor von 55 bis 65 Euro je Tonne CO₂ soll auch im Jahr 2027 fortgelten. Daneben sollen auch die Brennstoffemissionshandelsverordnung (BEHV) und die Doppelbilanzierungsverordnung (BEDV) angepasst werden. Der Gesetzgeber will damit im weiterhin angespannten Energie- und Rohstoffmarktumfeld mehr Planungssicherheit schaffen. Die Industrie kritisiert allerdings, dass die Kosten damit zwar planbar bleiben, aber deutsche Unternehmen in den vom BEHG erfassten Bereichen dadurch auch 2027 höheren CO₂-Kosten unterliegen als viele europäische Wettbewerber.

Nach der ersten Lesung wurde auch dieser Entwurf an den federführenden Ausschuss überwiesen – dieses Mal an den Ausschuss für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit.

Mit freundlichen Grüßen aus Düsseldorf