Zum zweiten Mal innerhalb von fünf Jahren erlebt Deutschland aufgrund globaler Aus­einandersetzungen eine Preiskrise der fossilen Energieträger. Der Sicherung bezahl­barer Energiepreise für alle Verbraucher und unseres Wirtschaftsstandorts kommt eine besondere Bedeutung zu. Zu Recht wird derzeit diskutiert, wie die Kosten der Energieversorgung gesenkt und gleichzeitig der Systemumbau beschleunigt werden können. Erneuerbare Energien und Speichertechnologien tragen seit Jahren aktiv zur Kostensenkung bei und sorgen für Ver­sorgungssicherheit und Arbeitsplätze.

Die angekündigten Gesetzespakete sollten dafür auch in der Zukunft einen verlässlichen Rahmen setzen. Der Ausbau Erneuerbarer Energie, Photovoltaik auf Gebäuden und Freiflächen, Wind Onshore und Offshore, Bioenergie, Wasserkraft und Geothermie zusammen mit Speichern und anderen Sektorkopplungstechnologien muss in allen Sektoren beschleunigt und darf nicht ausgebremst werden.

1 Kurs halten: Planungssicherheit für Wachstumsbranche mit 400.000 Arbeitsplätzen

Die deutsche Erneuerbaren-Branche zählt mit enormer Innovationskraft und breiter Akteursvielfalt zu den Wachstumsbranchen der deutschen Wirtschaft. Mit über 400.000 Arbeitsplätzen ist die Branche auch in Zeiten geopolitischer Krisen ein starker Motor für Beschäftigung und Wertschöpfung - gerade im Mittelstand. Das gilt auch angesichts der sich durch den Irankrieg abzeichnenden zweiten fossilen Energiekrise. Dank der Dezentralität sind Beschäftigung und Wertschöpfung nicht auf Metropolregionen beschränkt, sondern breit über das gesamte Land verteilt.

Die jüngst vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) veröffentlichten Eckpunkte der drei anstehenden Gesetzesvorhaben EEG, Netzpaket und Novelle GEG würden bei ihrer Umsetzung zu einer massiven Wachstumsbremse Erneuerbarer Energien und zu einer Kostensteigerung im Energiesystem führen. Es ist geradezu grotesk, angesichts der fossilen Energiekrisen und international breit getragener Rufe nach einem stark beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren Energien, überhaupt über ein Programm zu ihrer Beschränkung diskutieren zu müssen. Das gefährdet nicht nur unzählige Jobs in einer der wichtigsten Zukunftsbranchen unseres Landes und stärkt damit globale Wettbewerber wie China, sondern es gefährdet auch das Erreichen der Klimaschutzziele. Im Falle einer Umsetzung der aktuellen Entwürfe würden die Maßnahmen des BMWE Deutschlands Abhängigkeit von teuren und unsicheren fossilen Energieimporten deutlich vergrößern und verlängern und damit den Wirtschaftsstandort nachhaltig schwächen.

Die vom BMWE ab 2027 geplante Streichung von Entschädigungszahlungen im Falle einer Abregelung von Wind- und Solarparks durch Netzbetreiber sowie die komplette Förderstreichung für Anlagen unter <25 kW (neue Bürger-PV-Dächer oder kleine Wasserkraftanlagen) und deren Verpflichtung zu einer Direktvermarktung, für die organisatorische und technische Voraussetzungen fehlen, stoßen auf breiten Widerstand in Wirtschaft und Zivilgesellschaft, sind unvereinbar mit den Zielen der Koalition und verstoßen in Teilen gegen geltendes EU-Recht.

Aufgabe des Gesetzgebers wäre es vielmehr sicherzustellen, dass private und gewerbliche Investoren attraktive Rahmenbedingungen und die nötige langfristige Planungssicherheit vorfinden, die für ihre notwendigen Milliardeninvestitionen in den Ausbau Erneuerbarer Energien und Speichertechnologien unverzichtbar sind. 

Gleichzeitig sollten die Gesetzesvorhaben genutzt werden, die Leitplanken der Energiewende mit dem Ziel eines resilienten und kostengünstigen Energiesystems so zu justieren, dass der Ausbau gesichert und beschleunigt werden kann.

Die Branche steht zum konstruktiven Dialog bereit und macht in den Eckpunkten lösungs-orientierte Vorschläge.

2 Versorgungssicherheit und Preisstabilität durch heimische Energie gewährleisten

Die sichere und unterbrechungsfreie Versorgung durch den wachsenden Anteil Erneuerbarer Energien und die Reduzierung von Kostenrisiken fossiler Energieträger ist entscheidend für die Wettbewerbsfähigkeit des deutschen Wirtschaftsstandorts. Wir erleben seit Februar 2022 jeden Tag aufs Neue, von welchen akuten Bedrohungen für Wirtschaft und Verbraucher, für unsere Konjunktur und für die Zukunftsperspektiven unseres Standortes wir ausgehen müssen. Deshalb muss die heimische Energieerzeugung noch schneller und konsequenter als bisher gestärkt werden. Neben Wind- und Solarenergie müssen die vorhandenen Potenziale von Wasserkraft, Geothermie und Bioenergie, insbesondere Biogas, Biomethan und Holzenergie, aktiviert werden.

Für den Stromsektor können sie große Mengen gesicherter Leistung zu günstigen Preisen bereitstellen und ein kosteneffizientes dezentrales Back-up gewährleisten. Stromspeicher und heimisch erzeugter grüner Wasserstoff ergänzen dieses System.

Auch im Wärmesektor können Erneuerbare Energien die Bedarfe von Industrie und Haushalten kosteneffizient decken, Abhängigkeiten reduzieren und deutliche Klima-schutzwirkung erzielen. Auch dazu ist der breite Ausbau der Gebäude-Photovoltaik von größter Bedeutung, weil diese Anlagen die Elektrifizierung des Wärmesektors in besonderer Weise vorantreiben. Erneuerbare können aber auch die Basis liefern für den Ersatz fossiler Grundstoffe in der Industrie oder für Treibstoffe im Verkehr. Auch für die Elektrifizierung der Mobilität leistet gerade die kleine Gebäude-PV durch die Kombination mit Wallboxen einen wesentlichen Beitrag zur Entlastung der Netze.

Mehr inländisch und europäisch erzeugte Energieträger stärken die Resilienz und Preisstabilität des deutschen Energiesystems. Damit wird Deutschland unabhängiger von internationalen Krisen und fossilen Preisschocks. Am Beispiel der jüngsten Gaspreisentwicklung zeigt sich, wie Länder mit hohen EE-Anteilen weniger starken Strompreissprüngen ausgesetzt sind. Beispielsweise beeinflussen hohe Gaspreise den Strompreis in Spanien, wo mehr Erneuerbare im System sind, bisher nur in 15 % der Stunden im Jahr 2026, verglichen mit 89 % in Italien und 40 % in Deutschland.¹

3 BEE-Eckpunkte für ein resilientes und kostengünstiges Energiesystem

Netzausbau beschleunigen

Der Netzausbau in Deutschland kommt bisher viel zu langsam voran und dauert Jahre und Jahrzehnte – doch dies ist nicht unveränderlich. Dieser Engpass auf dem Weg zu einer gesicherten und günstigen Stromversorgung muss rasch beseitigt werden. Die Erfahrungen mit der Genehmigungsbeschleunigung bei Erneuerbaren (z. B. WindBG) zeigen, wie sich das Tempo bei Planung, Genehmigung und Umsetzung steigern lässt. Mögliche Instrumente könnten sein:

1. Entbürokratisierung von Ertüchtigungsmaßnahmen – auch über die Umsetzung der EU-Vorgaben aus dem Paket RED III Netze und Offshore hinaus. Beispielsweise muss das Planfeststellungsverfahren für geringfügige Maßnahmen durch ein einfaches Anzeigeverfahren ersetzt werden.
2. Standardisierung statt Einzelfallentscheidung: Für den Netzausbau könnten standardisierte Komponenten, Standardtrassen, Typengenehmigungen (z.B. für Masttypen) und normierte Umweltprüfmodule eingesetzt werden.
3. Weitere Maßnahmen zur Netzausbaubeschleunigung (z. B. zur Mobilisierung von Investitionskapital) sollten ebenfalls geprüft werden.

BEE-Lösung:

• Netzausbau muss endlich mit dem Ausbautempo der Erneuerbaren aufschließen!
• Mehr Standardisierung, Mehr Entbürokratisierung, Mehr Kapitalmobilisierung

Netzpaket: Redispatch-Kosten kurzfristig senken

Um in angespannten Netzgebieten kurzfristig für Entlastung zu sorgen, gilt das bereits 2016 von den Netzbetreiber ausgelobte „NOXVA-Prinzip": Netzoptimierung vor Flexibilität vor Verstärkung vor Ausbau. Dieser Logik folgend, empfiehlt der BEE folgende kurz- und mittelfristige Maßnahmen in betroffenen Regionen:

1. Überbauung von Netzverknüpfungspunkten (NVP): Die bestehende Netzinfrastruktur kann effizienter genutzt werden. Flexible Anschlussmodelle (FCAs) durch NVP-Überbauung ermöglichen flexible Erneuerbare Energiesysteme, die ihre Einspeisespitzen selbst reduzieren. Die bisherige Kann-Regel, die Anfang 2025 im § 8a EEG festgelegt wurde, ist unzureichend. Anlagenbetreiber sollten das explizite Recht haben, eine NVP-Überbauung umzusetzen.
2. Flexibilisierung der Einspeisung - Abregelung am NVP statt an der Anlage ermöglichen: Mehr Flexibilität bei der Einspeisung senkt den Bedarf, Strom bei Engpässen abzuregeln – und damit die Redispatch-Kosten. Voraussetzung: Die Energie muss vor dem NVP nutzbar sein, etwa durch Speicher oder Sektorkopplung. Nach geltendem Recht müssen Netzbetreiber bei Engpässen die Stromerzeugung einzelner Anlagen steuern, statt der Einspeisung am Netzverknüpfungspunkt. Das macht es in der Praxis unmöglich, Strom aus EE-Anlagen bei Netzengpässen z.B. in einen benachbarten Batteriespeicher zwischenzuspeichern (Co-Location).
3. Mehr Freileitungsmonitoring: Freileitungsmonitoring wird in der Hochspannung zu selten angewendet, obwohl Leitungen durch das witterungs- und temperaturabhängige Freileitungsmonitoring um bis zu 50 Prozent stärker ausgelastet werden können.
4. Stärkere Nutzung von kurativem Engpassmanagement und flächendeckender Einsatz von intelligenten Ortsnetzstationen: Kuratives Engpassmanagement erlaubt es, das Netz flexibler und effizienter zu nutzen, indem Engpässe erst dann aktiv behoben werden, wenn sie tatsächlich auftreten – anstatt teuer vorausschauend Netzkapazitäten vorzuhalten oder Erzeugungsanlagen abzuregeln (Redispatch). Intelligente Ortsnetzstationen ermöglichen durch Echtzeit-Monitoring und automatisierte Steuerung eine deutlich bessere Auslastung der bestehenden Verteilnetzinfrastruktur, was den Redispatch- und Netzausbaubedarf reduziert. Gleiches gilt auch für Batteriespeicher an Umspannwerken.
5. Redispatch-Kosten in Effizienzvergleich überführen: Bisher können Netzbetreiber die Kosten des Engpassmanagements (Redispatch 2.0) auf die Netzentgelte umlegen. Im Rahmen des NEST-Prozesses der Bundesnetzagentur sollen diese ab 2029 in den Effizienzvergleich der Verteilnetzbetreiber einfließen. Dies schafft einen sinnvollen finanziellen Anreiz, den Netzausbau zu beschleunigen und Redispatchkosten zu senken.
6. Weiterentwicklung des n-1-Prinzips: Das klassische n-1-Prinzip wurde für zentrale, planbare Kraftwerke entwickelt und führt heute zu einer kostspieligen Überdimensionierung der Netze. Mit digitaler Steuerung, Speichern und Flexibilitäten lässt sich Versorgungssicherheit auch ohne dieses starre Kriterium gewährleisten. Eine Weiterentwicklung ermöglicht es, bestehende Netzkapazitäten besser auszunutzen und den Ausbaubedarf zu reduzieren, ohne die Stabilität zu gefährden.
7. flächendeckende Digitalisierung der Netzinfrastruktur: Smart-Meter-Gateway und intelligente Messsysteme schaffen die Grundvoraussetzung für einen effizienten Netzbetrieb und den marktlichen Betrieb von Prosumern. Sollten dynamische Netzentgelte für Stromverbraucher eingeführt werden, ermöglichen diese Preissignale, die eine Nutzung von günstigem Grünstrom marktlich anreizen. Redispatchmengen und -kosten werden effektiv reduziert und mittelfristig können Netzausbaukosten eingespart werden.
8. “Nutzen statt Abregeln”: Das „Nutzen statt Abregeln"-Konzept nach § 13k EnWG bietet einen sinnvollen Ansatz, um Redispatchmengen zu reduzieren und Grünstrom besser nutzbar zu machen. Der Bericht der Übertragungsnetzbetreiber von Anfang 2026 zeigt jedoch deutlichen Reformbedarf, damit das Instrument ab 2030 wirksam eingesetzt werden kann. Unwirtschaftliche Preise und zu enge Teilnahmekriterien bewirken, dass es bislang nur auf 0,06 Prozent des potenziellen Grünstroms angewendet wird. Die Bundesregierung sollte daher bestehende Instrumente konsequent nutzen – statt den EE-Ausbau weiter abzuregeln.
9. „Bandlastprivileg“ anpassen: Das Bandlastprivileg (§ 19 Abs. 2 StromNEV) gewährt Großverbrauchern Netzentgeltnachlässe für einen möglichst gleichmäßigen Stromverbrauch. In einem auf Erneuerbaren basierenden System ist netzdienlich nicht mehr konstanter, sondern flexibler Verbrauch. Das bestehende Privileg setzt den falschen Anreiz und sollte zu einem Flexibilitätsprivileg weiterentwickelt werden.

BEE-Lösung:

• Bestehende Infrastruktur effizienter nutzen durch NVP-Überbauung!
• EE-Strom vor dem NVP besser nutzbar machen, auch im Fall von Netzengpässen!
• Anreize zu Ausbau, Ertüchtigung und Optimierung der Netze schaffen!

EEG praxisnah und zukunftsfest weiterentwickeln

Ziel der EEG-Novellierung muss langfristige Planungssicherheit bei ausreichend attraktiven Finanzierungsbedingungen sein. Letztere haben die Energiewende im Stromsektor zum deutschen Erfolgsmodell gemacht. Nun gilt es, die EEG-Instrumente weiterzuentwickeln. Die zentralen Hebel:

1. Ausbaupfade realisieren und Akzeptanz durch breite Teilhabe an der Energiewende sichern: Statt primär auf Großprojekte zu fokussieren, sollte der EE-Ausbau weiterhin auch verbrauchs- und bürgernah erfolgen. PV-Dachanlagen im Heim- und Gewerbesegment haben sich dafür ausgezeichnet bewährt. Sie bieten unzähligen Privathaushalten und mittelständischen Betrieben Zugang zu preiswerter Energie. PV-Dachanlagen sind damit nicht zuletzt auch ein wichtiger Katalysator für die dezentrale solare Elektrifizierung des Wärme- und Mobilitätssektors (Elektromobilität, Wärmepumpe) sowie eine anhaltend hohe Akzeptanz der Energiewende. Die Förderung für neue kleine PV-Systeme wurde in den letzten Jahren bereits stark reduziert (zuletzt u.a. mit dem Solarspitzengesetz 2025). Die Fördereffizienz ist daher ausgesprochen hoch. Noch ist die Gewährung einer EEG-Einspeisevergütung jedoch für die Mehrzahl privater und gewerblicher Akteure eine unverzichtbare Investitionsvoraussetzung. Sie darf daher nicht entfallen.
   Neben der vom BMWE geplanten Förderstreichung für neue PV-Dächer würde auch die vorgesehene Absenkung der Schwelle zur verpflichtenden Direktvermarktung den Ausbau neuer PV-Dächer im Heim- und Kleingewerbesegment auf einen Bruchteil schrumpfen lassen. Für die Direktvermarktung wurde von den Netzbetreibern bislang meist weder die technischen Voraussetzungen geschaffen noch die erforderlichen Marktkommunikationsprozesse. Daher ist die Pflicht zur Direktvermarktung ein untaugliches Instrument und gleicht der Forderung an Landbewohner, an Stelle des Autos den nicht vorhandenen Bus zu benutzen.
   Auch der geplante Förderstopp für Wasserkraftanlagen <25 kW ist nicht nachvollziehbar. Er betrifft mehr als 50% der heimischen 7.300 Wasserkraftanlagen und würde die Ertüchtigung und den Neubau kleiner Wasserkraftanlagen vollständig ausbremsen. Die Wasserkraft hat eine wichtige Aufgabe im EE-Mix, da sie das ganze Jahr stetig und verlässlich verfügbar ist, die Netze stabilisiert und für mehr Versorgungssicherheit und Krisen-Resilienz sorgt.
2. Kosten senken durch Flexibilisierungsagenda und dezentrales Back-up: Statt teuren zentralen Kraftwerken sollte der Fokus der deutschen Energiepolitik stärker auf einer ganzheitlichen Flexibilisierungsstrategie liegen und einem dezentralen erneuerbaren Back-up aus Bioenergie, Wasserkraft, Geothermie, KWK, Speichern und Sektorenkopplung. Bioenergie allein könnte dabei einen enormen Beitrag für ein kosteneffizientes Back-up leisten: 24 GW gesicherte Leistung bis 2040 – ohne neue Gaskraftwerke, die Stromkosten kurz- und mittelfristig treiben würden. Die Wasserkraft als dezentrale, systemdienliche Energiequelle sollte ebenfalls zielgerichtet gestärkt werden. Der Förderstopp für Anlagen <25 kW bedroht mehr als 50% der 7.300 Wasserkraftanlagen in Deutschland und sollte vollständig wieder zurückgenommen werden.
3. Stunden mit negativen Preisen reduzieren durch Umstellung der EEG-Vergütung von Zeit- auf Mengenförderung: Da Direktvermarkter in einer Zeitförderung entschädigungspflichtig wären bei Abregelung in positiven Strompreisstunden entstehen künstlich viele Stunden mit nur leicht negativen Strompreisen. Eine Umstellung der EEG-Vergütung von Zeit- auf Mengenförderung würde dazu führen, dass die Abschaltung auch bei 0,00 €/MWh realisiert wird und somit außerhalb des §51 EEG. Statt eines festen Förderzeitraums sollte künftig eine auf eine technologiebezogene abgestimmte Strommenge basierend bei Wind auf dem Windgutachten und bei der PV auf einem Pauschalwert vergütet werden.
4. Förderkosten senken durch Stabilisierung der Marktwerte: Vor allem durch die Vermarktung der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) für festpreisvergütete Anlagen entstehen teilweise stark negative Strompreise. Hintergrund dessen ist die in §5 Abs. 2 EEV gesetzlichen Vorgabe, dass ÜNB erst ab einem Strompreis von weniger als -100 €/MWh preislimitiert anbieten dürfen. Dies führt zu einer künstlichen Absenkung der Marktwerte in dreistelliger Millionhöhe pro Jahr.
5. Potenziale der Offshore-Windenergie konsequent nutzen: Die Offshore-Windenergie ist für ein kosteneffizientes Erneuerbares Energiesystem unabdinglich. Um ihr Potenzial zu nutzen, ist es dringend erforderlich, die Reform des WindSeeG noch in diesem Jahr abzuschließen. Jede Verzögerung ist struktur- und wirtschaftsschädigend, gefährdet Investitionen sowie Planungssicherheit und schwächt die Stabilität der Offshore-Wertschöpfungsketten.

BEE-Lösung:

• Kein Förderstopp für Anlagen < 25 kW (PV und Wasserkraft)
• Keine Direktvermarktungspflicht für PV-Anlagen mit weniger als 100 kW
• Erhöhung des Ausschreibungsvolumens für dezentrale Bioenergie auf das Zwei- bis Dreifache
• Anhebung des Flexibilitätsbonus auf 120 €/kWh statt der derzeitigen 100 €/kWh
• Umstellung des Fördermechanismus von einer zeit- in eine mengenbasierte Absicherung
• Freiwilligen Wechsel von Bestandsanlagen in diese mengenbasierte Absicherung ermöglichen
• Änderung des §5 Abs. 2 EEV zur preislimitierten Vermarktung bereits ab 0,00 €/MWh.

Industrie-Direktbelieferungen und PPAs vereinfachen

Industrielle Direktlieferverträge (PPAs) können Energiekosten für Industrieunternehmen senken. Sie scheitern häufig jedoch an netzrechtlichen Hürden, Abgaben- und Umlagenbelastungen sowie langwierigen Bilanzierungspflichten. Folgende Maßnahmen könnten die Nutzung von PPAs erleichtern:

1. Netzentgelte systemdienlich ausgestalten: Reduktion oder Rabattierung von Netzentgelten für PPAs mit gesicherter, netzentlastender Abnahme; gleichzeitig Genehmigungsverfahren für Direktleitungen vereinfachen und Distanzgrenzen flexibilisieren bzw. aufheben.

1. Abgaben und Umlagen vereinheitlichen: Stromsteuerbefreiung für grüne PPAs konsequent ausweiten, Konzessionsabgabenrecht modernisieren und physische wie virtuelle PPAs abgabenrechtlich gleichstellen, um regulatorische Arbitrage zu vermeiden.
2. Bilanzierung und Herkunftsnachweise vereinfachen: Standardisierte Fahrplanprofile für langfristige PPAs einführen, Herkunftsnachweise stärker an den physischen Liefervertrag koppeln und eine digitale PPA-Plattform unter BNetzA-Aufsicht etablieren.
3. Standardvertragsrahmen schaffen: Einheitliche Musterverträge (z. B. durch BNetzA legitimiert) und gesetzliche Bestandsschutzklauseln für PPA-Konditionen einführen, um Transaktionskosten zu senken und KMU den Zugang zu erleichtern.
4. Genehmigungen für PPA-gebundene Anlagen beschleunigen: Fast-Track-Verfahren für Erzeugungsanlagen mit nachgewiesenem Industrieabnehmer sowie einen One-Stop-Shop bei der BNetzA für netzgekoppelte und grenzüberschreitende PPAs einrichten.

BEE-Lösung:

• Streichung des § 21 Abs. 2 Nr. 1 Buchst. b EEG, da dieser die Direktbelieferung lediglich für den unbestimmten und eng gefassten Begriff der „räumlichen Nähe“ zulässt.

Energiewende im Wärmesektor vorantreiben

Die Energiewende im Wärmesektor senkt die Kosten für Unternehmen und Haushalte langfristig: Wärmepumpen, Solarthermie, Bioenergie bzw. Biomasseheizungen sowie Geothermie und Nah- sowie Fernwärme aus Erneuerbaren ersetzen schrittweise teure Gas- und Ölimporte durch heimische, preislich stabile Energiequellen. Der Umstieg erfordert Investitionen – rechnet sich aber über sinkende Brennstoffkosten und vermiedene CO₂-Abgaben meist innerhalb weniger Jahre. Die Novelle des GEG und die weiteren wärmepolitischen Gesetzgebungen müssen dieser Realität Rechnung tragen.

Langfristige Planungssicherheit für eine kosteneffiziente Wärmewende wird sichergestellt durch:

1. Ambitionierte Vorgaben und mehr Technologieoffenheit in Bio-Treppe und BEW: In der Novelle des GEG braucht es ambitionierte Vorgaben für die geplante Bioenergie-Quote und Bio-Treppe sowie die technologieoffene Anerkennung gleichwertiger EE-technologien als Erfüllungsoption in der Bio-Treppe. Mehr Technologieoffenheit wird außerdem durch den Abbau von Diskriminierungen für erneuerbare Wärmetechnologien in der BEW-Förderung gewährleistet.
2. Attraktive Förderung: Werden ordnungsrechtliche Vorgaben abgeschwächt (Streichung 65%-Ziel), müssen attraktive Förderbedingungen für den Heizungstausch (BEG-Förderung) zwingend aufrechterhalten werden.
3. Klarheit für Wärmenetze: Die Ankündigung, am Wärmenetz-Ausbau festzuhalten, und die BEW-Förderung für Wärmenetze aufzustocken, ist sehr begrüßenswert. Diese Ankündigung muss jedoch zügig in eindeutige Regulatorik übersetzt werden. Dies gilt insbesondere auch für die kommunale Wärmeplanung.
4. Ganzheitlicher Ansatz auch für Industrie und Gewerbe: Neben den Haushalten, müssen auch industrielle und gewerbliche Anwendungen (Prozesswärme) defos-silisiert werden. Auch hier ist der Abbau regulatorischer Hemmnisse für erneuerbare Wärme erforderlich. 

BEE-Lösung:

• Ambitioniertere Vorgaben für Bio-Treppe und Bioenergie-Quote (Grüngas/Grünöl)!
• Mehr Technologieoffenheit in der Bio-Treppe!
• Attraktive Förderbedingungen beibehalten!

¹ EMBER (2026): Latest energy shock reminds Europe of its risky gas reliance | Ember