Laut BMWK hat die global zunehmende wirtschaftliche Unsicherheit, ausgelöst durch die angekündigten und teilweise ausgesetzten Zölle der Vereinigten Staaten, zu Verwerfungen an den Finanzmärkten geführt. Die Folgen seien nicht nur weltweit spürbar, sondern träfen exportorientierte Volkswirtschaften wie Deutschland besonders hart. Die Energiebranche, deren Unternehmen stark in internationale Lieferketten eingebunden sind, sieht sich infolge sinkender Auslandsnachfrage und steigender Kosten mit erheblichen Herausforderungen konfrontiert.

Energiepreise stabilisiert

Habeck wies in Berlin darauf hin, dass Deutschland sich weiterhin in einem von Krisen geprägten wirtschaftlichen Umfeld befinde. Nach der Corona-Pandemie und der Energiekrise infolge des russischen Angriffskriegs auf die Ukraine belaste nun die protektionistische Wirtschaftspolitik der Vereinigten Staaten die deutsche Wirtschaft. „Es ist uns gelungen, die hohen Energiepreise wieder deutlich zu senken“, sagte Habeck. Diese Stabilisierung sei jedoch kein Garant für dauerhafte Entlastung, sagte er.

Besonders betroffen von möglichen Handelsumlenkungen seien energieintensive Industriezweige sowie Stadtwerke, die auf Importe bestimmter Technologien oder Vorprodukte angewiesen sind. Laut BMWK könnten durch eine zunehmende Umlenkung chinesischer Exporte auf europäische Märkte auch Preisschwankungen bei Energieanlagen, etwa Photovoltaik-Komponenten oder Batterien, auftreten. Diese Unsicherheit erschwere Planungen für Investitionen in die Energiewende.

Auswirkungen auf Arbeitsmarkt und Investitionsklima

Die wirtschaftliche Schwächephase wirkt sich zunehmend auf den Arbeitsmarkt aus. Die Frühjahrsbelebung bleibt laut BMWK schwach, die Beschäftigung geht zurück. Zugleich bleibt das Investitionsklima angespannt: Private Investitionen entwickeln sich verhalten, nicht zuletzt wegen gestiegener Finanzierungskosten und regulatorischer Unsicherheiten. Zwar erwartet das Ministerium für 2026 ein Wachstum von 1,0 Prozent, doch entscheidend sei laut Habeck, „ob die strukturellen Reformen schnell und konsequent umgesetzt werden“.

Hierzu zählen Maßnahmen zur Behebung des Investitionsstaus in Infrastruktur und Digitalisierung sowie zur Senkung der Energiekosten für Unternehmen. Die geplante neue Bundesregierung aus CDU, CSU und SPD plant laut Koalitionsvertrag unter anderem einen „Investitions-Booster“, steuerliche Erleichterungen und eine Flexibilisierung des Arbeitsrechts. Zudem soll der Ausbau der erneuerbaren Energien effizienter und kostengünstiger gestaltet werden.

Strukturelle Schwächen als Wachstumshindernis

Wirtschaftsverbände kritisieren seit Langem strukturelle Hemmnisse, etwa einen Fachkräftemangel, langwierige Planungs- und Genehmigungsverfahren sowie hohe Energiekosten im internationalen Vergleich. Auch die unklare wirtschaftspolitische Ausrichtung der Bundesregierung hemme Investitionsentscheidungen, heißt es aus der Branche.

Habeck betonte, dass reine Ausgabenprogramme nicht ausreichen würden. „Geld allein löst kein Problem“, so der Minister. Entscheidend sei die Umsetzung konkreter Reformen. Die von Bundestag und Bundesrat beschlossene Grundgesetzänderung zum Sondervermögen für Infrastruktur und Klimaschutz schaffe zwar die finanziellen Grundlagen – nun müsse aber gehandelt werden.

Die Inflationsrate dürfte laut Frühjahrsprojektion von 2,2 Prozent im Vorjahr auf 2,0 Prozent in diesem und 1,9  Prozent im kommenden Jahr sinken. Dies sei auf inflationsdämpfende Effekte zurückzuführen, etwa niedrigere Energiepreise und geringere Nachfrage. Für die Energiebranche bedeutet dies eine gewisse Entlastung bei Beschaffungskosten, allerdings bei gleichzeitig sinkender Umsatzentwicklung durch stagnierende industrielle Nachfrage.

Habeck appellierte an die EU, geschlossen auf die US-Handelspolitik zu reagieren: „Nur wenn wir in Europa gemeinsam auftreten, können wir wirksame Gegenmaßnahmen beschließen.“ Die Energieversorgung müsse dabei dauerhaft unabhängig von geopolitischen Risiken gestaltet werden – etwa durch Diversifizierung der Importquellen, Ausbau der inländischen Produktion und gesetzliche Vorgaben zur Resilienz.
 

Laut Liebing würden die Pläne den wirtschaftlichen Weiterbetrieb steuerbarer Bestandsanlagen gefährden, insbesondere von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK), die vor Ort Strom- und Wärmeversorgung sicherstellen. Dies könne eine neue Kapazitätslücke erzeugen und damit die Versorgungssicherheit schwächen. Die geplante Abschaffung der Bundesnetzagentur eine schrittweise Reduzierung der Zahlungen um je 25 Prozent über vier Jahre vor.

Auch der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) unterstrich in einer ersten Einschätzung, dass die vermiedenen Netzentgelte für bestehende Anlagen einen wesentlichen Bestandteil der Wirtschaftlichkeitsberechnung darstellen. Eine vorzeitige Absenkung in einem ohnehin investitionsunsicheren Umfeld sei aus Sicht des Verbands „kein gutes Signal“.

Hintergrund vermiedene Netzentgelte

Die vermiedenen Netzentgelte sind Ausgleichszahlungen, die Betreiber dezentraler, nicht-volatiler Anlagen – etwa auf Biomethan- oder Erdgasbasis – von Verteilnetzbetreibern erhalten. Diese Anlagen speisen Strom direkt in die unteren Spannungsebenen der Verteilnetze ein und entlasten so die übergeordneten Netze. Die Zahlungen kompensieren die dadurch vermiedenen Kosten.

Bereits im Jahr 2017 hatte der Gesetzgeber mit dem Netzentgeltmodernisierungsgesetz eine neue Regelung eingeführt. Seitdem gelten vermiedene Netznutzungsentgelte nur noch für Bestandsanlagen. Neue volatile Erzeuger wie Windkraft- oder Photovoltaikanlagen erhalten diese Zahlungen seit 2018 nicht mehr, neue steuerbare Anlagen seit 2023 ebenfalls nicht.

Vertrauen der Investoren bewahren

Der VKU betont, dass kommunale Unternehmen langfristige Investitionen auf Grundlage der bisherigen Regelung getätigt haben. Eine nachträgliche Abschaffung stelle den Vertrauensschutz in politische Entscheidungen infrage. „Die Unternehmen brauchen Planungs- und Investitionssicherheit“, sagte Liebing.

Auch wirtschaftlich sieht der Verband keinen Vorteil: Eine Entlastung der Netznutzer sei laut VKU nicht zu erkennen. Im Gegenteil – durch den Wegfall netzdienlicher Einsätze könnten die Netzentgelte bundesweit steigen. Kommunale Versorger müssten Einnahmeausfälle womöglich durch höhere Preise bei der Fernwärme kompensieren.

Der VKU verweist zudem auf den Koalitionsvertrag der Bundesregierung, der einen massiven Ausbau gesicherter Kraftwerksleistung vorsieht. Dies lasse sich nur mit Anreizen für steuerbare dezentrale Anlagen umsetzen. „Wir brauchen für die Energiewende eine Stärkung der Unternehmen, nicht eine Schwächung“, kommentierte Liebing.

Laut einer Aussendung des Ministeriums geht es bei der Wasserkraft vor allem um die Unterstützung von Revitalisierungsvorhaben. Vergeben werden die Mittel in mehreren Ausschreibungen (Calls), deren erste bereits am 23. April begann und deren letzte am 18. November endet.

Erstmals verfügbar ist ein sogenannter „Made in Europe“-Bonus für PV-Anlagen, deren Komponenten im Europäischen Wirtschaftsraum (EWR) sowie der Schweiz gefertigt werden. Er beläuft sich auf je 10 Prozent der Kosten für die Module sowie der Wechselrichter und gilt für jene Ausschreibungen, die ab dem 23. Juni starten. Spätestens ab diesem Zeitpunkt liegt die sogenannte „White List“ der Ökostrom-Förderstelle Oemag vor. Sie führt jene Technologieanbieter auf, die bei Inanspruchnahme des „Made in Europe“-Bonus für die Realisierung von Anlagen infrage kommen. Die Kriterien, die die Anbieter für die Aufnahme in die Liste zu erfüllen haben, sind im Anhang zu der Verordnung angegeben.

Dem Ministerium zufolge werden die Mittel im Rahmen der Verordnung „im Umfang des gesetzlich vorgesehenen Mindestmaßes zur Verfügung gestellt“. Dies trage der angespannten Budgetlage Österreichs ebenso Rechnung wie dem Anliegen, „öffentliche Mittel gezielter dort einzusetzen, wo sie einen spürbaren Beitrag zur Energiewende leisten. Im Zentrum steht künftig stärker die Wirksamkeit der Maßnahmen – mit Fokus auf Systemdienlichkeit, Effizienz und netzdienliche Technologien“.

Gezielt fördern

Der Obmann der Technologieplattform Photovoltaik, Hubert Fechner, teilte der Redaktion mit, die Verordnung sei in ihrer vorliegenden Form grundsätzlich gut gelungen. Die Fördersätze für PV-Anlagen, die sich auf bis zu 160 Euro/kW belaufen, seien in Ordnung. Und den „Made in Europe“-Bonus habe die Branche seit Jahren gefordert.
 Prinzipiell geht es laut Fechner darum, von der „Förderung mit der Gießkanne“ zu gezielten Unterstützungen für technisch anspruchsvollere Anlagen zu kommen. Ihm zufolge könnten darunter beispielsweise Agri-PV-Systeme fallen. Die gerüchteweise kolportierte Überlegung des Wirtschaftsministeriums, PV-Anlagen künftig nur mehr zu subventionieren, wenn diese mit einem Stromspeicher gekoppelt sind, betrachtet Fechner dagegen mit Skepsis: „Wenn ein Gewerbebetrieb den gesamten Strom seiner PV-Anlage benötigt, braucht er keinen Speicher. Dennoch kann es sinnvoll sein, das betreffende System finanziell zu unterstützen.“

Die sechsseitige „EAG-Investitionszuschüsseverordnung-Strom-Novelle 2025“ ist auf der Internetseite der Ökosrom-Förderstelle Oemag downloadbar.

Er lobt in diesem Zusammenhang besonders die „Bundesförderung effiziente Gebäude“ (BEG), die seit 2021 energetische Sanierungsvorhaben mit Zuschüssen und zinsverbilligten Darlehen unterstützt. „Die Verbraucher wollen raus aus fossilen Heiztechniken und profitieren dabei von einer hohen Qualität sowohl bei der Installation durch das deutsche Fachhandwerk als auch bei den Wärmepumpen. Beides wird durch die Bundesförderung effiziente Gebäude exzellent gefördert.“

Sabel fordert die künftige Regierung dazu auf, die Tendenz steigender Installationszahlen bei hoher Kundenzufriedenheit durch „verlässliche Rahmenbedingungen zu unterstützen“. Dass die Koalition die BEG-Heizungsförderung weiterführen will, sei daher „sehr zu begrüßen“. Auch die Absenkung der Stromsteuer und eine zusätzliche Minderung der Netzentgelte sollen laut Koalitionsvertrag zu Entlastungen von insgesamt 5 Cent pro kWh führen. Damit setze die Regierung ein wichtiges Zeichen für die Elektrifizierung.

Sabel kritisierte allerdings auch unklare Formulierungen im Koalitionsvertrag. „Einerseits wird die Abschaffung des Heizungsgesetzes in Aussicht gestellt – eines Gesetzes, das gar nicht existiert. Andererseits wird eine Reform des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) angekündigt.“ Die Branche erwartet, dass, wenn die Regierung schon Änderungen vornehmen möchte, diese Vorgaben noch im Laufe dieses Jahres feststehen. Eine sich über Jahre hinziehende Überarbeitung sei zu vermeiden.

Dass die Wärmepumpe weiterhin ein gutes Image hat, belegen der Verband mit Zahlen einer Forsa-Umfrage. „96 Prozent, also nahezu alle befragten Hausbesitzer mit Wärmepumpe, würden sich rückblickend erneut für eine Wärmepumpe entscheiden.“ Positiv bewertet werden von 96 Prozent der Befragten die Funktion und der Komfort ihrer Wärmepumpe, 92 Prozent sind zufrieden mit den niedrigen Schallpegeln und 84 Prozent schätzen besonders die niedrigen Betriebskosten ihrer Anlage.

Industrie und Handwerk hätten auf die gestiegene Nachfrage nach Wärmepumpen reagiert und die Kapazitäten für Herstellung und Installation insbesondere für Bestandsgebäude ausgebaut. „Es gibt also keinen Grund, weiter auf fossile Heizungen zu setzen, sondern die Wärmewende muss konsequent fortgeführt werden“, so Sabel.

Die deutsche Wärmepumpen-Branche beschäftigt rund 35.000 Personen und erwirtschaftet einen Jahresumsatz von rund 3,5 Milliarden Euro. Derzeit werden in Deutschland rund 1,7 Millionen Wärmepumpen genutzt. Die verbauten Anlagen werden zu rund 95 Prozent von BWP-Mitgliedsunternehmen hergestellt.
 

Gegenstand der über hundertseitigen Untersuchung sind die politischen Rahmenbedingungen, die Anforderungen an eine zukünftige Leitungsinfrastruktur sowie die regulatorischen, technischen und kommerziellen Maßnahmen für die Umsetzung und den Betrieb einer Wasserstoffpipeline zwischen den Ländern. Der BMWK-Staatssekretär Philipp Nimmermann erläuterte: „Deutschland und das Vereinigte Königreich haben ihre bilaterale Zusammenarbeit im Bereich Energie und Klimaschutz im Jahr 2023 deutlich intensiviert.“

Beide Länder verstünden Wasserstoff als zentralen Baustein für eine klimaneutrale Energieversorgung. „Die Machbarkeitsstudie legt die Grundlage für die Entwicklung des grenzüberschreitenden Wasserstoffhandels als Schlüsselelement für die Dekarbonisierung energieintensiver Sektoren“, sagte Nimmermann. Die Studie bestätige das große Potenzial für eine künftige deutsch-britische Wasserstoffpipeline durch die Nordsee.
 
Rahmenbedingungen schaffen

Die Studie benennt folgende Schwerpunkte, die zur Unterstützung der Entwicklung des internationalen Wasserstoffmarktes erforderlich sind: Die Entwicklung von Onshore- und Offshore-Wasserstoffinfrastrukturen, die Angleichung der technischen Anforderungen für den Handel mit molekularem Wasserstoff und die Unterstützung bei der Etablierung eines entsprechenden Marktes, der den Handel zwischen Erzeugern und Abnehmern ermöglichen soll.

Bereits am 26. September 2023 unterzeichneten Staatssekretär Nimmermann und der zuständige britische Staatssekretär Lord Martin Callanan vom DESNZ eine gemeinsame Absichtserklärung für eine vertiefte Zusammenarbeit im Bereich Wasserstoff.

Darauf aufbauend schlossen am 3. November 2023 Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) und die damalige britische Energieministerin Claire Coutinho eine gemeinsame Erklärung mit dem Ziel, die strategische Kooperation zwischen Deutschland und dem Vereinigten Königreich in zentralen Bereichen der Energie- und Klimapolitik zu intensivieren und im Bereich des Wasserstoffs Handel und Investitionen durch aufeinander abgestimmte Regulierungsrahmen zu erleichtern. Die Studie gibt nun Empfehlungen für das weitere Vorgehen beider Seiten.

Iberdrola hält die Mehrheit von 51 Prozent am 315-MW-Windparkprojekt Windanker und verantwortet künftig Betrieb, Wartung und Management der Anlage. Kansai ist mit 49 Prozent am Projekt beteiligt. Die Partnerschaft umfasst auch eine Beteiligung an der britischen Stromnetzgesellschaft Electricity North West (ENW). Iberdrola hält hier seit Oktober 2024 einen Anteil von 88 Prozent. Die restlichen 12 Prozent hält ein Konsortium unter Führung von Kansai.

Ignacio Galan, Vorstandsvorsitzender von Iberdrola, und Toru Kuwahara, Executive Vice President von Kansai, hatten im Februar 2025 die Ausweitung ihrer strategischen Allianz angekündigt. Die Zusammenarbeit konzentriere sich auf Projekte im Bereich Stromnetze und erneuerbare Energien in verschiedenen Ländern.

In den Windpark Windanker wollen Iberdrola und Kansai gemeinsam 1,28 Milliarden Euro investieren. Er soll mit 21 Windturbinen mit einer Leistung von je 15 MW ausgestattet sein und im letzten Quartal 2026 in Betrieb gehen. Für den erzeugten Strom bestehen bereits Direktstromlieferverträge (Power Purchase Agreements, PPA) mit Industrie- und Gewerbekunden.

Das Unternehmen Return hat seinen Sitz in den Niederlanden. Es konzentriert sich auf die Planung, den Bau und Betrieb von Batteriespeichern für Strommärkte in Europa. Mit dem aktuellen Projekt geht Return eine achtjährige Partnerschaft mit Vattenfall ein, die den Betrieb und die Vermarktung der Anlage umfasst.

Die Batterie soll an das Netz des Übertragungsnetzbetreibers Tennet angeschlossen werden, wie es weiter heißt. Laut Vattenfall ermöglicht sie die kurzfristige Glättung von Strompreisschwankungen, etwa bei Abweichungen in der Erzeugung aus Wind- oder Solarkraft. Die Steuerung erfolgt über automatisierte Handelsprozesse im Day-Ahead-, Intraday- und Regelenergiemarkt. So soll die Batterie dazu beitragen, Kosten für Ausgleichsenergie zu senken und netzstabilisierende Leistungen zu erbringen.

Bedarf kurzfristiger Flexibilität steigt

Wie Vattenfall betont, steigt mit dem zunehmenden Anteil wetterabhängiger Erzeugung aus Wind- und Solarenergie der Bedarf an kurzfristiger Flexibilität. Allein im Jahr 2024 traten in Deutschland während 6 Prozent aller Stunden negative Strompreise auf – in den Niederlanden waren es 5 Prozent. Solche Marktverwerfungen könnten mit Batteriespeichern abgefedert werden.

Vergleich deutscher und niederländischer Energiemarkt

Der deutsche Markt bietet im Vergleich zum niederländischen derzeit günstigere regulatorische Rahmenbedingungen. Speicher, die bis zum Jahr 2029 in Betrieb gehen, sind in Deutschland für zwei Jahrzehnte von Netzentgelten auf eingespeisten Strom befreit. In den Niederlanden gelten solche Ausnahmen bislang nicht, teilt Vattenfall mit. Die hohen Netzentgelte bremsten dort den Ausbau größerer Speicherprojekte.
 Das geplante Projekt ist Teil einer größeren Strategie: Bis Ende des Jahrzehnts will Vattenfall nach eigenen Angaben in Nordwesteuropa bis zu 1.500 MW externe Speicherleistung zur Marktreife bringen. Dabei greift der Konzern auf seine Erfahrungen mit der Vermarktung flexibler Kraftwerksleistungen zurück – insbesondere aus dem Betrieb von Pumpspeicherkraftwerken. Diese bieten eine längere Entladezeit, während Batterien wie die von Return auf kürzere Einsätze ausgelegt sind.

Die Kombination aus beidem ermöglicht eine feinere Abstimmung im Strommarkt. Automatisierte Algorithmen und Handelstools seien dabei zentrale Werkzeuge. Die Speicherpartnerschaft mit Return soll als Blaupause für weitere Kooperationen dienen.

 
Im Jahr 2024 lag die Menge der vermiedenen Treibhausgas-Emissionen durch den Einsatz von Photovoltaik in Deutschland in Höhe von rund 49,6 Millionen Tonnen CO2-Äquivalenten. Damit ist die Menge der eingesparten Treibhausgas-Emissionen im Vergleich zum Vorjahr zum rund 18 Prozent gestiegen.

Die Analyse stammt von Johannes Rode, Ökonom bei KfW Research, einer wirtschaftlichen Forschungseinheit der staatlichen Förderbank KfW mit Sitz in Frankfurt am Main. Rode untersuchte sowohl die langfristige Entwicklung der Importkosten als auch die Herkunftsländer der Energieträger.

Zwei Drittel des Energiebedarfs importiert

Laut Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen lag der Importanteil im Jahr 2024 bei Erdöl bei 98 Prozent, bei Erdgas bei 95 Prozent und bei Steinkohle bei 100 Prozent. Im Gegensatz dazu waren weder Braunkohle noch Erneuerbare Energien importabhängig. Insgesamt wurden etwa zwei Drittel des deutschen Energiebedarfs durch Importe gedeckt. Strom wies hingegen mit rund 5 Prozent einen deutlich geringeren Importanteil auf.

Ein Blick auf die Handelsstatistik des Statistischen Bundesamts verdeutlicht, dass der Importwert fossiler Brennstoffe in den Jahren 2022 und 2023 aufgrund gestiegener Energiepreise deutlich höher lag – bei fast 146 Milliarden Euro im Jahr 2022 und etwa 90 Milliarden Euro im Folgejahr. Rode führt diesen Anstieg vor allem auf die geopolitischen Spannungen nach dem russischen Angriff auf die Ukraine zurück. Russland hatte als Antwort auf EU-Sanktionen die Pipeline-Gaslieferungen nach Deutschland ab August 2022 eingestellt.
 Veränderte Herkunftsländer seit 2021

Die Herkunft der fossilen Energieimporte hat sich laut Studie seit 2021 deutlich verschoben. Während Russland damals noch für 35 Prozent des Gesamtwerts der Nettoimporte stand, betrug der Anteil im Jahr 2024 nur noch 0,1 Prozent. Wichtigster Lieferant war Norwegen mit 30 Prozent, gefolgt von den USA mit 19 Prozent, den Niederlanden mit 17 Prozent sowie Kasachstan, dem Vereinigten Königreich und Libyen mit jeweils kleineren Anteilen.

Die Studie gibt auch Einblick in die Zusammensetzung der Energieimporte: 51 Milliarden Euro entfielen im Jahr 2024 auf Erdöl, was dem langfristigen Durchschnitt entspricht. Der Importwert von Erdgas lag bei 19 Milliarden Euro, etwas unter dem Durchschnitt seit 2008 von 23 Milliarden Euro. Für Steinkohle wurden rund fünf Milliarden Euro aufgewendet, was ebenfalls im Rahmen des langjährigen Mittels lag.
 
Elektrifizierung als Ausweg

Die Elektrifizierung und der Ausbau erneuerbarer Energien sei laut der Studie ein Mittel zur Reduzierung der Importabhängigkeit. Insbesondere strombasierte Anwendungen wie Elektromobilität, Wärmepumpen oder der Einsatz von Strom in der Industrie können dazu beitragen, fossile Energieimporte zu verringern. Auch der Ausbau von Stromnetzen und Speicherkapazitäten stärkt laut Rode die Resilienz der Energieversorgung.

Ein zusätzlicher Vorteil sei, dass erneuerbare Energien keine laufenden Brennstoffkosten verursachen und langfristig zur Reduktion von Treibhausgasemissionen beitragen können. Die KfW-Studie unterstreicht damit die strategische Bedeutung der Energiewende auch aus wirtschaftlicher Perspektive.

Der sogenannte PV-Berater wurde von Everyone Energy entwickelt und nach eigenen Angaben speziell an die lokalen Gegebenheiten in Ludwigsburg angepasst. Das Tool analysiere die Dachfläche, berücksichtige die Größe sowie die Ausrichtung und die Sonneneinstrahlung. Zusammen mit Angaben zum eigenen Stromverbrauch und zum Gebäudetyp lasse sich dann eine „maßgeschneiderte“ Projekt-Beschreibung erstellen, wirbt der Anbieter. Darin enthalten sind neben einer Dachanalyse und Wirtschaftlichkeitsprognose auch Empfehlungen zu Technik und Betriebsmodellen sowie Informationen zu Förderprogrammen enthalten.

Für die Nutzer sei die Anwendung vollkommen kostenlos. Außerdem seien Unabhängigkeit und Objektivität gewährleistet, versichert Everyone Energy in einer Mitteilung. Das neue Angebot sei eine Ergänzung zum bisherigen Engagement der Stadt, etwa dem Klimabonus oder der Energieberatung über die Landesenergieagentur.
Zielgruppe für die Beratungssoftware von Everyone Energy sind neben Kommunen auch Stadtwerke und Installateure.

Der Anteil des aus Photovoltaik, Wind, Biomasse und anderen erneuerbaren Energiequellen gewonnenen Stroms am Bruttostromverbrauch sank damit von 56 Prozent auf rund 47 Prozent. Das geht aus vorläufigen Berechnungen des Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) hervor.

In einer gemeinsamen Mitteilung führen ZSW und BDEW den Rückgang vor allem auf die Witterungsbedingungen zurück. So sei in den windschwachen Monaten Februar und März die Stromerzeugung aus Windkraft deutlich zurückgegangen und sank im Vergleich zum Vorjahresquartal auf See um 31 Prozent und an Land um 22 Prozent. Insgesamt wurden durch Windkraftanlagen im ersten Quartal 33,3 Milliarden kWh Strom erzeugt. Das sind rund 14 Milliarden kWh weniger als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Und das, obwohl die Zahl der Windkraftanlagen deutlich gestiegen ist: Seit April 2024 wurden insgesamt 872 Windenergieanlagen mit einer Leistung von 4.300 MW zugebaut.

Weil neben dem Wind auch der Regen fehlte, lässt sich auch bei der Wasserkraft ein deutlicher Rückgang im Vergleich zum Vorjahr ausmachen: Diese trug 4,2 Milliarden kWh Strom zur Stromerzeugung bei. Das sind 26 Prozent weniger als im Vorjahreszeitraum, in dem allerdings außergewöhnlich hohe Niederschlagsmengen zu verzeichnen waren. Die Stromgewinnung aus Wasserkraft entspricht damit wieder dem ersten Quartal 2023 und deckt etwa drei Prozent des Stromverbrauchs in Deutschland.
 

PV-Plus kann fehlenden Wind nicht ausgleichen

Anders fällt die Bilanz bei der Photovoltaik aus: Der weitere Zubau von Solaranlagen sowie ein überdurchschnittlich sonniger März sorgten für einen spürbaren Anstieg der Solarstromerzeugung, schreiben ZSW und BDEW. Mit einem Plus von 3,2 Milliarden kWh gegenüber dem Vorjahreszeitraum stieg die PV-Erzeugung im ersten Quartal um rund 32 Prozent und deckte damit 10 Prozent des Stromverbrauchs in Deutschland. Zur Kompensation des Rückgangs bei der Windenergie reicht das allerdings nicht aus.

Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung, verwies mit Blick auf diese Zahlen auf die Notwendigkeit, neben dem Zubau der Erneuerbaren auch den Ausbau von Speichermöglichkeiten, Flexibilitäten und steuerbaren wasserstofffähigen Gaskraftwerken voranzutreiben. „Dafür muss die neue Bundesregierung in den ersten 100 Tagen ein neues Gesetz mit verlässlichen Investitionsanreizen auf den Weg bringen, um den zügigen Ausbau steuerbarer Kraftwerkskapazitäten anzustoßen.“

Die Forderung bekräftigte Prof. Dr. Frithjof Staiß, geschäftsführendes Vorstandsmitglied des ZSW: „Um Versorgungssicherheit trotz witterungsabhängiger und auch saisonaler Schwankungen jederzeit gewährleisten zu können, muss der dynamische Ausbau der Erneuerbaren durch einen ebensolchen Ausbau der Infrastrukturen und Flexibilitätsoptionen flankiert werden.“ Gerade grünem Wasserstoff komme dabei eine Schlüsselrolle zu: Er verwerte erneuerbare Stromspitzen, speichere Energie kurzfristig oder saisonal und stütze in Kombination mit flexiblen Wasserstoffkraftwerken das Stromsystem. „Daneben ist er der treibhausgasneutrale Brenn- und Rohstoff, der für die Transformation der Industrie und Teile des Verkehrs benötigt wird“, so Staiß weiter. Hier müsse die neue Bundesregierung den Ausbau dringend forcieren.

Er habe sich nun eingearbeitet und will laut Pressebericht „Managementfehler“ des vorherigen Geschäftsführers und seines Prokuristen erkannt haben. Zwei Fraktionen in der Teterower Stadtvertretung haben daraufhin einen Antrag eingebracht, „dass mögliche Regressansprüche gegen Ex-Geschäftsführer Hagen Frank Böhme und seinen Prokuristen geprüft werden sollen und haben dafür eine Mehrheit im Stadtparlament bekommen“, so der Nordkurier.

Unter dem alten Management soll es im Jahr 2023 versäumt worden sein, Gelder aus der sogenannten Energiepreisbremse zu beantragen. Welcher Schaden dem Teterower Unternehmen dadurch entstanden ist und inwieweit die ehemalige Geschäftsführung dafür haftbar gemacht werden kann, soll jetzt ermittelt werden.

Zudem wurden Anfang April dieses Jahres fehlerhafte Abrechnungen an Kunden geschickt, was zu langen Wartezeiten beim Kundencenter geführt hat. Noch immer heißt es auf der Internetseite der Stadtwerke, dass „sich aufgrund des aktuell hohen Anrufaufkommens längere Wartezeiten ergeben würden“. Auch der Grund für die falsch ausgestellten Rechnungen soll noch in die Zeit der alten Geschäftsleitung fallen.

Für den früheren Geschäftsführer sei eine mögliche Prüfung durch die Stadt überflüssig. Eine Aufarbeitung habe bereits stattgefunden zudem, würden potenzielle Schäden über das Unternehmen beziehungsweise entsprechende Versicherungen abgedeckt. 

Schriftlich teilte er der Redaktion mit: „Der damalige Aufsichtsrat der Stadtwerke Teterow GmbH war über die zugrunde liegenden Sachverhalte umfassend informiert. In der Folge wurden durch das Unternehmen entsprechende arbeitsrechtliche Maßnahmen eingeleitet. Die Aufarbeitung fand also bereits zu gegebener Zeit statt und war Teil einer ordnungsgemäßen internen Governance.“ 

Weiter schreibt er: „Darüber hinaus ist für potenzielle Vermögensschäden – sowohl auf Seiten des Unternehmens (Eigenschaden) als auch im Rahmen möglicher Organhaftung – Versicherungsschutz über eine bestehende Eigenschadenhaftpflicht- sowie D&O-Versicherung gegeben. Die Prüfung etwaiger Regressansprüche obliegt daher den zuständigen Stellen, nicht der öffentlichen Diskussion.“

Die Stadtwerke Teterow sind in den Geschäftsfeldern Strom, Erdgas und Fernwärme tätig. Zudem betreuen sie den Zweckverband „Wasser/Abwasser Mecklenburgische Schweiz“ und betreiben einen Schifffahrtsverkehr.

Bereits im Juli 2024 hatten die Stadtverordnetenversammlungen in den beiden nordrhein-westfälischen Städten identische Grundsatzbeschlüsse gefasst. Diese sehen eine Verschmelzung der Stadtwerke Rhede GmbH auf die Stadtwerke Bocholt GmbH vor (wir berichteten).

Wie es jetzt aus den Rathäusern in einer Mitteilung heißt, soll die Kommunalpolitik demnächst über die endgültige Umsetzung entscheiden. In Bocholt ist beispielsweise der 29. April dafür vorgesehen. Ziel sei eine gemeinsame Gesellschaft, „die ihre Stärken in der Region bündelt – bei gleichbleibender Versorgungssicherheit“.

Der kommunale Versorger soll entsprechend der Vereinbarung zu 70 Prozent der Stadt Bocholt gehören, 30 Prozent gehen an Rhede. Da der wertmäßig eingebrachte Anteil der Stadtwerke Rhede aber unter 30 Prozent liegt, soll die Stadt Rhede Presseberichten zufolge entweder eine Einmalzahlung leisten oder auf künftige Gewinne der Gesellschaft verzichten.

Die Geschäftsführung der fusionierten Gesellschaft soll Jürgen Elmer, derzeitiger Geschäftsführer der Stadtwerke Bocholt, übernehmen. Der neue Aufsichtsrat soll 18 Mitglieder umfassen, darunter elf aus Bocholt, sechs aus Rhede sowie eine Vertretung der Beschäftigten. Der Vorsitz des Aufsichtsrats ist zunächst für Rhede vorgesehen.

Die Verschmelzung soll im Rahmen eines sogenannten „adjustierten Transaktionsweges“ erfolgen. Der gesellschaftsrechtliche Zusammenschluss ist für dieses Jahr geplant. Der operative Start wird für den 1. Januar 2027 angestrebt, um insbesondere die IT-Systeme schrittweise zusammenzuführen.

Das neue Unternehmen würde nach jetzigem Stand rund 43.000 Strom-, 25.000 Gas- und 30.000 Wasserkunden betreuen. Für die Kundinnen und Kunden sollen sich vorerst keine Änderungen ergeben.

Die Gesamtzahl der Beschäftigten wird mit etwa 340 angegeben, davon 250 in Bocholt, 90 in Rhede sowie rund 120 in den kommunalen Bädern. Die Bäder in Bocholt und Rhede verbleiben – trotz der Fusion – in der Verantwortung der jeweiligen Stadt. Gleiches gilt für den Stadtbus Bocholt.
 

Kaspar, 43 Jahre alt, studierte Politik- und Verwaltungswissenschaftler und war unter anderem wirtschaftspolitischer Beauftragter der Landesvertretung Baden-Württemberg in Berlin. Darüber hinaus arbeitete er im Deutschen Bundestag, im Bundeskanzleramt sowie zuletzt als energiepolitischer Referent beim Verband der Chemischen Industrie.

Thüga-Vorstandschef Constantin Alsheimer betonte, dass mit Kaspar ein erfahrener Ansprechpartner für europäische Energiepolitik gewonnen worden sei, der an die erfolgreiche Arbeit seiner Vorgängerin anknüpfen werde. Eva Hennig war über drei Jahrzehnte in verschiedenen Funktionen für die Thüga tätig und habe ein starkes Netzwerk aufgebaut, das sie nun übergebe.

Strategisch wichtiges Büro

Die Thüga beschreibt ihre Präsenz in Brüssel als strategisch wichtig, um gesetzgeberische Entwicklungen auf europäischer Ebene frühzeitig zu erfassen und im Sinne der kommunalen Energiewirtschaft mitzugestalten. Wie es in einer Mitteilung der Thüga heißt, bestehe die Rolle des Brüsseler Büros darin, relevante Gesetzesinitiativen zu beobachten, mit Entscheidungsträgern im Dialog zu stehen und die Positionen des Stadtwerke-Verbundes einzubringen.

Balensiefen zählt laut Spotmyenergy in einer Mitteilung vom 24. April zu den erfahrensten Akteuren im Bereich Energiemanagement. Seine frühere Plattform GridX ist darauf ausgelegt, Anlagen wie Photovoltaiksysteme, Batteriespeicher und Ladeinfrastruktur für E-Autos intelligent zu vernetzen und zu steuern. 2023 zog er sich aus der operativen Geschäftsführung zurück und gründete im Anschluss das Venture-Capital-Unternehmen „FundX“, das sich auf Investitionen in Cleantech-Start-ups fokussiert. Seither ist er in beratender Funktion in der Energiebranche aktiv.

Verbrauchsoptimierung im Haushalt

Mit der Aufnahme von Balensiefen in das Gremium will Spotmyenergy seine Kompetenzen gezielt im Bereich der Verbrauchsoptimierung im Haushalt verstärken, ergänzt um das Know-how aus dem Bereich virtueller Kraftwerke, das Mitgründer Jochen Schwill aus seiner Zeit bei Next Kraftwerke mitbringt.

Der Beirat des Unternehmens besteht nun, wie es weiter heißt, mit Vertretern aus unterschiedlichen Bereichen: Neben Schwill gehören ihm Oliver Heinrich (Picus Capital), Dr. Dominik Steinkühler (Vorwerk Ventures), Fabian Erici (Norrsken VC) sowie nun auch David Balensiefen an. Aufgabe des Beirats ist die strategische Begleitung beim flächendeckenden Rollout der Spotmyenergy-Lösungen – insbesondere im Smart Metering und im Home Energy Management.

Spotmyenergy beschreibt sich als Anbieter eines Komplettsystems für Haushalte, das Smart Meter mit einem leistungsfähigen Home Energy Management System (HEMS) kombiniert. Ziel ist es, Stromverbrauch und -erzeugung im Haushalt in Echtzeit mit aktuellen Preissignalen vom Strommarkt zu verknüpfen. So sollen Haushalte ihren Verbrauch flexibel anpassen und Stromkosten reduzieren können.

Geschäftsführer Schwill sieht im neuen Beiratsmitglied einen wichtigen Impulsgeber: „David ist einer der führenden Spezialisten für das Energiemanagement hinter dem Zählpunkt. Seine Erfahrung hilft uns, unseren Energiemanager gezielt auf die Anforderungen moderner Haushalte auszurichten − von der Messung über die Steuerung bis zur preisoptimierten Nutzung.“

Hoffmann ist seit Oktober 2007 in leitender Funktion für die Stadtwerke tätig. Zunächst führte er das Unternehmen zusammen mit Johannes van Bergen, seit Mai 2013 steht er gemeinsam mit Gebhard Gentner als Geschäftsführer an der Spitze.

Die Stadtwerke bedienen in Sindelfingen und Umgebung die Geschäftsfelder Strom, Erdgas, Wasser und Fernwärme. Darüber hinaus betreiben sie die örtliche Telekommunikationsinfrastruktur und zwei Parkhäuser und bieten Dienstleistungen rund um die E-Mobilität an.

Strom: Schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag präsentiert. Der Day-ahead verlor wegen der für den Freitag erwarteten geringeren Last 8,25 Euro auf 88,75 Euro je Megawattstunde in der Grundlast und 13,75 Euro auf 80,50 Euro je Megawattstunde in der Spitzenlast, während sich die Beiträge der Erneuerbaren wenig verändern dürften. Börslich wurde der Day-ahead mit 88,53 Euro im Base und 80,15 Euro je Megawattstunde im Peak ermittelt.

Die Erneuerbaren-Einspeisung dürfte den Meteorologen von Eurowind zufolge am Freitag im Base auf 15,3 Gigawatt von 16,1 Gigawatt am Berichtstag zurückgehen. Für das Wochenende werden dagegen wieder deutlich höhere Beiträge von Wind und Sonne prognostiziert. Die erwartete Stromlast soll laut den Berechnungen von MBI Research am Freitag auf 52,4 Gigawatt von 53,4 Gigawatt sinken. Am langen Ende verlor das Stromfrontjahr 1,50 Euro auf 81,23 Euro je Megawattstunde.

CO2: Schwächer haben die CO2-Preise am Donnerstag nach dem Gewinn am Vortag gezeigt. Der Dec 25 sank bis gegen 13.40 Uhr um 1,33 Euro auf 65,57 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 16,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 66,69 Euro, das Tief bei 64,75 Euro. Spekulative Investoren haben laut dem COT-Bericht an der ICE/Endex ihre Nettolongpositionen in der Vorwoche um 1,6 Millionen Tonnen auf 3,3 Millionen Tonnen erhöht.
 Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Donnerstag im Konvoi mit den Nachbarmärkten nachgegeben. Bis gegen 13.45 Uhr verlor der TTF-Frontmonat 0,48 Euro auf 33,70 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 1,10 Euro auf 34,45 Euro je Megawattstunde nach unten. Die europäischen Erdgaspreise tendieren niedriger, weil die Besorgnis über die Auffüllung der Speicher nachlässt. Laut den Analysten von ANZ Research wägen die Anleger derzeit höhere Importmengen zur Auffüllung der Lagerbestände gegen das Risiko einer zolltarifbedingten Nachfrageschwäche ab.

Daten der Branchengruppe Gas Infrastructure Europe zeigen, dass die EU-Speicher aktuell zu 37,5 Prozent gefüllt sind. „Die Region muss fast 30 Prozent mehr Gas als üblich kaufen, um ihre vorgeschriebenen Speicherstände zu erreichen“, so die Analysten. Die Zollstreitigkeiten dürften nach Einschätzung der UBS das globale Wirtschaftswachstum in den Jahren 2025 und 2026 belasten. Die Bank senkt ihre globalen Wachstumsprognosen zum dritten Mal in den letzten zwei Wochen, und zwar von 2,9 Prozent auf 2,5 Prozent für 2025.