82 Prozent der Befragten bewerten die Belastung für Bürger und Wirtschaft als zu hoch, 68 Prozent halten die bisherige Finanzierung für nicht ausreichend und 55 Prozent kritisieren unklare rechtliche Rahmenbedingungen. Hintergrund ist unter anderem die ausstehende Novelle des Gebäudeenergiegesetzes (GEG). Die Ergebnisse veröffentlichte der VKU unmittelbar vor Beginn des Kongresses am 30. September. Dieser findet bis zum 1. Oktober statt.

VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing sagte, die Bundesregierung müsse nun „zügig die Weichen für die Wärmewende stellen“. Dazu gehöre eine Konkretisierung des GEG sowie die Überarbeitung weiterer Regelwerke wie des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG), des Wärmeplanungsgesetzes oder der Wärmelieferverordnung. Er sprach von einem „Winter der Entscheidungen“, der den Rahmen für Investitionen in klimaneutrale Wärme schaffen müsse.

Hintergrund Wärmewende

Bis 2045 sollen Heizungen in Deutschland ohne Öl und Gas auskommen. Fernwärme, Wärmepumpen und grüne Gase gelten als Ersatzoptionen. Nach Angaben des Statistischen Bundesamts werden derzeit jedoch noch 75 Prozent der Wohnungen mit Gas oder Öl beheizt.

Ein Großteil der Stadtwerke ist in die kommunale Wärmeplanung eingebunden: Rund 50 Prozent übernehmen diese Aufgabe direkt für ihre Kommune. 91 Prozent gehen davon aus, dass die Wärmepläne fristgerecht, je nach Größe der Kommune bis Mitte 2026 oder 2028 vorliegen. Diese Pläne sollen den Bürgern Orientierung geben, ob künftig Fernwärme, Wärmepumpen oder andere Lösungen zum Einsatz kommen.

Vor Journalisten betonten Vertreter der Stadtwerke Mainz, dass sie die Wärmeplanung pünktlich abschließen werden. „Für die Umsetzung benötigen wir aber Klarheit, ob es beispielsweise auch einen Anschlusszwang für neue Wärmenetze geben wird“, sagte CEO Daniel Gahr. Zudem seien Regelungen für den Ausfall von industrieller Abwärme zu treffen, ehe man die Versorgung fest daran binden kann, ergänzte seine Stellvertreterin Kerstin Stumpf.
 
Fernwärme und Wärmepumpen in der Planung

Der Zwischenstand der Umfrage zeigt: 48 Prozent der Unternehmen planen mit einer Mischung aus Fernwärme und Wärmepumpen, 38 Prozent sehen vor allem Strom und Wärmepumpen im Vordergrund, 23 Prozent konzentrieren sich auf Fernwärme. Grüne Gase spielen bisher nur eine Nebenrolle.

Um diese Pläne umzusetzen, wollen fast die Hälfte der Stadtwerke ihre Investitionen bis 2030 mindestens verdoppeln. Der VKU verweist auf Berechnungen, wonach jährlich mehr als 6 Milliarden Euro erforderlich wären, um das Zwischenziel 2030 zu erreichen. Derzeit investieren die VKU-Mitgliedsunternehmen nach eigenen Angaben rund 1,4 Milliarden Euro pro Jahr.

Die Investitionen sollen vor allem in den Ausbau und die Verdichtung von Nah- und Fernwärmenetzen (58 Prozent) sowie in die Verstärkung der Stromnetze (36 Prozent) fließen. Ziel sei, Wärmepumpen, E-Mobilität und Rechenzentren zuverlässig zu versorgen.

Politische Forderungen

Liebing betonte, dass die Kommunen und Stadtwerke ihre Aufgaben angingen, aber vom Bund Unterstützung benötigten. „Wir stehen in den Startlöchern für eine Investitionsoffensive. Jetzt ist der Bund dran“, sagte er. Neben klaren gesetzlichen Rahmenbedingungen fordern die Stadtwerke eine verlässliche Förderung und weniger Bürokratie.

Konkret setzt sich der VKU für eine Verlängerung und Reform des KWKG ein. Auch die Förderung für den Ausbau der Fernwärme müsse verstetigt und von derzeit gut einer Milliarde Euro auf 3,5 Milliarden Euro jährlich erhöht werden. Wichtig seien zudem schnellere Genehmigungsprozesse.

Die VKU-Umfrage, an der sich 164 Stadtwerke und kommunale Energieversorger beteiligten, wurde zwischen dem 26. August und 15. September 2025 durchgeführt. Sie zeigt auch, dass 84 Prozent der Befragten Klarheit bei den rechtlichen Rahmenbedingungen erwarten, 76 Prozent eine stetige Förderung fordern und 67 Prozent sich weniger Bürokratie wünschen.

BDEW für bessere Investitionsbedingungen

Die Hauptgeschäftsführerin des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) nannte das Treffen eine „junge, aber sinnvolle Tradition, um die großen Transformationsaufgaben zu meistern“. Kerstin Andreae unterstrich den großen Beitrag der Energiewirtschaft zum Klimaschutz durch Treibhausgasminderungen. „Die Transformation ist jedoch nicht zum Nulltarif zu haben“, erinnerte sie weiter. 

Um die erheblichen Investitionen über die nächsten Jahrzehnte zu bewältigen, seien Investitionen vom internationalen Kapitalmarkt notwendig. „Dazu müssen wir im internationalen Vergleich wettbewerbsfähige und attraktive Renditen anbieten“, sagte Andreae. Daher brauche es dringend Anpassungen im Entgeltsystem der Bundesnetzagentur (NEST-Prozess). „Wir haben als Energiewirtschaft in diesem Zuge Vorschläge dazu gemacht, Kosten zu sparen, indem etwa der Ausbau der Erneuerbaren Energien und der Netze besser aufeinander abgestimmt werden“, erinnerte Andreae. Auch der Offshore-Ausbau könne kosteneffizienter gestaltet werden und neue Stromtrassen als Freileitungen statt Erdverkabelung verlegt werden. Die Transformationskosten seien aber zugleich Investitionen für den Klimaschutz und die Energiesouveränität und -unabhängigkeit in geopolitisch unruhigen Zeiten, schloss sie.

DIHK fordert Einbindung der Bundesländer

Für den Deutschen Industrie- und Handelskammertag (DIHK) verwies der stellvertretende Hauptgeschäftsführer Achim Dercks auf eine aktuelle Studie im Auftrag des Verbandes. Demnach könnten die Kosten der Energiewende bis zu 5,4 Billionen Euro erreichen, wenn der bisherige Kurs unverändert fortgesetzt werde. „Diese Kosten sind für unsere Wirtschaft und unser Land so nicht zu stemmen“, sagte Dercks. Er forderte eine stärkere Ausrichtung auf Marktmechanismen, Technologieoffenheit und Bürokratieabbau. Auch die Bundesländer müssten dazu beitragen.

Ein Schwerpunkt seiner Ausführungen war die Abscheidung und Speicherung von CO2 (Carbon Capture and Storage, CCS). CCS sei für die Transformation der Industrie unverzichtbar. Dafür brauche es den schnellen Aufbau einer Transport- und Speicherinfrastruktur. „Die Kosten für Speicherung an Land sind bis zu 70 Prozent günstiger als unter der Nordsee oder im Ausland. 

Deshalb sollten die Länder die bestehende Öffnungsklausel nutzen und der Speicherung an Land nicht im Wege stehen“, erklärte Dercks. Zudem sprach er sich für die Beibehaltung der deutsch-luxemburgischen Strompreiszone aus. Eine Aufteilung würde laut DIHK zu höheren Strompreisen und zusätzlichen Belastungen der Industrie führen. Netzengpässe sollten stattdessen über dynamische und regional differenzierte Netzentgelte adressiert werden.
 Gaswirtschaft setzt auf sichere Versorgung

Auch die Gas- und Wasserstoffwirtschaft meldete sich zu Wort. Timm Kehler, Vorstand des Verbandes „Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft“ (DGWW), betonte, dass die Akzeptanz der Energiewende nur durch die Verbindung von Klimaschutz und Wettbewerbsfähigkeit gesichert werden könne. Er sprach sich für eine langfristige Gasbeschaffung, eine klare Strategie zur Nutzung von Speichern und den zügigen Ausbau der LNG-Terminals aus. Nur so ließen sich Strom- und Gaspreise stabil halten und industrielle Arbeitsplätze sichern.

Im Hinblick auf den Wasserstoffhochlauf plädierte Kehler für eine enge Verknüpfung mit CCS. „Wasserstoff und CO2-Speicherung sind keine Gegensätze, sondern eine doppelte Chance für Klimaschutz und Wettbewerbsfähigkeit“, sagte er.

Bioenergie stärker nutzen

Die Bedeutung der Bioenergie hob Sandra Rostek, Leiterin des Hauptstadtbüros Bioenergie (Berlin), hervor. Sie verwies auf dringenden Handlungsbedarf im Wärme- und Stromsektor. Das jüngst beschlossene Biomassepaket helfe zwar vielen Anlagen, doch seien nicht alle Betreiber in der Lage, die neuen Regelungen umzusetzen. „Besonders kritisch ist die Situation für Biogasanlagen aus den Jahren 2004 bis 2006. Ohne Übergangsregelungen drohen Stilllegungen und ein Ausfall von Kapazitäten, die für die Versorgungssicherheit gebraucht werden“, warnte Rostek.

Auch die aktuelle Wärmegesetzgebung müsse laut Rostek dringend überarbeitet werden. Zu komplexe und teils widersprüchliche Regelungen bremsten Investitionen aus. „Anstatt Klarheit und Orientierung zu schaffen, sorgt die Gesetzgebung für Unsicherheit. Das bremst die Wärmewende“, sagte sie. Die Bundesregierung habe bereits Vereinfachungen angekündigt, die Unterstützung der Energieminister sei dafür jedoch entscheidend.

Eine gesicherte Finanzierung sei die Grundvoraussetzung für eine Skalierung. Dafür seien nicht nur Fördermittel entscheidend, sondern auch privates Kapital. Doch Investoren bräuchten einen verlässlichen Rahmen. Unsichere Förderinstrumente, ein unübersichtlicher Rechtsrahmen und fehlende industrielle Infrastruktur, die teuer im Ausland beschafft werden muss, wirkten aber abschreckend.

Das von der Bundesregierung ausgegebene Ziel, bis 2030 die Wärmewende mit 10 TWh zu unterstützen, hält er für unrealistisch. Bis 2030 die Grundlage für ein Projektportfolio zu schaffen, das später einmal 10 TWh einspeisen kann, ist nach Pohls Auffassung realistisch, bedürfe aber einer Verdopplung der bisherigen Anstrengungen in den kommenden Jahren.

Das Potenzial der Geothermie ist laut Pohl erheblich: Allein mit der Nutzung von natürlichen Thermalwasservorkommen mithilfe der Tiefen Geothermie könne perspektivisch rund ein Viertel des Wärme- und Kältebedarfs in Deutschland gedeckt werden.

Die Fündigkeitsversicherung durch KfW und Munich Re sei wichtiges Instrument für die Skalierung der Geothermie. Pohl warnt allerdings vor überzogenen Erwartungen. „Versichert werden Worst-Case-Szenarien. Das Risiko selbst wird nicht beseitigt“, so der CEO der Deutschen Erdwärme.

Das eigene Unternehmen positioniert er als Projektentwickler mit der notwendigen Expertise. Denn ein Geothermieprojekt sei nicht einfach nur mit zwei Projektmanagern umzusetzen. „Wir beschäftigen unsere Fachleute nicht aus Interesse an Spezialfragen, sondern weil diese Kompetenzen zwingend erforderlich sind“, so Pohl.

Eine noch größere Herausforderung als die technische Umsetzung sei das Prozessmanagement. Die Koordination der beteiligten Unternehmen, die Abstimmung mit den Behörden und nicht zuletzt die Information der Bevölkerung seien Herausforderungen – und die ausgedünnte Dienstleistungslandschaft ein Hindernis. Mit der Öl- und Gasindustrie seien auch die Unternehmen der Bohr- und Servicetechnik ins Ausland abgewandert. „Heute kaufen wir Leistungen in Norwegen oder Rumänien. Das verteuert die Projekte erheblich“, sagt Pohl.

Dennoch entwickelt die Deutsche Erdwärme derzeit rund ein Dutzend Projekte in mehreren Bundesländern. Was ihr CEO sonst noch zu sagen hat, etwa zu Genehmigungsstandards oder Wärmenetzen, lesen Sie in der Printausgabe von Energie & Management am 1. Oktober.

Engie hatte im Frühjahr 2025 mit der belgischen Regierung vereinbart, die Laufzeiten der beiden Reaktoren Doel 4 und Tihange 3 bis 2035 zu verlängern. Im Frühjahr 2025 unterzeichnete Engie eine Vereinbarung mit der belgischen Regierung, Doel 4 und Tihange 3 bis 2035 zu verlängern. „Andere Erweiterungen waren nicht Teil der Diskussionen mit der belgischen Regierung“, so eine Pressesprecherin auf Anfrage der Redaktion. Unternehmensangaben zufolge ist Kernenergie nicht länger Teil der strategischen Ausrichtung des Konzerns.

Das belgische Parlament hatte im Mai 2025 ein Gesetz verabschiedet, das einen Weiterbetrieb von Tihange 1 und Doel 2 rechtlich ermöglicht hätte. Engie lehnte jedoch eine Fortführung dieser beiden Anlagen ab. „Eine noch längere Laufzeit ist undenkbar“, erklärte Konzernchef Vincent Verbeke im Frühjahr.

Atomkraftgegner begrüßten die Stilllegung von Tihange 1. Miriam Tornieporth von der Organisation „.ausgestrahlt“ erklärte, das Abschalten zeige, dass „der angebliche belgische Wiedereinstieg in die Atomkraft mit Stilllegungen beginnt“. Die Zukunft liege ihrer Einschätzung nach in erneuerbaren Energien.

Jahrelange Probleme mit den Reaktoren

Auch das Aktionsbündnis Münsterland gegen Atomanlagen sieht in der Abschaltung einen Sicherheitsgewinn. Sprecher Matthias Eickhoff verwies auf Störfälle in der Vergangenheit und bezeichnete die Entscheidung als Erfolg jahrelanger Proteste. In den Reaktoren Doel-3 und Tihange-2 wurden im November 2012 Risse in den Druckbehältern gefunden, worauf die Reaktoren heruntergefahren wurden. 

Nach einer Reparatur wurden sie im Juni 2013 wieder ans Netz genommen, im März 2014 aufgrund des gleichen Problems jedoch auf Anordnung der Agentur für Nuklearkontrolle vorübergehend wieder heruntergefahren. Im August 2014 kam es im Reaktor Doel-4 durch Ölverlust zu einem schweren Turbinenschaden. Der Reaktor konnte bis Dezember 2014 keinen Strom erzeugen.

Derzeit erzeugt Belgien noch an den Standorten Doel und Tihange Strom mit vier Reaktoren und einer installierten Nettoleistung von insgesamt 3.483 MW.

Offensichtlich hat das Unternehmen mit Wärmepumpen, der E-Mobilität und digitalen Services über die Stromlieferung hinaus einen guten Riecher bewiesen. Denn nun feiert der Energieversorger das Erreichen einer besonderen Marke: Man habe nach weniger als fünf Jahren am Markt eine Millionen Kunden in Deutschland. Damit gehöre Octopus zu den am schnellsten wachsenden Grünstromanbietern in Deutschland, heißt es aus der Zentrale in München.

Und der Wachstumskurs soll gehalten werden. Noch im vierten Quartal 2025 soll mit nicht näher genannten „führenden Automobilherstellern“ der Rollout von Ladeinfrastruktur beginnen. Außerdem soll das Geschäft mit Wärmelösungen skaliert werden. Darüber hinaus will das Unternehmen, das bisher vor allem Haushalte beliefert, 2026 „verstärkt in den B2B-Strommarkt einsteigen“. Bis 2028 soll dann die Marke von drei Millionen Kunden erreicht sein.

Kooperation mit Meter Asset Provider

Octopus Energy hat sich in Vergangenheit auch immer wieder in seiner Rolle als wettbewerblicher Messstellenbetreiber zu Wort gemeldet. Mit anderen „digitalen Ökostromanbietern“ wie Tibber oder Ostrom hat sich Octopus zur „Smart Meter Initiative“ zusammengeschlossen und will im Verbund den Rollout intelligenter Messsysteme voranbringen. Zudem hat das Unternehmen mit dem Metering-Dienstleister und Infrastrukturinvestor Calisen einen Partner gewonnen, der die Finanzierung der intelligenten Messsysteme von Octopus Energy übernimmt. Damit werde ein neues Marktsegment in Deutschland geschaffen: der Meter Asset Provider (MAP), hieß es bei Bekanntgabe der Kooperation im Februar 2025.

In Großbritannien, wo Octopus und Calisen jeweils ihren Hauptsitz haben, ist diese Rolle schon seit Jahren fest im Ökosystem des intelligenten Messwesens etabliert. Dort gibt es sogar mit der Community of Meter Asset Providers (CMAP) einen Branchenverband, in dem sich Unternehmen zusammengeschlossen haben, die in Smart Meter und die damit verbundene Technik investieren.

In den letzten Monaten war Octopus hierzulande allerdings auch eine der lautesten Stimmen, die kritisierten, der Rollout intelligenter Messsysteme komme nicht schnell genug voran, um die Kunden beispielsweise mit dynamischen Tarifen bei der Energiewende mitzunehmen. Gleichzeitig betonte Deutschland-Chef Bastian Gierull mehrfach, mit einem einfachen und günstigen Messsystem, das „schlanken Anforderungen“ genügt, und der Orientierung an Lösungen in anderen Ländern könnten der Rollout beschleunigt und der Massenmarkt schnell für innovative Tarife erschlossen werden. Die Übermittlung von Zählerdaten in Echtzeit sei das Gebot der Stunde, damit die Tarife zum Fliegen kommen und der Blindflug der Netzbetreiber in der Niederspannung ein Ende hat. Mit einem „Smart Meter Light“ könne dies rasch gelingen.

In der Branche, bei zahlreichen Unternehmen und beim Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE sowie dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) stößt diese Idee auf Ablehnung. Sie verweisen auf geltende Gesetze sowie die überragende Bedeutung der im zertifizierten Smart Meter Gateway angelegten Cybersicherheit – gerade, wenn es um die Steuerung von Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen geht.

Octopus Energy wurde 2016 in Großbritannien gegründet und versorgt nach eigenen Angaben weltweit rund 27 Millionen Kunden. In Deutschland ist das Unternehmen seit 2020 am Markt und ist an „den Big Playern dicht auf den Fersen“, wie es CEO Bastian Gierull in einer Mitteilung formuliert.

Die Stadtwerke Duisburg Energiehandel GmbH gehört zu den großen kommunalen Energiehändlern in Deutschland. Das Unternehmen unterhält nach eigenen Angaben mehr als 200 Geschäftsbeziehungen zu anderen Stadtwerken und Energieversorgern. Der Schwerpunkt liegt auf Marktzugangsdienstleistungen sowie der Optimierung und Vermarktung von Assets. Terralayr bringt die in Kooperation seine Infrastruktur- und Regelenergie-Marktzugangslösung ein.

Flexibler Handel

BESS-Portfolien können in die Terralayr-Plattform integriert werden, durch die die Steuerung und Visualisierung der Assets sowie die Absicherung der Regelenergievermarktung durch einen Regelleistungspool sichergestellt werde, heißt es. Durch die Anbindung an die Flexibilitätsplattform sei es zudem möglich, Speicherkapazitäten sowohl langfristig als auch kurzfristig zu kaufen oder zu verkaufen.

Der Geschäftsführer der Duisburger Energiehandelsgesellschaft, Michael Arnold, weist auf die wachsende Bedeutung von Speicherlösungen hin. „Batteriespeicher können erheblich zur Netzstabilisierung beitragen und die Nutzung regenerativer Erzeugungsquellen optimieren. Für uns ist es der logische Schritt, unsere Expertise im Energiehandel dafür zu nutzen, diese Anlagen optimal auszusteuern“, sagt Arnold. Gemeinsam mit Terralayr könne man nicht nur die eigenen Anlagen optimieren, „sondern auch Partner deutschlandweit dabei unterstützen, ihre Anlagen ideal einzusetzen“.

Mit dem Genehmigungsverfahren möchte die APG im Frühjahr 2027 beginnen. In den Grundzügen ist das Vorhaben mit der Bezeichnung „Netzraum Kärnten“ von der österreichischen Regulierungsbehörde E-Control akzeptiert. Es ist Teil des aktuellen Netzausbauplans der APG und schließt die letzte Lücke im sogenannten „380-kV-Sicherheitsring“ der APG, der sämtliche Bundesländer mit Ausnahme Vorarlbergs und Tirols verbindet. Mit der Genehmigung des Baus der Leitung hat deren Billigung durch die E-Control aber nichts zu tun: Der Regulator bestätigte mit seinem Placet lediglich, dass das Vorhaben auch aus seiner Sicht grundsätzlich notwendig ist und umgesetzt werden sollte. Implizit damit verbunden ist die Verpflichtung der E-Control, die Übertragungsnetztarife in einer Höhe festzulegen, die die Finanzierung des Vorhabens gewährleistet. 

Zu den Kosten des Projekts „Netzraum Kärnten“ machte die APG keine Angaben. Im Netzentwicklungsplan 2022 des europäischen Verbands Entso-E ist von Kapitalkosten von rund 500 Millionen Euro die Rede. Allerdings: Die im Frühjahr in Betrieb genommene 128 Kilometer lange Salzburgleitung der APG kam auf etwa eine Milliarde Euro. 

Ausgleich zwischen Ost und West 

Die APG führt für das Projekt „Netzraum Kärnten“ mehrere Gründe ins Treffen: Österreich plane bekanntlich, seinen Strombedarf ab 2030 bilanziell vollständig mit erneuerbaren Energien zu decken. Dazu soll die Stromerzeugung insbesondere mit Windparks und Photovoltaikanlagen sowie in geringerem Ausmaß mit Wasserkraftwerken um 27 Milliarden kWh oder rund 50 Prozent gesteigert werden. Fast alle Windparks mit insgesamt 4.000 MW sowie 78 Prozent der PV-Anlagen (Leistung: 7.000 MW) befinden sich jedoch in Östösterreich. Die zum Ausgleich ihrer witterungsbedingt schwankenden Stromproduktion unverzichtbaren Pumpspeicher sind dagegen in den Gebirgsregionen Westösterreichs situiert. Somit sind leistungsstarke Leitungen zwischen Ost- und Westösterreich nötig, um den weiteren Ökostromausbau netzseitig abzusichern. Überdies wird sich der APG zufolge der Strombedarf in Österreich innerhalb der kommenden 15 Jahre in etwa verdoppeln. Davon ist auch Kärnten betroffen. 

Netztechnisch ist geplant, die zwischen dem Osten und dem Westen Kärntens verlaufenden 110-kV-Leitung der Kärnten Netz so weit wie nötig zu erneuern und auf 173 Kilometern Trassenlänge auf den neuen 380-kV-Masten mitzuführen. Die überflüssigen 110-kV-Maste sollen abgebaut werden. Erhalten bleibt dagegen die durch Kärnten verlaufende 220-kV-Leitung der APG, wofür diese „Kapazitätsgründe“ ins Treffen führt. 

Weitere Informationen bietet die APG auf einer Website zum „Netzraum Kärnten“ an.

Mit dem Pariser Klimaabkommen von 2015 hat sich die Weltgemeinschaft vorgenommen, dass Industrieländer ärmere Staaten beim Klimaschutz und der Anpassung an den Klimawandel mit jährlich 100 Milliarden US-Dollar (umgerechnet etwa 85,5 Milliarden Euro) unterstützen, und zwar bis 2025. Deutschland hat pro Jahr mindestens 6 Milliarden Euro zugesagt und damit sein Ziel im vergangenen Jahr erreicht. Dies sei bei den wenigsten Ländern der Fall, sagte Umweltstaatssekretär Jochen Flasbarth. 

Zu den Prioritäten bei der Verwendung der Gelder erklärte Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD): „Strom aus Wind und Sonne wird immer günstiger und braucht entsprechend weniger öffentliche Finanzierung. Das gibt uns die Chance, knappe öffentliche Mittel künftig noch stärker auf die Anpassung an den Klimawandel auszurichten.“

Das Tunnelprojekt „ElbB“ bleibt trotz des neu aufgerollten Planfeststellungsverfahrens der am weitesten fortgeschrittene Abschnitt des bis zu 440 Kilometer langen 525-kV-Vorhabens Korridor B. Der Korridor B transportiert mit zwei 2.000-MW-Ästen, die sich im niedersächsischen Vechta kreuzen, im Wesentlichen Offshore-Windstrom vom schleswig-holsteinischen Netzknoten Heide West und vom niedersächsischen Wilhelmshaven in das Verbrauchszentrum Nordrhein-Westfalen. Der eine Südast führt nach Marl-Polsum („Vorhaben 48“), der andere nach Hamm („Vorhaben 49 Bundesbedarfsplan“).

Außerhalb des Tunnelabschnitts befindet sich der Korridor B noch im Raumordnungsverfahren, das heißt unter anderem, dass die genaue Trasse noch nicht feststeht.

Warum das Verfahren neu aufgerollt wird

Im April 2024 hatte Amprion für den Elbtunnel schon einmal die Planfeststellung beantragt (wir berichteten). Doch „wenige Hundert Meter“ entfernt, und zwar ebenfalls vom schleswig-holsteinischen Wewelsfleth zum niedersächsischen Wischhafen, sagte ein Projektsprecher auf Anfrage dieser Redaktion, entsteht ein weiterer Elbtunnel namens „ElbX“. Bauherr dort ist der ÜNB Tennet.

„ElbX“ ist schon im Tunnelvortrieb, voraussichtlich ist der Tunnel 2028 fertig. In ihm vereinigen sich von 2028 an die beiden 2.000-MW-Nordäste der 525-kV-HGÜ Südlink, die von Wilster und von Brunsbüttel kommen und dann bis nach Süddeutschland parallel verlaufen. Dort zweigt der eine, kurze Ast Richtung Bergrheinfeld in Bayern ab, der andere führt Richtung Leingarten in Baden-Württemberg weiter und macht Südlink so fast 700 Kilometer lang. Auch Teile des landseitigen Südlink werden bereits errichtet, alle anderen Abschnitte sind in der Planfeststellung (wir berichteten mehrmals).

Südlink ist also in jeder Hinsicht weiter als der Korridor B. Auch Südlink soll meistens Windstrom von Nord nach Süd bringen, in etwa 1.000 Stunden pro Jahr aber auch südlichen Solarstrom nach Norden und generell via die HGÜ Nordlink eine Ausregelung mit dem norwegischen Stromnetz erreichen.

Amprion und sein Projekt „ElbB“ profitierte nun, wie der Sprecher weiter erläuterte, vom bereits durchgeführten Raumordnungsverfahren für „ElbX“. Dieses entfällt dann für „ElbB“. Dafür musste durch eine Novelle des Bundesbedarfsplangesetzes die Kapazität der zusätzlichen Leerrohre von „ElbB“ auf 8.000 MW verdoppelt werden. Damit ließe sich der Strom weiterer deutscher Offshore-Windparks abtransportieren, deren Flächen zum Teil noch gar nicht bezuschlagt sind. „ElbX“ dagegen bekommt keine Leerrohre, so will es das Gesetz.

Wenn man die geplanten installierten Leistungen zusammenzählt, kann also rund 20 Meter unter der Unterelbe zwischen Wewelsfleth und Wischhafen in zwei Tunnels eine kritische Übertragungsinfrastruktur für bis zu 14.000 MW entstehen. Und allein der Tunnel „ElbX“ für Südlink ist mit 1 Milliarde Euro Baukosten veranschlagt, das ist ein Zehntel der Kosten für das ganze HGÜ-Projekt.

Beide HGÜ müssen derzeit - noch - in die Erde verlegt werden, was die Planung seit 2015 um drei bis fünf Jahre verzögert hat und die Kosten mindestens verdreifacht.

Die weiteren Zieljahre für den Korridor B

Beim Tunnel „ElbB“ rechnet Amprion mit dem Baurecht, also dem Planfeststellungsbeschluss, für Ende 2026. Dieses Zieljahr zumindest ist gegenüber dem ersten Planfeststellungsverfahren dasselbe geblieben. In den letzten beiden Monaten 2025 sollen persönliche Gespräche mit Betroffenen und zwei Antragskonferenzen stattfinden. 2032 soll der gesamte Korridor B fertig sein.

Mit dem Vorhaben steigt das Unternehmen in ein neues Segment des Speichermarkts ein. Bisher war ADS-Tec Energy vor allem für Schnellladesäulen sowie kleinere Batteriespeicherlösungen bekannt. Nun will es seine Rolle als Anbieter großskaliger Infrastrukturprojekte im Bereich erneuerbare Energien aufbauen.

Auch PV-Anlagen vorgesehen

Die Entwicklungs- und Finanzierungsphase will ADS-Tec Energy bis Mitte 2026 abgeschlossen haben. 2029 soll der Batteriespeicher dann in Betrieb gehen. Das Unternehmen erklärte, dass die Anlage rechnerisch den täglichen Strombedarf von etwa 250.000 Einfamilienhäusern decken könnte. Ergänzend sollen Photovoltaikanlagen mit einer Leistung im zweistelligen MW-Bereich installiert werden, die vorrangig der Eigenversorgung dienen.

Das Unternehmen will nach eigenen Angaben sämtliche Projektschritte übernehmen – von der Planung über die Finanzierung und den Bau bis hin zu Betrieb und Wartung. ADS-Tec Energy verweist darauf, dass eine vergleichbare Anlage im Jahr 2024 auf Basis der damaligen Marktpreise einen Umsatz von mehr als 230 Millionen Euro erzielt hätte. Genaue Angaben zu den Kosten des Vorhabens machte das Unternehmen bislang nicht.

Neben dem Einsatz am Energiemarkt soll der Speicher, wie es weiter heißt, verschiedene Funktionen übernehmen. So soll er den Zugang zum europäischen Energiegroßhandelsmarkt ermöglichen, außerdem zum Kapazitätsmarkt und zu physischen Netzdienstleistungen beitragen. Mit der Größe des geplanten Projekts will ADS-Tec Energy die Flexibilität im Energiesystem erhöhen und zusätzliche Versorgungssicherheit bieten.

Erstmals wurden in dem Kraftwerk zwei Kaplanturbinen horizontal verbaut. Dadurch kann nicht nur der Staudamm, sondern auch das Krafthaus bei Hochwässern erforderlichenfalls überströmt werden. Dies erlaubt dem Verbund zufolge, etwa 20 Prozent mehr Wasser abzugeben und so das Gebiet zu entlasten, in dem sich das Kraftwerk befindet. Der Verbund und die Salzburg AG sind an der Anlage mit je 50 Prozent beteiligt. Inklusive Stegenwald haben die beiden Unternehmen gemeinsam bereits sieben Laufkraftwerke mittlerer Größe an der Salzach realisiert. Die Gesamtleistung lieg bei rund 105 MW. Deren jährliche Erzeugung beläuft sich auf knapp 500 Millionen kWh. Mit dem Kraftwerk Golling ist eine weitere Anlage geplant. Deren Leistung soll bei 30 MW liegen, die jährliche Stromerzeugung soll zwischen 110 und 130 Millionen kWh betragen. Dies entspricht dem Jahresbedarf von etwa 35.000 bis 40.000 Haushalten. Der Verbund kündigte an, mit der Umweltverträglichlichkeitsprüfung (UVP) für Golling noch heuer beginnen zu wollen. Dies ist bis dato jedoch nicht erfolgt. 

Gerade Aspekte der UVP hatten bei dem Genehmigungsverfahren für Stegenwald eine erhebliche Rolle gespielt. Umweltorganisationen verwiesen auf den Standort des Kraftwerks am ihnen zufolge letzten unverbauten Abschnitt der mittleren Salzach. Zuletzt kam es im Zusammenhang damit im Spätsommer vergangenen Jahres zu einer weiteren mehrwöchigen Verzögerung. 

Endgültig entschieden wurde über die Umweltaspekte der Causa Stegenwald erst am 28. März dieses Jahres mit einem Urteil des Landesverwaltungsgerichtshofs Salzburg (LVwG). Das Gericht stellte fest, dass durch die Errichtung des Kraftwerks zwar „mit erheblichen Beeinträchtigungen des Naturhaushaltes, egal ob zu Wasser oder am Land, zu rechnen ist. Ungeachtet dessen bestehen und überwiegen die besonders wichtigen öffentlichen Interessen an der Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Energieträgern, am Klimaschutz, an der Versorgungssicherheit sowie an der Schaffung von Arbeitsplätzen, die Interessen des Naturschutzes. Insgesamt geht das Verwaltungsgericht davon aus, dass diesen letztgenannten Interessen der Vorrang gegenüber den Interessen des Naturschutzes zukommt“. Ausdrücklich verwies der Verbund in seiner Aussendung zu Stegenwald denn auch auf etwa 500 Maßnahmen zur Kompensation der Umweltauswirkungen des Kraftwerks. Darunter ist die Errichtung eines rund 500 Meter langen und bis zu 60 Meter breiten naturnahen „Umgehungsgewässers“ als Fischwanderhilfe.

Die Grafik veranschaulicht die Beheizungsstruktur des Wohnungsbestandes in Deutschland nach Energieträgern im vergangenen Jahr. Im Jahr 2024 wurden demnach rund 56 Prozent aller Wohnungen in Deutschland mit Gas beheizt, während der Anteil des Energieträgers Heizöl rund 17 Prozent betrug. Etwa vier Prozent des deutschen Wohnungsbestandes wurde derweil durch Elektro-Wärmepumpen beheizt. Die Zahlen basieren auf Angaben des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW).
*1 Anzahl der Wohnungen in Gebäuden mit Wohnraum; Heizung vorhanden; teilweise geschätzt.
*2 Einschließlich Biomethan und Flüssiggas.
*3 Sonstige (v.a. Kohle)

„Mit dem Club Zukunft wollen wir schneller werden – schneller in der Entwicklung von Ideen, schneller in der Umsetzung von Projekten, die unsere Stadt zukunftsfest und lebenswert machen“, sagt Stadtwerke-Vorständin Charlotte Beissel. Es solle ein überparteilicher „Denkort“ sein, an dem interdisziplinär zusammengearbeitet wird. „Nur durch Kooperationen entsteht die erforderliche Geschwindigkeit, um in den kommenden zehn Jahren eine nachhaltige Zukunft zu gestalten“, betont die Chefin des Versorgers, der mehrheitlich dem Energieriesen EnBW gehört.

Als „Partner“ im Club zählen die Stadtwerke zur Eröffnung die Wirtschaftsförderung, Rheinbahn, Stadtsparkasse sowie Industrie- und Handelskammer. „Eine klimaneutrale Stadt braucht ein einfach nutzbares, digital vernetztes Mobilitätsangebot. Der Club Zukunft gibt uns die Chance, schnell zu neuen Lösungen in Austausch zu kommen“, sagt Rheinbahn-Vorständin Annette Grabbe. „Wir werden Impulse setzen und konkrete Initiativen für Verkehrskonzepte der Zukunft auf den Weg bringen.“

Zukunftsforen und Workshops

Ab 2026 sollen regelmäßig Veranstaltungsformate wie Zukunftsforen und Innovationsworkshops stattfinden. Auch Unternehmen, Start-ups, Hochschulen und zivilgesellschaftliche Organisationen seien ausdrücklich eingeladen, sich in die Community einzubringen und den Wirkungskreis des Clubs zu erweitern, heißt es. Der Club sei bewusst auf zehn Jahre angelegt, erklären die Stadtwerke. Bis 2035 sollen dort „relevante Projekte aller teilnehmenden Partner erdacht und angestoßen werden – im Einklang mit dem Ziel der Landeshauptstadt, bis dahin klimaneutral zu sein“.

Finanziert wird die Förderung durch den sogenannten „Sonnencent“, der in Höhe von 0,5 Cent/kWh in den Ökostrom- und Biogastarife der EWS Schönau enthalten ist. Das Programm geht zurück auf die Anfänge der EWS, die als Elterninitiative gegen Atomkraft begannen und – damals noch als „Schönauer Stromrebellen“ – 1999 den „Sonnenpfennig“ einführten, um dezentrale, gemeinschaftliche Energieprojekte unterstützen zu können.

Schmidberger ist seit Jahrzehnten in der Energiewirtschaft tätig. Unter anderem war er Vorstand bei der Gasag Berliner Gaswerke AG und bei der Vattenfall Europe AG. Zuletzt arbeitete er als selbstständiger Berater sowie als assoziierter Partner des Aachener Beratungsunternehmens BET. Laut den Stadtwerken entschieden sich die Gesellschafter der sieben beteiligten Kommunen – Hörstel, Hopsten, Ibbenbüren, Lotte, Mettingen, Recke und Westerkappeln – damit bewusst für einen erfahrenen Branchenkenner.

Parallel zur Berufung von Schmidberger hat die Gesellschafterversammlung über die Führung der Tochtergesellschaften SWTE Kommunal GmbH & Co. KG und SWTE Innovation GmbH & Co. KG entschieden. Künftig stehen Michael Bußmann, Ulrich Freese und Juliette Große Gehling an der Spitze. Wie es seitens des Unternehmens heißt, übernehmen sie jeweils die Verantwortung für den technischen, kaufmännischen und zentralen Bereich der SWTE Netz.

Strom: Tendenziell leichter ist der deutsche OTC-Strommarkt in die neue Woche gestartet. Der Dienstag wurde im Base infolge einer schwachen erneuerbaren Einspeisung mit teuren 136,25 Euro je Megawattstunde bewertet, für den Peak mussten 152,00 Euro je Megawattstunde bezahlt werden. An der Börse kostete der Dienstag am Montag 136,17 Euro in der Grundlast und 151,67 Euro je Megawattstunde in der Spitzenlast. 

Ursache für die sehr hohen Day-ahead-Preise ist die schwache Erneuerbaren-Einspeisung von nur 12,5 Gigawatt, die die Meteorologen von Eurowind für den Dienstag erwarten. Am Mittwoch soll der Beitrag von Wind und Solar mit 15,2 Gigawatt gleichfalls noch sehr gering ausfallen. An den Folgetagen dürften das Wind- und Solarstromaufkommen indessen Schritt für Schritt wieder zunehmen. Am langen Ende sank das Strom-Frontjahr um 0,32 Euro auf 86,12 Euro je Megawattstunde und folgte damit der Vorgabe vom Gasmarkt.

CO2: Behauptet haben sich die CO2-Preise am Montag gezeigt. Der Dec 25 verlor bis gegen 13.37 Uhr 0,01 Euro auf 75,99 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 17,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 76,47 Euro, das Tief bei 75,06 Euro. Die zusätzliche Nachfrage infolge des Ablaufs der Compliance-Frist hat sich laut den Analysten von Vertis als gering erwiesen. Der Dec-25 konsolidiere derzeit um die 76 Euro. Eine deutliche technische Verbesserung ergibt sich den Analysten zufolge erst, wen die Marke von 78 Euro wieder erreicht wird. 

Erdgas: Leichter haben sich die europäischen Gaspreise zum Start in die neue Woche gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor trotz Prognosen für eine fortgesetzt kühle Witterung bis gegen 13.37 Uhr 0,555 Euro auf 32,145 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 0,35 Euro auf 32,80 Euro je Megawattstunde. 

Händler verwiesen als bearishen Faktor auf das leicht überdurchschnittliche Windaufkommen in Nordwesteuropa, das die Wetterdienste für die laufende Woche vorhersagen. Zur Beruhigung am Gasmarkt trügen auch die anziehenden Einspeichermengen bei, hieß es. Ein weiterer bearisher Faktor war der deutlich gestiegene Gasflow aus Norwegen von 322 Millionen Kubikmetern am Berichtstag. Am Freitag hatte der Gasflow nur 295,9 Millionen Kubikmeter betragen.