Auch für den hessischen Staatsminister für Wirtschaft und Energie, Kaweh Mansoori (SPD), stellt die Geothermie einen möglichen „Gamechanger“ für die Wärmewende dar. Mansoori, der auch bei der Eröffnung des Kongresses dabei sein wird, sagte mit Blick auf die Wärmeversorgung Hessens: „Eine zuverlässige, langfristige und gleichzeitig nachhaltige Wärme- und Energieversorgung ist eine der drängendsten Herausforderungen unserer Zeit.“ Das Ziel der Landesregierung sei es, den Energiemix möglichst vielseitig aufzustellen. Neben den bereits etablierten Energielieferanten wie Wind und Photovoltaik müsse auch die Geothermie mitgedacht werden. „Ich bin überzeugt, dass diese Technik in Zukunft einen großen Beitrag zur Wärmeversorgung aus erneuerbaren Energien leisten kann“, sagte Mansoori. 

Schnellere Verfahren für Geothermieprojekte 

Am 6. August 2025 hatte das Bundeskabinett dafür den Entwurf eines Geothermie-Beschleunigungsgesetzes (GeoBG) beschlossen. Im Zentrum des Gesetzes des Bundeswirtschaftsministeriums steht die Einordnung von Geothermieanlagen, großen Wärmepumpen und Wärmespeichern als Vorhaben von „überragendem öffentlichen Interesse“. Ziel ist es, Genehmigungen für Wärmeprojekte schneller zu ermöglichen, die Erdwärme, Wasser, Abwasser oder industrielle Abwärme nutzen. Unter anderem sollen Anträge künftig digital eingereicht werden können, Genehmigungen für Betriebspläne binnen eines Jahres erfolgen und Projektmanager als feste Ansprechpartner benannt werden. Bleiben Behörden länger als einen Monat ohne Rückmeldung, gilt dies laut Entwurf als Zustimmung – ausgenommen sind wasserrechtliche Genehmigungen.

Aus Sicht des BVG ist es ein wichtiger Schritt, dass erstmals ein eigenständiges Stammgesetz für die Geothermie geschaffen wird. Das neue Gesetz könne Verfahren beschleunigen und die Investitionssicherheit erhöhen. Auch Fristenregelungen im Berg- und Wasserrecht sowie Erleichterungen bei seismischen Messungen auf befestigten Wegen bewertet der Verband positiv. Diese Maßnahmen könnten laut BVG dazu beitragen, dass die derzeit mehr als 160 geplanten Großprojekte im Bereich tiefer Geothermie auch schneller umgesetzt werden. Die Zahl der „Aufsuchungserlaubnisse“ hat sich in den vergangenen zwei Jahren nahezu verdoppelt; im Januar 2023 zählte der Geothermieverband 82 solcher Erlaubnisse.

Das Potenzial für Geothermie in Deutschland ist nach Ansicht des BVG immens. „Allein mit der Nutzung von natürlichen Thermalwasservorkommen mithilfe der tiefen Geothermie kann perspektivisch rund ein Viertel des Wärme- und Kältebedarfs in Deutschland gedeckt werden“, sagte Dilger. 

Bei der Veranstaltung war auch Professor Rolf Bracke, Institutsleiter des Fraunhofer IEG, anwesend. Er betonte, dass der Markthochlauf für Geothermie nur dann gelingt, wenn zugleich eine „Ausbildungsoffensive“ gestartet werde. Es brauche nicht nur Investitionen in die Technologie, sondern auch in das dafür benötigte Personal. 

Regionale Schwerpunkte und Partner des Kongresses

Mit der Landesenergie-Agentur Hessen (LEA) und dem Hessischen Landesamt für Naturschutz, Umwelt und Geologie (HLNUG) hat der Bundesverband Geothermie (BVG) in diesem Jahr zwei regionale Partner für seinen Kongress gewonnen. Der Verband wählte Hessen bewusst als Austragungsort, da das Interesse an geothermischen Projekten dort wächst. Laut BVG-Geschäftsführer Dilger soll der Kongress den Wissenstransfer beschleunigen und die Potenziale der Technologie breiter sichtbar machen.

Wissenschaftlicher Hauptpartner ist in diesem Jahr das Fraunhofer-Institut für Energieinfrastrukturen und Geothermie (IEG), das an sieben Standorten zu integrierten Energiesystemen und Sektorenkopplung forscht. Mit dem Partnerland Vereinigtes Königreich und Beiträgen aus 18 Ländern setzt der Kongress einen internationalen Schwerpunkt.

Der Geothermiekongress 2025 (DGK) findet in diesem Jahr vom 18. bis 20. November in Frankfurt am Main statt.

Die Bundesnetzagentur hatte die Zinssätze zur Verzinsung des eingesetzten Eigenkapitals der Netzbetreiber im Rahmen der Regulierungsperiode für Strom- und Gasnetze am 12. Oktober 2021 festgelegt. Mit den nun ergangenen Beschlüssen stellte der Senat klar, dass eine nachträgliche Anpassung solcher Festlegungen nur unter engen gesetzlichen Voraussetzungen möglich sei.

Eine bloße Änderung des allgemeinen Zinsniveaus nach Erlass einer Festlegung erfüllt diese Voraussetzungen nicht automatisch. Der Senat bekräftigt damit das Prinzip der Entscheidungs-Endgültigkeit, sofern die Bundesnetzagentur bereits eine Festlegung getroffen hat.

Gleichwohl hat die Bundesnetzagentur bereits mit ihrer Festlegung BK4-23-002 vom 17. Januar 2024 auf das veränderte Zinsumfeld reagiert: Für bestimmte Neuinvestitionen wurden höhere kalkulatorische Eigenkapitalzinssätze vorgesehen. Der Senat bewertete diese Reaktion als rechtmäßig und ausreichend.

„Die Beschlüsse sind nicht rechtskräftig“, heißt es weiter vom OLG Düsseldorf. Gegen das Vorgehen der Bundesnetzagentur in Sachen EK-Zinssätze seien laut OLG insgesamt 13 repräsentative Musterverfahren angestrengt worden. Der Senat ließ Rechtsbeschwerden zum Bundesgerichtshof zu.

Die Entscheidungen werden in Kürze in der Rechtsprechungs-Datenbank des Landes Nordrhein-Westfalen veröffentlicht.

Die Frage, ob das KWKG beihilferelevant ist, wird seit Jahren kontrovers diskutiert. Die Europäische Kommission betrachtet die Förderung als staatliche Beihilfe, da sie über gesetzlich geregelte Umlagen finanziert wird. In früheren Verfahren hatte Brüssel mehrfach auf die Ausgestaltung des KWKG Einfluss genommen – zuletzt bei der Neufassung 2016 und im Zuge des Kohleausstiegsgesetzes 2020.

Derzeit wird die Beihilferelevanz des KWKG vor dem EuGH geklärt. Bereits am 24. Januar 2024 hatte das europäische Gericht in erster Instanz entschieden, dass die KWKG-Förderung gerade nicht aus staatlichen Mitteln stammt, sondern als umlagefinanziertes System letztlich von den Stromkunden getragen wird. Gegen diese Entscheidung hatte die Kommission Rechtsmittel beim EuGH eingelegt (wir berichteten).

Ende Oktober dieses Jahres hat der Generalanwalt des Gerichts nun in seinem Schlussantrag plädiert, das Rechtsmittel zurückzuweisen, da er das KWKG nicht als Beihilfe sieht. Für den AGFW ist die Stellungnahme ein wichtiges Signal, auch wenn der Antrag des Generalanwalts unverbindlich ist. „Nach den klaren Voten der Vorinstanz und des Generalanwalts wäre eine anderweitige Entscheidung mehr als eine faustdicke Überraschung“, sagte Norman Fricke, Bereichsleiter Recht und Europa beim AGFW. Der Verband fordert, die laufende Novelle des KWKG nun zügig voranzutreiben, um die Weiterentwicklung der Kraft-Wärme-Kopplung abzusichern.

Die Botschafterin der Republik Estland, Marika Linntam, forderte, die Schattenflotte Russlands besser zu überwachen. Schiffe, die unter anderen Flaggen fahren, aber auf Befehle von Moskau hören, hätten bereits mehrfach Energieinfrastruktur wie Pipelines und Kabel unter dem Meer beschädigt. Das müsse unterbunden werden.

Ende 2024 wurde das Stromkabel Estlink 2 zwischen Estland und Finnland beschädigt, wahrscheinlich durch den Anker des russischen Öltankers „Eagle S“. Der Schaden am Kabel führte zu 10  Prozent höheren Stromkosten und knapp 60 Millionen Euro Reparaturkosten, erinnerte Linntam. Auch die Abwehr hybrider Bedrohungen sei eine Aufgabe der EU-Kooperation im Ostseeraum.

Stefan Rouenhoff, Parlamentarischer Staatssekretär beim Bundeswirtschaftsministerium (BMWE), will Energieeffizienz vorantreiben. Dafür setze sein Ministerium künftig mehr auf die Eigeninitiative der Unternehmen und weniger auf Regulierung, kündigte er an. Für die Resilienz der Energieversorgung sei auch die Diversifizierung der Zulieferer wichtig. Darum kümmere sich die Bundesregierung beispielsweise um neue Energiepartnerschaften mit Australien. Dafür seien teilweise auch Subventionen möglich, damit deutsche Unternehmen international agieren können, trotz Strafzöllen oder staatlichen Subventionen wie für chinesische Produkte.

Siemens Gamesa setzt auf diverse Zulieferer

Carina Brehm, Senior Vice President Operations bei Siemens Gamesa, erläuterte die Abhängigkeiten für den Bau von Windkraftanlagen ihres Unternehmens. So würden alle Magnete von China geliefert und wichtige andere Teile. Dies sei kurzfristig nicht zu ändern. Allerdings sehe sie in den chinesischen Fabriken sehr oft Maschinen aus Deutschland oder der Schweiz, auf denen produziert wird, was die Vorteile internationalen Austauschs unterstreiche. 

Die Stahlbausegmente für die Türme werden überwiegend direkt in der Nähe des künftigen Standortes gefertigt, auch wegen der Transportwege. Rotorblätter würden wegen der technischen Vorgaben vorwiegend selbst gefertigt. „Es ist der Job eines jeden guten Einkäufers, bei Produkten, die sie nur von einer Quelle beziehen, Alternativen in petto zu haben und über gegenseitig vorteilhafte Verträge verlässliche Lieferanten zu sichern“, sagte Brehm.

Komplette Rohstoffabhängigkeit von China, beispielsweise für Germanium, macht erpressbar, erinnerte Kira Vinke, Leiterin der Deutschen Gesellschaft für Auswärtige Politik. „Es wäre eine Möglichkeit, selbst Rohstoffe durch Recycling zu gewinnen, das rechnet sich aber noch nicht“, sagte sie. Hier müsse ein regulatorischer Rahmen geschaffen werden, wenn man die Resilienz der Rohstoffversorgung für strategisch wichtig hält. Dies sei ein Rahmen, der EU-weit geschaffen werden sollte.
 
Cybersicherheit durch Vielfalt

Alexandra von Bernstorff, Geschäftsführerin des Investmenthauses Luxcara, berichtete, dass sie Tausende Online-Attacken pro Tag haben, obwohl sie kein Unternehmen der kritischen Infrastruktur sind. Teilweise wollten die Angreifer nur E-Mail-Adressen abgreifen, aber auch Ransomware solle eingeschleust werden. Aus der Erfahrung aus anderen Angriffen, beispielsweise Anfang 2021 auf das dänische Energiesystem, plädiert sie dafür, eine große Vielfalt an Firewallanbietern und Antivirensoftware aufrechtzuerhalten. Denn damals zielte der erfolgreiche Angriff genau auf die einheitliche ABB-Steuerungssoftware der Dänen.

Die Geschäftsführerin der Dena, Kristina Haverkamp, unterstrich die Unterstützung von Regulatorik und Beratung, um Unternehmen bei der Abwehr von Cyberangriffen zu helfen. Allein die Koordination aller Verantwortlichen von den Bundesministerien über die Länder und Sicherheitsbehörden sei herausfordernd. Das werde Teil des NIS-2-Dachgesetzes, das jetzt in Kraft treten werde. Die Dena organisiere auch internationalen Erfahrungsaustausch zur Abwehr von Cyberangriffen, so mit Israel, den USA und künftig auch Moldawien und anderen Partnern.

Der jetzt von Wood Mackenzie vorgelegte siebte Energy Transition Outlook nennt als Gründe für die im Vergleich zum Vorjahr verringerten Fortschritte die gewachsenen geopolitischen und wirtschaftlichen Herausforderungen: von Covid über den Krieg in der Ukraine und in Nahost bis hin zu unabsehbaren Zöllen. Der Austritt der USA aus dem Pariser Klimaabkommen hat ein klares Signal hinsichtlich der Prioritäten des Landes gesetzt, und der Austritt amerikanischer und einiger europäischer Banken aus der Net-Zero Banking Alliance wird als Zeichen der Zeit angesehen.

Unterdessen verändern Handelskriege und der Wettlauf um eine Zukunft mit künstlicher Intelligenz (KI) die Form der Energienachfrage und die Industrielandschaft.

Vier Szenarien wurden von Woodmac untersucht:

• Delayed Transition: Handelsfragmentierung und unzureichende politische Maßnahmen verlangsamen den Erneuerbaren-Zubau, während fossile Brennstoffe ihren Marktanteil weitgehend halten. Die Treibhausgas-Emissionen sinken bis 2050 nur in geringem Umfang, und zwar auf 32 Milliarden Tonnen CO2e – verbunden mit einem Temperaturanstieg von 3,1 Grad. 
• Base Case: Erneuerbare und andere CO2-freie Energien ergänzen das Angebot nur, anstatt Öl, Gas und Kohle zu verdrängen. Die Treibhausgas-Emissionen, für 2025 auf 42 Milliarden Tonnen beziffert, erreichen 2028 den höchsten Stand und sinken dann bis 2050 auf 27 Milliarden Tonnen.
• Country Pledges: Dank ehrgeiziger politischer Ziele und Kapitalflüssen werden Erneuerbare zum Rückgrat der künftigen Versorgung. Die Nachfrage nach fossilen Brennstoffen gelangt bereits in wenigen Jahren auf den Höhepunkt und geht danach zurück. Die Treibhausgas-Emissionen sinken bis 2050 auf 11 Milliarden Tonnen CO2e – verbunden mit einer Erwärmung der Atmosphäre um 2 Grad. 
• Net-Zero: Außergewöhnlicher Ehrgeiz treibt eine vollständige Umgestaltung des Energiesystems voran. Erneuerbare dominieren und verdrängen mit anderen fortschrittlichen Technologien, wie kleinen modularen Atomreaktoren (SMR), die Fossilen. In diesem normativen Szenario erreichen die Netto-Treibhausgas-Emissionen 2050 vorgabegemäß minus 1 Millionen Tonnen – verbunden mit einer Begrenzung des Temperaturanstiegs auf 1,5 Grad. 

Die Bedeutung fossiler Brennstoffe im Energiesystem wandelt sich laut Woodmac-Prognose von der gegenwärtigen Dominanz hin zu einer stärker fokussierten Rolle, in der sie unter anderem Backup, Ausgleich und Sicherheit gewährleisten.

Es gibt einen Deckel für Wind und PV 

Der globale Stromverbrauch verdoppelt sich im Base Case bis 2050 auf etwa 60 Billionen kWh (PWh). Zu wichtigen Treibern der Entwicklung zählen Rechenzentren, die bereits 2025 global 700 Milliarden kWh Strom verbrauchen, mehr als Elektrofahrzeuge. Bis 2050 erhöht sich die Stromnachfrage der ersteren auf 3,5 Billionen kWh.

Allein die „variablen“ (schwankenden) erneuerbaren Energien, also Wind und Solar, steigern ihren Anteil von heute 20 Prozent auf 60 Prozent im Jahr 2050. Die Solarenergie wird sich bereits bis 2030 verdoppeln und im Base Case – bezogen auf den Anteil an der weltweiten Stromerzeugung – 2033 das Gas und 2034 die Kohle überholen. Allerdings erreichen Wind/PV in allen Szenarien nach 2060 einen faktischen Deckel von 68 Prozent. Netzstabilität und Speicherbeschränkungen setzen diese Grenze.

Die H2-Prognose

Der Verbrauch an kohlenstoffarmem Wasserstoff nimmt im Basisszenario bis 2060 auf etwa 250 Millionen Tonnen zu. Mittels CCS werden dann 2,7 Milliarden Tonnen abgeschieden – gegenüber etwa 7 Milliarden Tonnen im Netto-Null-Szenario. Es wird allerdings praktisch allgemein anerkannt, dass Net-Zero bis 2050 verfehlt wird.

Knacks im Klimakonsens Europas 

Europa hat nach Ansicht von Woodmac Mühe, seine frühere Führungsrolle zu behaupten. Hohe Energiepreise, langwierige Genehmigungsverfahren und eine ausgehöhlte industrielle Basis untergraben die Wettbewerbsfähigkeit, während die Ermüdung der Öffentlichkeit und die politische Fragmentierung den Klimakonsens schwächen. Die Ambitionen sind nach wie vor hoch, aber die Umsetzung stockt.

Die GGV sei bereits seit Mai 2024 im Energiewirtschaftsgesetz (§ 42b EnWG) verankert und solle vor allem Mieterstromanlagen auf Mehrfamilienhäusern erleichtern. Ziel sei eine unbürokratische Direktversorgung der Bewohner, ohne dass Betreiber die vollen Pflichten eines Energieversorgers übernehmen müssen. Nach Einschätzung der Unterzeichner besteht trotz des gesetzlichen Rahmens weiterhin eine große Lücke zwischen Anspruch und Wirklichkeit. In Deutschland sei man noch weit davon entfernt, Photovoltaik auf Mehrparteienhäusern flächendeckend nutzbar zu machen. Diese Diskrepanz widerspreche dem Gleichbehandlungsgrundsatz gegenüber Eigentümern von Einfamilienhäusern und gefährde die lokale Energiewende.

Die Initiatoren des Schreibens benennen vier zentrale Hemmnisse, die die Umsetzung der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung derzeit blockieren:

• Verweigerung von Dienstleistungen durch Messstellenbetreiber: Grundzuständige Messstellenbetreiber böten die für GGV-Projekte erforderlichen Mess- und Abrechnungsleistungen häufig nicht an oder lehnten sie ab. Das unterlaufe das Ziel eines diskriminierungsfreien Marktzugangs (§ 1 Abs. 2 MsbG).
• Behinderung wettbewerblicher Messstellenbetreiber: In zahlreichen Netzgebieten würden Wettbewerber faktisch vom Markt ausgeschlossen oder ihre Projekte stark verzögert. Das behindere Bürgerbeteiligung und Wettbewerb.
• Uneinheitliche Zusatzentgelte: Neben den allgemeinen Messkosten würden vielfach intransparente Zusatzentgelte erhoben, die die Wirtschaftlichkeit kleinerer Projekte erheblich beeinträchtigten.
• Fehlende Anerkennung des Einbaus intelligenter Messsysteme als Pflichteinbau: Der notwendige Einbau intelligenter Messsysteme werde nicht als gesetzliche Pflicht, sondern als „vorzeitiger Einbau“ nach dem Messstellenbetriebsgesetz gewertet, was zusätzliche Kosten und Bürokratie verursache.

Die Unterzeichner fordern deshalb klare gesetzliche Vorgaben, um die GGV diskriminierungsfrei und kosteneffizient umsetzen zu können. Ohne diese Regelungen sei auch das geplante Energy Sharing als Bürgerbeteiligungsmodell gefährdet.

Zur Beseitigung der Hindernisse schlagen sie konkret folgende Schritte vor:

• Eine klare Verpflichtung der grundzuständigen Messstellenbetreiber, die erforderlichen Dienstleistungen für GGV und Energy Sharing innerhalb festgelegter Fristen anzubieten oder zu begleiten.
• Die Einstufung des Einbaus intelligenter Messysteme bei GGV- und Energy-Sharing-Projekten als gesetzlicher Pflichteinbau.
• Eine vereinfachte Datenübertragung – eine „Small-Lösung“ – mit täglicher gebündelter Übermittlung der im 15-Minuten-Takt gemessenen Werte, um technische Hürden etwa in Altbauten zu senken.
• Transparente Rahmenbedingungen für den Marktzugang wettbewerblicher Messstellenbetreiber in allen Verteilnetzen.

Nach Auffassung der drei Organisationen könnte eine solche rechtssichere Regelung die Umsetzung der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung erheblich beschleunigen. Ohne sie sei eine faire, dezentrale und von Bürgern getragene Energiewende nicht zu erreichen. Die Verbände erklärten ihre Bereitschaft, ihre praktischen Erfahrungen aus laufenden Projekten in die politische Diskussion einzubringen.

Hintergrund ist die jüngste Kritik des Bundesrechnungshofs, der die hohen Kosten beim Aufbau der Wasserstoffwirtschaft bemängelt hatte (wir berichteten). Laut VDI-Direktor Adrian Willig greift diese Kritik zwar berechtigte Punkte auf, verenge jedoch den Blick auf die Ursachen. „Trotz klar formulierter Ziele der Bundesregierung zur Förderung von grünem Wasserstoff fehlt es nach wie vor an Pragmatismus und an einem Abbau der Überregulierung“, sagte Willig. „Es wäre falsch, die bestehenden Probleme zu ignorieren und stattdessen die Nutzung von Wasserstoff voreilig abzuschreiben.“

Der VDI betont, dass Wasserstoff – insbesondere grüner Wasserstoff – eine zentrale Rolle für die industrielle Transformation, die Versorgungssicherheit und die technologische Souveränität Deutschlands spielt. Er biete Potenziale für neue Wertschöpfung, Beschäftigung und die Integration erneuerbarer Energie.

Henne-Ei-Problem beim Markthochlauf durchbrechen

Nach Einschätzung des VDI steckt der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft in einem klassischen Henne-Ei-Dilemma. Grüner Wasserstoff sei derzeit teuer, weil Produktion und Infrastruktur noch im Aufbau seien. Gleichzeitig führe der hohe Preis zu geringer Nachfrage, wodurch Märkte und Skaleneffekte ausblieben. „Sowohl potenzielle Erzeuger als auch Anwender von grünem Wasserstoff und seinen Derivaten sehen sich erheblichen Abnahme- und Versorgungsrisiken sowie hohen Erlösrisiken gegenüber“, so Willig.

Der VDI fordert daher verlässliche politische und regulatorische Rahmenbedingungen, die über das Jahr 2030 hinaus Bestand haben. Nur so könne Planungssicherheit entstehen, die Investitionen ermögliche. „Wasserstoff ist eine Zukunftstechnologie, die wie jede Schlüsselinnovation am Anfang Geduld braucht“, sagte Willig. „In der Startphase gelten andere Spielregeln. Wir dürfen nicht die Risiken maximieren und die Chancen minimieren – sondern Verantwortung mit Weitsicht verbinden.“

Klaren Rahmen abstecken

Der VDI sieht den Hochlauf derzeit durch mehrere Faktoren gebremst: fehlende Planungssicherheit, komplexe Regulierung, unklare Finanzierungsmodelle und einen nicht synchronisierten Ausbau der Infrastruktur. Diese Hemmnisse gefährdeten Tempo und Investitionsbereitschaft. Im Rahmen seiner Initiative Zukunft Deutschland 2050 hat der Verband ein Impulspapier mit konkreten Vorschlägen für den Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft vorgelegt. Es umfasst unter anderem:

• verlässliche Rahmenbedingungen über 2030 hinaus
• pragmatische Regulierungsansätze
• Maßnahmenpakete, die Erlös- und Mengenrisiken adressieren

Der VDI betont die Rolle von Ingenieurinnen und Ingenieuren als zentrale Akteure der technischen Umsetzung. „Die Politik braucht den Mut, die Expertise der Ingenieure stärker einzubeziehen und Klarheit auf dem Markt zu schaffen“, so Willig. Der Verband wolle den Dialog mit Politik und Wirtschaft fortsetzen, um den Wasserstoffhochlauf zu beschleunigen. „Wir wollen, dass Deutschland beim Thema Wasserstoff Technologieführer wird und stehen für einen konstruktiven Austausch bereit“, erklärte Willig.

Der Wasserstoffhochlauf-Zukunftsdialog des VDI steht als PDF zum Download bereit.

Der Auswertung zufolge steigen die Kosten gegenüber diesem Jahr im Mittel um rund 13 Prozent. Der Durchschnitt ist nach Unternehmensangaben über die Anzahl aller relevanten Postleitzahl-Netzbetreiber-Kombinationen der Erhebungsbasis errechnet worden, ohne deren Größe in der Fläche oder die Anzahl von relevanten Marktlokationen zu berücksichtigen. Im Fall mehrerer Netzbetreiber je Gebietseinheit sei jeder Wert in die Durchschnittsermittlung eingegangen, heißt es.

Als Kostentreiber nennt GET den von Verteilnetzbetreibern einzupreisenden Wälzungsblock aus dem sogenannten Briefmarkenentgelt, der Biogas- und der Marktraumumstellungsumlage. Er steige im Vergleich zu 2025 insgesamt um circa 7,94 Prozent. Zum anderen verweist das IT-Unternehmen auf die neuen Abschreibungsmodalitäten für Netzbetreiber infolge der KANU-2.0-Regelung der Bundesnetzagentur.


Effekt für Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden

Für einen Haushaltskunden mit einem Jahresverbrauch von 20.000 kWh (11 kW in Niederdruckstufe) erhöhten sich die Jahreskosten für die Netznutzung 2026 um etwa 12,76 Prozent. Das sind netto rund 55,83 Euro mehr als 2025.

Im bundesweiten Durchschnitt liegen Kosten für Haushaltskunden aktuell demnach bei netto 469,86 Euro pro Jahr beziehungsweise rund 2,35 Cent/kWh. Allein vier Gasnetzbetreiber halten die Gebühren konstant. Bei den anderen zeigt die Entwicklung eine große Spanne: Die relative Abweichung im Jahresvergleich reicht von minus 12,92 Prozent (Stadtwerke Uelzen) bis plus 76,62 Prozent (Stadtwerke Balingen).

Zu den größeren Betreibern mit Senkungen, die die GET AG beispielhaft listet, gehören: Edis Netz (-7,4 %), Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas (-5,31 %). Erhöhungen im einstelligen Prozentbereich verzeichnen die Analysten etwa bei Netze BW GmbH (+0,55 %), EWE Netz (+0,88 %) und Schwaben Netz (+3,61 %).

Zweistellig nach oben geht es unter anderem bei: Westnetz GmbH (+11,69 %), Bayernwerk Netz (+19,04 %), Hanse Gas (+21,88 %), Badenova Netze (+33,83 %). Unter den größeren Städten ist der prozentuale Anstieg in Bremen (+11,3 %), München (+14,92 %) und Hamburg (+18,69 %) zweistellig.

Kaum höher fällt die durchschnittliche Erhöhung der Jahreskosten für die Netznutzung mit etwa 13,66 Prozent für Gewerbekunden aus (Beispiel: Standardlastprofil und Jahresverbrauch von 100.000 kWh; 50 kW in Niederdruckstufe) aus. Das Plus bei den Netzgebühren nach den vorläufigen Preisblättern beziffert GET auf 249 Euro pro Jahr. Die Spanne umreißen wiederum die Stadtwerke Uelzen mit minus 14,2 Prozent und die Stadtwerken Balingen, die um 109,92 Prozent erhöhen.

Industriekunden mit registrierender Leistungsmessung und Jahresverbrauch von 5 Millionen kWh (2.250 kW in Mitteldruckstufe) müssen laut Erhebung im Schnitt mit einem Anstieg um 13,23 Prozent rechnen. Das bedeutet Jahreskosten von 8.168 Euro. Die relative Abweichung reicht dabei von minus 16,3 Prozent (Gas-Versorgungsbetriebe Cottbus) bis plus 110,31 Prozent (Stadtwerke Wülfrath).

 
Die Statistik zeigt die Anzahl der Beschäftigten in der deutschen Mineralöl- und Erdgasindustrie in den Jahren 1960 bis 2024. Im Jahr 2024 arbeiteten in den Mitgliedsfirmen des Bundesverbandes Erdgas, Erdöl und Geoenergie (BVEG) insgesamt 6.532 Personen.

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 2,69 und 2,77 Euro/kg. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.

Einige Themen der November-Ausgabe vom 1. November 2025:

• Titel: Stillstand bei der KWK
• Preisverleihung: BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae wurde in Berlin der E&M-Preis „Energiemanagerin des Jahres“ überreicht
• Berichte: Das Forum Netztechnik / Netzbetrieb im VDE und die Bundesnetzagentur haben ihre jährlichen Strom-Versorgungsstatistiken vorgestellt
• Ranking: E&M veröffentlicht wieder das einzigartige BHKW-Rankding. Es zeigt, welche Hersteller sich wie im Markt behaupten
• Cybersicherheit: Der Schutz kritischer Infrastrukturen war zentrales Thema der E&M-Energiemanagerkonferenz
• BHKW des Monats: In Ludwigsburg-Kornwestheim ging die Energiezentrale Waldäcker III in Betrieb
• Dezentrale Energie: In Esslingen wird ein Energiemanagementsystem im Quartier „Neue Weststadt“ realisiert
• Geothermie: In Niedersachen entsteht auf einem Testfeld für Bohrwerkzeuge eine Tiefengeothermieanlage

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Die BBSR-Publikation „Basisanalyse kommunaler Wärmepläne“ bietet erstmals einen systematischen Überblick über den Stand der Wärmeplanung und zeigt, welche Strategien Kommunen verfolgen, um ihre Wärmeversorgung bis Mitte des Jahrhunderts klimaneutral umzubauen.

Unterschiedliche Zieljahre und Ansätze

Die Untersuchung zeigt deutliche Unterschiede in Annahmen, Umfang und Detaillierungsgrad der Pläne. Eine klare Mehrheit der Kommunen orientiert sich am Zieljahr 2040, während lediglich 7 Prozent bereits bis 2035 klimaneutral sein wollen. Die vorgesehenen Umsetzungszeiträume reichen von 11 bis 38 Jahren, meist zwischen 18 und 23 Jahren.

In den meisten Plänen ist eine Reduzierung des Wärmeverbrauchs um 20 bis 30 Prozent vorgesehen. Einige Kommunen differenzieren den Wärmebedarf nach Haushalten, Industrie, Gewerbe, Handel, Dienstleistungen und kommunalen Liegenschaften.

Zentraler Einflussfaktor auf die Prognosen ist die angenommene Sanierungsrate von Wohngebäuden. Viele Kommunen rechnen mit einer konstanten jährlichen Rate von 2 Prozent. Laut Analyseautor Martin Ammon führt eine zu optimistische Annahme zu unterschätzten Wärmebedarfen und damit zu fehlerhaften Planungen für die zukünftige Wärmeerzeugung. „Dies hat zur Folge, dass darauf basierende Planungen zum Umbau der kommunalen Wärmeerzeugung auf einem zu gering kalkulierten Wärmebedarf fußen“, teilte Ammon dazu mit.

Wärmenetze gewinnen zentrale Bedeutung

Wärmenetze sollen künftig eine deutlich größere Rolle spielen. Ihr Anteil am Wärmeverbrauch liegt derzeit bei rund 9 Prozent. Im Durchschnitt der Pläne ist bis zum Zieljahr eine Vervierfachung vorgesehen. 44 Prozent der untersuchten Pläne enthalten auch Angaben zu Energieträgern und Technologien. Häufig genannt werden Biomasse und Wärmepumpen.

Die Analyse zeigt zugleich, dass methodische und inhaltliche Unterschiede Vergleiche erschweren. Ammon empfiehlt daher eine stärkere Standardisierung kommunaler Wärmepläne, um einheitliche Basisparameter und nachvollziehbare Ergebnisse zu gewährleisten.

Das WPG verpflichtet die Länder, die Erstellung kommunaler Wärmepläne sicherzustellen. Städte mit mehr als 100.000 Einwohnern müssen bis 30. Juni 2026 liefern, alle übrigen Kommunen bis 30. Juni 2028. Die Pläne sollen die strategische Ausrichtung der lokalen Wärmeversorgung festlegen, Infrastrukturanpassungen identifizieren und Potenziale für erneuerbare Energien und Abwärme systematisch erfassen.

Die BBSR-Analyse „Basisanalyse kommunaler Wärmepläne“ ist auf der Seite des Bundesamtes als PDF verfügbar. 
 

Insgesamt stehen mehr als 350 Sondierungsbohrungen mit einer Gesamtlänge von 5.277 Metern und rund 300 ingenieurgeologische Bohrungen mit einer voraussichtlichen Gesamttiefe von 12.410 Metern an. Bei den tiefsten davon, die unterhalb der sogenannten Reaktorinsel geplant sind, geht es etwa 140 Meter unter die Erde.

Geologen analysieren außerdem den Bereich, wo die Anlagen zur Gewährleistung der nuklearen Sicherheit betrieben werden sollen, sowie die Korridore der linearen Anlagen zur Roh- und Abwasserentsorgung und zur Stromerzeugung. Zuständig für die Untersuchungen sind Experten der tschechischen CEZ Energeticke produkty und ihrer Subunternehmen, die von koreanischen Fachleuten unterstützt werden.

Verhandlungen über Projekt-Beteiligungen

2029 soll mit den Bauarbeiten für Dukovany II begonnen werden. Der erste Reaktor könnte dann 2036 in den Probebetrieb gehen.

Bisher haben rund 150 tschechische Unternehmen mit KHNP über eine mögliche Beteiligung am Bau der beiden Reaktoren verhandelt. Dabei ging es laut einer Mitteilung des Unternehmens zunächst um die Ausschreibungsbedingungen, den Zeitplan und die Organisation des Megaprojekts. Früheren Angaben zufolge wollen die Koreaner tschechische Unternehmen zu etwa 60 Prozent an dem Großprojekt beteiligen. Außer Vertretern von KHNP waren auch Manager von Unternehmen wie Daewoo, Doosan und Kepco E&C in die Gespräche eingebunden.

KHNP hatte im vergangenen Jahr die Ausschreibung für die Erweiterung des Kernkraftwerks Dukovany gewonnen. Die Kosten für den Bau von zwei Reaktoren werden derzeit mit umgerechnet 16,7 Milliarden Euro veranschlagt. Damit handelt es sich bei der geplanten Erweiterung von Dukovany um das bisher größte Investitionsvorhaben in der Geschichte Tschechiens.

Welche Regionen kommen für ein Endlager infrage?

Besonders in Norddeutschland sind derzeit noch große Teile für ein späteres Endlager im Rennen. Das liegt unter anderem daran, dass dort große Flächen noch nicht bewertet wurden. Aber auch im Süden gibt es noch mögliche Standorte. Einige Gebiete hält die BGE aus heutiger Sicht für besonders geeignet, sie haben die bisherigen Prüfschritte überstanden. Dazu gehören zum Beispiel Regionen in Baden-Württemberg in der Nähe von Freiburg und südlich von Karlsruhe sowie mehrere Regionen nahe der tschechischen Grenze, sowohl in Bayern als auch in Sachsen.

Auch in Thüringen und Sachsen-Anhalt zwischen Halle und Erfurt gibt es solche möglichen Standorte sowie in Niedersachsen im Raum Braunschweig und Hannover sowie nördlich von Osnabrück. In Hessen kommt ein Gebiet in der Nähe des baden-württembergischen Mannheim infrage. Ein Teil Norddeutschlands ist auf der BGE-Karte grau, für ihn gibt es also noch keine Einstufung.

Große Teile von Nordrhein-Westfalen und Hessen sowie das Saarland kamen nie infrage, weil es dort an den nötigen Gesteinsschichten fehlt. Rheinland-Pfalz ist inzwischen ebenfalls aus dem Rennen.

Wo lagert der Müll?

Deutschland hat seine letzten Atomreaktoren zwar im April 2023 abgeschaltet. Doch noch muss ein Lager für rund 27.000 Kubikmeter hochradioaktiven Atommüll gefunden werden, der in mehr als 60 Jahren Atomkraft angefallen ist. Der Standort soll Sicherheit für eine Million Jahre bieten. Derzeit lagert der Müll in sechzehn oberirdischen Zwischenlagern in verschiedenen Bundesländern. Seit 2017 läuft die aktuelle Endlager-Suche.

Worauf achtet die BGE?

Derzeit passiert alles noch auf Papier oder am Rechner und nicht vor Ort. „Wir schauen uns nur die geologischen Daten an, die wir haben“, sagt die Vorsitzende der Geschäftsführung, Iris Graffunder. „Je gleichmäßiger und langweiliger der Untergrund ist, umso besser geeignet für ein Endlager.“

Grundsätzlich untersucht werden Gegenden, in denen es Steinsalz, Tongestein oder Granit gibt. Dickere Gesteinsschichten seien dabei besser als dünnere, sagt BGE-Sprecherin Dagmar Dehmer. Wichtig sei, mögliche Auswirkungen von Vulkanen für die nächste Million Jahre auszuschließen. Auch das Erdbebenrisiko spielt eine Rolle. „Überall da, wo das Gestein in Bewegung ist und sich gegeneinander verschieben kann, da wollen wir kein Endlager bauen.“ Bereiche mit Rissen im Gestein würden ausgeschlossen, so Graffunder.

Wie geht es weiter?

Mitte 2026 will die BGE einen weiteren Zwischenstand präsentieren, Ende 2027 will sie Standortregionen für die oberirdische Erkundung vorschlagen. Diesen Vorschlag prüft dann das Bundesamt für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung (BASE), das Wissenschaft und Öffentlichkeit beteiligt. Die Entscheidung über die in Frage kommenden Regionen trifft schließlich der Bundestag. Als Zieldatum für die Entscheidung über ein Endlager ist derzeit 2050 angepeilt.

Wenn es nach Bundesumweltminister Carsten Schneider geht, soll es schneller gehen. „Mir ist wichtig, dass wir nach diesem Schritt ab 2027 deutlich schneller vorankommen. Das sind wir nicht zuletzt den Menschen schuldig, die in den Regionen mit den Zwischenlagern leben“, erklärte der SPD-Politiker. Man werde das Standortauswahl-Verfahren „optimieren“. „Dabei gilt es, den Kern des Verfahrens zu bewahren - insbesondere das Ziel der bestmöglichen Sicherheit.“ Einen entsprechenden Gesetzes-Vorschlag werde er Anfang kommenden Jahres machen.

Man versuche, vor Mitte des Jahrhunderts fertig zu werden, sagt die BGE-Vorsitzende Graffunder. „Das geht aber nur, wenn man auf Bergwerke verzichtet“ - also von der Oberfläche aus arbeitet. Die Untersuchungen von der Oberfläche aus seien heute so gut, dass Bergwerke verzichtbar seien. „Deutschland hat extrem gute geologische Formationen, um hochradioaktive Abfälle endzulagern“, versichert Graffunder. „Die Schwierigkeit ist nicht, einen Standort zu finden, sondern wir haben die Qual der Wahl.“

Enercity-Vorstandsvorsitzende Aurelie Alemany erklärte, der Konzern plane milliardenschwere Investitionen in die Energie- und Wärmewende. Bis 2035 seien rund 1,5 Milliarden Euro für die Wärmewende und etwa 2 Milliarden Euro für den Ausbau des Stromnetzes vorgesehen. Die Kooperation mit der Stadt ermögliche eine nachhaltige Finanzierung der Energiewende und sichere auch künftig bezahlbare Energie.

Oberbürgermeister Belit Onay (Bündnis 90/Die Grünen) betonte, um Versorgungssicherheit zu gewährleisten und das Leben der Menschen in Hannover langfristig zu verbessern, seien hohe Investitionen notwendig.

Verfahren gilt als bilanz- und haushaltsneutral

Finanzdezernent Axel von der Ohe verwies auf die Vorteile der neuen Finanzierungsform für beide Seiten. Der Konzernkredit ermögliche Enercity eine breitere Kapitalbasis und bringe der Stadt Zinseinnahmen in Millionenhöhe. Das Instrument schaffe zudem neue Spielräume für kommunale Finanzierungen.

Auch Enercity-Finanzvorstand Marc Hansmann hob die strategische Bedeutung der Maßnahme hervor. Ein gestärktes Eigenkapital sei Voraussetzung für günstige Fremdfinanzierungen und langfristige Stabilität. Die Investitionen trügen nicht nur zur Klimaneutralität bei, sondern stärkten auch Beschäftigung und Wertschöpfung in der Region.

Das Modell basiert auf einer seit Januar 2025 gültigen Änderung des niedersächsischen Kommunalverfassungsgesetzes (§121a NKomVG). Danach können Kommunen sogenannte Konzernkredite aufnehmen, um Investitionen verbundener Unternehmen zu ermöglichen. Die Kommune wird dabei selbst Kreditnehmerin, leitet die Mittel aber weiter und übernimmt Haftung und Risiko für einen Dritten.

Haushaltsneutrales Verfahren

Das Verfahren gilt als bilanz- und haushaltsneutral, da die Kredite zu marktgerechten Bedingungen weitergereicht werden. Daher können Kommunen Zinsüberschüsse erzielen und zugleich kommunale Unternehmen zu günstigeren Konditionen finanzieren. 

Die Landeshauptstadt Hannover nutzt das neue Finanzierungsinstrument erstmals und will damit ein Signal für eine engere kommunale Unterstützung der Energiewende. Das Darlehen gilt als Pilotprojekt, das auch anderen Kommunen in Niedersachsen als Modell dienen könnte. Voraussetzung für das gesamte Verfahren bleibt die Genehmigung durch die Kommunalaufsicht im Innenministerium.

Das verkaufte Unternehmen Uniper Wärme (UWG) versorgt über sein Fernwärmenetz mit einer Länge von mehr als 750 Kilometern mehr als 14.400 Kunden mit Wärme. Erzeugt wird die benötigte Wärme aus Grubengas, Abwärme aus industriellen Prozessen sowie in Elektrokesseln und in dezentralen kleinen KWK-Anlagen. Teil der Übernahme ist auch die Beteiligung der UWG an der Grüne Quartiere GmbH, ein Gemeinschaftsunternehmen der UWG mit der Eon Energy Solutions GmbH und der Avacon Natur GmbH.

Der Verkaufsprozess, den Uniper im Oktober 2024 gestartet hatte (wir berichteten), ist Teil des Auflagenpaketes, an das die EU-Kommission im Dezember 2022 die beihilferechtliche Genehmigung der Staatshilfen für das Unternehmen geknüpft hatte. Zu den finanziellen Details des UWG-Verkaufs machte das Unternehmen keine Angaben. Nikola Feldmann, Geschäftsführerin der Uniper Wärme, sagte: „Für die Uniper Wärme waren die Mitbestimmung und die Tarifpartnerschaft immer zentraler und bedeutender Bestandteil – umso mehr bin ich davon überzeugt, dass die Steag Iqony Group den 130 Kolleginnen und Kollegen ein vertrautes berufliches Zuhause bieten kann.“

Verzahnung angrenzender Fernwärmenetze

Iqony Fernwärme selbst betreibt in Bottrop, Essen und Gelsenkirchen ein Fernwärmenetz mit einer Gesamtlänge von rund 740 Kilometern. Nach Angaben des Unternehmens erwirtschaften die knapp 160 Beschäftigten einen Umsatz von rund 210 Millionen Euro.

Nach der nun erfolgten Übernahme will die Steag Iqony Group ihre drei Fernwärme-Einheiten – also die Iqony Fernwärme, die Iqony Energies und die Uniper Wärme – stärker unter einem gemeinsamen Dach bündeln. Die aus dem Verkauf umbenannte Iqony Wärme soll das Fernwärmegeschäft der Steag Iqony Group so weiter stärken. Für Andreas Reichel, CEO und Arbeitsdirektor der Steag Iqony Group, ergeben sich durch den Kauf neue Möglichkeiten: „So können wir die angrenzenden Fernwärmenetze verzahnen und integriert weiterentwickeln. Damit machen wir die Wärmeversorgung in Deutschlands größter Metropolregion noch sicherer und klimafreundlicher.“

Das Rahmenwerk ist zentraler Bestandteil der Kapitalbeschaffung zur Umsetzung der Investitionspläne des Konzerns. Zwischen 2024 und 2028 plant Eon nach eigenen Angaben Investitionen in Höhe von insgesamt 43 Milliarden Euro, davon 35 Milliarden Euro in das Netzgeschäft. Zur Finanzierung dieser Vorhaben will das Unternehmen weiterhin regelmäßig Fremdkapital aufnehmen.

Ausbau der Verteilnetze 

Im Fokus des neuen Green Financing Framework stehen Investitionen in Energieverteilnetze, die nach Angaben des Unternehmens die größte und mit der EU-Taxonomie konforme Anlagekategorie von Eon darstellen. Förderfähig seien nun nicht nur Netze in Deutschland und Schweden, sondern auch in Tschechien und Polen. Der Konzern betreibt nach eigenen Angaben das größte Energieverteilnetz Europas und sieht darin die Basis für die Dekarbonisierung des Energiesystems.

Eon-Finanzvorständin Nadia Jakobi erklärte, das neue Rahmenwerk bekräftige das Ziel des Unternehmens, die grüne Transformation des europäischen Energiesystems konsequent voranzutreiben. Seit 2023 übertreffe das Unternehmen sein Ziel, mindestens 50 Prozent der Fremdfinanzierung über grüne Instrumente aufzunehmen. „Tatsächlich liegt unser Anteil inzwischen bei über 70 Prozent“, so Jakobi. Damit zähle Eon weiterhin zu den größten Emittenten grüner Anleihen unter europäischen Unternehmen.

Das Green Financing Framework erweitere das Spektrum nutzbarer Finanzierungsinstrumente. Neben grünen Anleihen können künftig auch grüne Kredite oder Schuldscheine unter diesem Rahmenwerk begeben werden. Damit will das Unternehmen der steigenden Nachfrage institutioneller Investoren nach nachhaltigen Anlageformen nachkommen – sowohl im Eurobond-Markt als auch bei Privatplatzierungen. Neu im Framework ist die Integration spezifischer Kennzahlen zu Biodiversität und Netzeffizienz, die künftig jährlich offengelegt werden sollen. Damit will Eon die ökologische Wirkung seiner Investitionen transparenter machen und Fortschritte im Umweltmanagement messbar darstellen.

Qualitätssiegel von Moody's

Die Rating-Agentur Moody’s hat das neue Rahmenwerk mit dem höchsten Nachhaltigkeitsrating, dem „Sustainability Quality Score SQS1 Excellent“, bewertet. In der sogenannten Second Party Opinion bestätigte Moody’s zudem, dass alle unter dem Framework finanzierten Aktivitäten vollständig mit der EU-Taxonomie übereinstimmen.

Eon betont, dass grüne Finanzierungsinstrumente auch künftig eine zentrale Rolle für die Umsetzung der eigenen Investitionsstrategie spielen sollen. Mit dem neuen Framework will der Konzern nach eigener Aussage sicherstellen, dass Kapitalbeschaffung und Klimaziele langfristig eng miteinander verknüpft bleiben.

Das vollständige Green Financing Framework von Eon steht im Internet bereit.

Weitemeier bezeichnete die neuen Busse als wichtigen Schritt auf dem Weg zur klimaneutralen Stadt. Osnabrück hat sich mit dem „Vorreiterkonzept Klimaschutz“ das Ziel gesetzt, bis 2040 klimaneutral zu werden – und damit fünf Jahre früher als der Bund. Die Stadtverwaltung strebt dieses Ziel bereits bis 2030 an, die städtischen Gesellschaften bis 2035.

E-Bus-Quote bei 94 Prozent

Bereits heute fahren 62 vollelektrische Gelenkbusse des niederländischen Herstellers VDL auf den Metrobus-Linien in Osnabrück. Diese legen nach Angaben der Stadtwerke zusammen rund 3,6 Millionen Kilometer pro Jahr zurück, wodurch etwa 2.100 Tonnen CO2 vermieden würden.

Auch Tanja Stiegeler betonte die Fortschritte der vergangenen Jahre. Die Busse seien leise, komfortabel und technisch modern. Sie hob hervor, dass Osnabrück mit einer E-Bus-Quote von 94 Prozent bundesweit zu den führenden Städten gehöre.

Die zwölf Meter langen Solobusse bieten Platz für bis zu 67 Fahrgäste. Sie verfügen über drei Einstiegstüren, eine Klapprampe an der mittleren Tür und zahlreiche USB-Doppelladesteckdosen. Sicherheitssysteme wie „Sideguard Assist 2“ und „Frontguard Assist“ sollen das Fahrpersonal unterstützen, indem sie Hindernisse und Personen im Nahbereich frühzeitig erkennen.

Die Fahrzeuge sind mit fünf Batteriepaketen ausgestattet, die eine Gesamtkapazität von 491,5 kWh haben und Reichweiten von über 270 Kilometern ermöglichen. Geladen werden die Busse im Depot sowie an Schnellladestationen an den Endhaltestellen der Metrobus-Linien. Das Projekt wird im Rahmen der „Richtlinie zur Förderung alternativer Antriebe von Bussen im Personenverkehr“ mit insgesamt 5,17 Millionen Euro durch das Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) unterstützt. Zusätzlich steuert das Land Niedersachsen über die Landesnahverkehrsgesellschaft (LNVG) 1,75 Millionen Euro bei. Koordiniert wird die Fördermaßnahme durch die NOW GmbH, der Projektträger ist das Forschungszentrum Jülich.

Der Aufsichtsrat bestellte Christian Bauer und Matthias Wolf einstimmig zu neuen Geschäftsführern. Beide übernehmen die Leitung des Unternehmens zunächst interimsmäßig von Prof. Dr. Stephan Prechtl, der sein Amt auf eigenen Wunsch niedergelegt hat.

Christian Bauer ist seit 2023 als technischer Leiter der Sparte Netze und Erzeugung bei den Stadtwerken Passau tätig. Zuvor arbeitete er mehrere Jahre bei den Stadtwerken München. Matthias Wolf kam 2024 als kaufmännischer Leiter zum Passauer Versorger. Seine berufliche Laufbahn führte ihn zuvor in den Automotive-Bereich und den technischen Handel.

Beide neuen Geschäftsführer sind laut Stadtwerke bereits „bereits gut im Unternehmen integriert und verfügen über Erfahrungen und Einblicke, die für die nahtlose Weiterführung des Geschäftsbetriebs unabdingbar sind.“

Prechtl hatte die Geschäftsführung der Stadtwerke Passau im Oktober 2022 übernommen. Offizielle Gründe für sein Ausscheiden wurden nicht genannt. Die örtliche Presse schreibt, dass Prechtl im Dissens mit dem Stadtrat lag wegen des Millionendefizits beim ÖPNV.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag präsentiert. In der Grundlast wurden 73,75 Euro je Megawattstunde für den Day-ahead bezahlt. Die Spitzenlast schlug mit 92,40 Euro je Megawattstunde zu Buche. An der Börse wurden für den Dienstag 73,55 Euro je Megawattstunde im Base ermittelt. Für den Peak mussten 92,07 Euro entrichtet werden.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Dienstag mit knapp 30 Gigawatt ähnlich hoch ausfallen wie am Berichtstag, für den die Meteorologen von Eurowind 30,1 Gigawatt ermittelt hatten. An den Folgetagen bis einschließlich Sonntag sollen die Beiträge von Wind und Solar Schritt für Schritt zurückgehen und am letztgenannten Tag sogar auf das Niveau einer Dunkelflaute fallen.

Hauptursache des Erneuerbaren-Rückgangs ist das immer geringere Aufkommen an Windstrom. Das US-Wettermodell geht beginnend ab kommenden Donnerstag von einem unterdurchschnittlichen Windaufkommen in Deutschland aus. Die Wetterdienste prognostizieren zudem für die kommenden Tage etwas niedrigere Temperaturen als noch am Freitag. Allerdings sollen die Werte auf überdurchschnittlichem Niveau bleiben.

Das Strom-Frontjahr legte am Montag um 1,77 Euro auf 88,51 Euro je Megawattstunde zu und folgte damit der festen Tendenz bei CO2.

CO2: Die CO2-Preise haben am Montag sehr kräftig zugelegt. Der diesjährige Leitkontrakt Dec 25 zeigte sich gegen 13.54 Uhr mit einem Plus von 2,31 Euro auf 80,94 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt starke 28 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 80,94 Euro, das Tief bei 78,78 Euro.

Die Preise haben damit die lange bestehende Range von 77 bis 80 Euro nach oben durchbrochen. Sollte der Dec 25 auch zum Settlement jenseits der 80 Euro markieren, dürfte sich die technische Situation für CO2 deutlich verbessern. Aus fundamentaler Sicht wird der CO2-Markt von den Analysten von Vertis hingegen aktuell als ausgeglichen bewertet.

Erdgas: Der neue TTF-Frontmonat Dezember gewann am Montag bis gegen 13.57 Uhr um 0,600 Euro auf 31,800 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead dagegen um 0,480 Euro auf 32,245 Ezuro je Megawattstunde nach unten.

Händler verweisen zur Begründung der Aufschläge auf den Kontraktwechsel von November auf Dezember und auf die relativ niedrigen Speicherfüllstände in der EU, die sich aktuell auf 82,8 Prozent belaufen. Das Potenzial zum Aufbau weiterer Bestände sei nun begrenzt, da die Nachfrage nach Gas saisonbedingt zunehme. Zudem unterstützt das kühlere und windärmere Wetter, das für die kommenden Tage vorhergesagt wird.

Leicht bearish dürfte sich indessen die gute Versorgung mit norwegischem Gas auswirken. Diese liegt laut dem Netzbetreiber Gassco für den Berichtstag bei 323,1 Millionen Kubikmetern. In den kommenden Tagen dürften ähnlich hohe Exportmengen von Norwegen-Gas anfallen.