Etwa 50.000 MW befinden sich nach Verbandsangaben aktuell im Genehmigungsverfahren, ein großer Teil davon soll 2026 genehmigt werden. Ende September waren bundesweit rund 29.000 Windenergieanlagen mit zusammen 67.000 MW Leistung in Betrieb. Dieses Tempo müsse beibehalten werden für das Ausbauziel laut Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) für 2030 von 115.000 MW installierter Leistung, sagte Axthelm.

Flächenausweisung macht Fortschritte

Unabdingbar für neue Windkraftanlagen sei die Ausweisung von Flächen. Der Bericht des Bund-Länder-Kooperationsausschusses vom 30. Oktober zeige dabei leichte Fortschritte, so Axthelm. Nach Angaben der Bundesregierung bewegte sich die rechtswirksam ausgewiesene Fläche im Jahr 2024 zwischen 1,0 und 1,4 Prozent bundesweit. Das entspricht einer Steigerung von 0,92 bis 0,97 Prozentpunkten gegenüber 2023. Axthelm betonte: Erforderlich sei ein Ausbau „in ganz Deutschland, in allen Regionen“, damit Windenergie ihren Beitrag zur Stromerzeugung leisten könne.

Laut Ausschuss haben mehrere Länder – darunter Baden-Württemberg, Bayern, Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern, Nordrhein-Westfalen und Rheinland-Pfalz – ihre Beiträge für 2027 bereits erreicht oder überschritten. Hessen erfüllt seinen Beitrag zwar rechnerisch auch, jedoch sind viele Flächendort laut Ausschuss nicht bebaubar, kritisierte der BWE-Vertreter. Am häufigsten lehnten die Behörden Projekte aufgrund militärischer Belange ab, einschließlich Flugsicherung und Radar. 

Die Beschlüsse des Koalitionsausschusses

Der Koalitionsausschuss der Bundesregierung beschloss am 13. November mehrere Maßnahmen, die sich unmittelbar auf die Branche auswirken. Dazu zählt ein Energieinfrastrukturfonds innerhalb des Deutschlandfonds. Nach Angaben der Bundesregierung soll er Energienetze stärken, den Anschluss erneuerbarer Energien beschleunigen und regionale Versorgungsstrukturen unterstützen. 

Für die energieintensive Industrie kündigte die Regierung eine Stromkostensenkung an. Laut Eckpunkten des Bundeswirtschaftsministeriums ist für 2026 bis 2028 ein Zielpreis von 5 Cent/kWh vorgesehen. Die Kosten für den Bundeshaushalt bezifferte das Ministerium auf rund 3,1 Milliarden Euro. Der BWE forderte wie andere Energieverbände zuvor, dass eine solche Förderung Direktlieferverträge (PPA) nicht beeinträchtigen dürfe.

EEG, NZIA, Naturschutz, EnWG, Kundenanlage

Mehrere Gesetzesvorhaben – darunter die EEG-Novelle, die nationale Umsetzung des Net-Zero Industry Act (NZIA) und die Novelle des Bundesnaturschutzgesetzes – verschieben sich ins kommende Jahr. Verabschiedet wurde jedoch die Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG). Sie enthält laut Bundesregierung einen Bauvorrang für Batteriespeicher über 1 MW im Außenbereich.

Zudem erhielt die bisherige deutsche Definition der Kundenanlage eine dreijährige Übergangsfrist. Die Definition der Direktleitung wurde erweitert, sodass auch mehrere Kunden oder Tochterunternehmen versorgt werden können.

Energy Sharing: für BWE ungenügend

Fürs Energy Sharing beschloss der Gesetzgeber neue Regelungen, die Axthelm als unzureichend für die Windenergie kritisierte. Energy Sharing ist demnach für Bürger, Kommunen und Unternehmen zulässig, wenn sie lokal erzeugten Strom gemeinschaftlich nutzen. Ausnahmen von Lieferantenpflichten gelten für Anlagen unter 30 kW bei Haushalten und unter 100 kW bei Mehrparteienhäusern. Erforderlich sind ein Teilnahmevertrag und ein Smart Meter mit viertelstündlicher Messung. Der Start erfolgt innerhalb eines Bilanzierungsgebiets; angrenzende Gebiete sollen von 2028 an einbezogen werden.

Erleichterungen für bidirektionales Laden

Zum bidirektionalen Laden beschloss die Regierung laut BWE, Netzentgelte beim ersten Laden einer Batterie sowie beim erneuten Laden nach netzdienlicher Rückspeisung zu streichen. Zudem entfällt ein Anteil der Netzentgelte für rückgespeisten Strom. Axthelm sprach von einer verbesserten Wirtschaftlichkeit für Vehicle-to-Grid-Konzepte und kombinierte Speicherlösungen. Insgesamt forderte er mehr Tempo für digitale Lösungen, weil sie die Integration erneuerbarer Erzeugung erleichtern könnten.

BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae erklärte, der Etat enthalte keine Impulse, die den notwendigen Investitionsschub auslösen oder die Wasserstoffwirtschaft gezielt stärken. Aus ihrer Sicht verpasst die Bundesregierung damit die Chance, den Weg zu mehr Resilienz und Klimaneutralität zu unterstützen.

Andreae begrüßte jedoch, dass der geplante Deutschlandfonds private Investitionen in die Energiewende anregen soll. Der Fonds soll laut Bundesregierung insbesondere Projekte der Wärmewende erleichtern. Nach Darstellung des Verbands greift der Gesetzgeber damit eine gemeinsame Idee von BDEW und dem Verband kommunaler Unternehmen (VKU) auf.

Der BDEW hebt zudem positiv hervor, dass der Bund die Energiekosten durch Zuschüsse zu den Übertragungsnetzentgelten dämpfen will und die abgesenkte Stromsteuer für die Industrie weiterführen möchte. Diese Entlastungen sollten für mehrere Jahre festgeschrieben werden, um die Industrie in ihrer internationalen Konkurrenzfähigkeit zu stabilisieren, fordert der Verband.

Kaum Impulse für H2-Wirtschaft

Für den geplanten Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft erkennt der BDEW jedoch nur geringe Fortschritte. Der Verband kritisiert, dass der Haushalt 2026 kaum neue Anreize für Projekte setze. Die vorgesehenen rund 2,9 Milliarden Euro für das kommende Jahr sowie die 3,5 Milliarden Euro in der Finanzplanung seien weitgehend bereits für bestehende Zusagen im Rahmen der „Important Projects of Common European Interest“ (IPCEI) hinterlegt. Ohne verlässliche politische Unterstützung drohe Deutschland bei Elektrolyseuren im internationalen Wettbewerb zurückzufallen, so die Einschätzung des BDEW.

Im Bereich Wärme bemängelt der Verband, dass die Förderung der Wärmenetze in ein Sondervermögen verschoben wurde. Diese Struktur gefährde laut BDEW die Planungssicherheit, da Projekt- und Zahlungsfristen im Sondervermögen begrenzt sind. Für eine wirkungsvolle Förderung sind aus Sicht des Verbands mindestens 3,5 Milliarden Euro jährlich nötig.

Auch beim Industriestrompreis sieht der BDEW Risiken. Die Bundesregierung will die Entlastung der Industrie aus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF) finanzieren. Andreae warnt, dass dadurch weniger Mittel für Investitionen in Zukunftstechnologien und Klimaschutz zur Verfügung stehen.

E-Mobil-Förderung bündeln

Für die Elektromobilität fordert der Verband eine Bündelung bestehender Instrumente. Die Ladeinfrastruktur sei bereits über Bedarf ausgebaut, weshalb zusätzliche Förderprogramme aus dem KTF nach Einschätzung des BDEW nicht nötig sind. Statt neuer Töpfe brauche es eine Gesamtstrategie, die Fahrzeuge und Infrastruktur gemeinsam betrachtet.

Positiv sieht der Verband, dass die Kfz-Steuerbefreiung für Elektrofahrzeuge verlängert wird. Entscheidend sei künftig ein verlässlicher steuerlicher Rahmen, darunter eine CO2-orientierte Kfz-Besteuerung, eine Reform der Dienstwagenregelung sowie eine abgesenkte Stromsteuer (Einschätzungen des BWE zum Etat und zum Koalitionsausschuss: siehe separate Meldung).

Weniger Geld für Gebäudesanierung

Die Deutsche Unternehmensinitiative Energieeffizienz (Deneff) vermisst im Etat langfristig verlässliche Investitionsanreize, um die Energieeffizienz zu steigern. Die Ausgaben des KTF sinken 2026 gegenüber diesem Jahr, gerade im Gebäudebereich. Aus Sicht der Deneff wäre ein deutlicheres Investitionssignal für die angestrebte wirtschaftliche Erholung erforderlich und, um steigenden Energiesystemkosten sowie einer daraus resultierenden Subventionsspirale entgegenzuwirken.

Mit Blick auf 2027 und die Folgejahre müssen darum die knappen Haushaltsmittel fokussierter dort eingesetzt werden, wo sie heimische Wertschöpfung steigern und Importabhängigkeit und Systemkosten dauerhaft senken, erklärte Deneff-Vorstand Christian Noll

Der Vorschlag ist eine Reaktion auf die Bedenken der Mitgliedstaaten und der Mitglieder des Europäischen Parlaments hinsichtlich der künftigen Höhe der CO2-Preise und der Volatilität auf dem neuen ETS2-Kohlenstoffmarkt. Er sieht gezielte Anpassungen des MSR vor, die eine stärkere Intervention garantieren würden, wenn der Preis ein bestimmtes Niveau überschreiten sollte. Damit würden frühzeitigere und reibungslosere Maßnahmen zur Stabilisierung des Angebots an ETS2-Zertifikaten gewährleistet.

Der für Klima, Netto-Null und sauberes Wachstum zuständige Kommissar Wopke Hoekstra, der die Vorschläge bereits in früheren Umwelträten vorgestellt hatte, erklärte: „Wir schaffen die richtigen Voraussetzungen, um die Preise unter Kontrolle zu halten und schnell einzugreifen, wenn sie zu hoch steigen.“

Die vorgeschlagene Maßnahme kann ohne Änderung der ETS-Richtlinie umgesetzt werden. Nach der Annahme durch die Kommisssion bedarf sie der Zustimmung der EU-Mitgliedstaaten und des Europäischen Parlaments, bevor sie in Kraft treten kann.

Darüber hinaus wird die Kommission weiter daran arbeiten, auch die anderen Maßnahmen zum ETS2-Umsetzungsrahmen rasch umzusetzen. Was den Start des Systems betrifft, so hatten die Mitgesetzgeber kürzlich im Rahmen der Verhandlungen über das Klimaziel für 2040 eine Verschiebung des ETS2 um ein Jahr auf Anfang 2028 beschlossen, die nun vor seiner Anwendung vereinbart und verabschiedet werden muss.

Im Kern bemängelte der 21. Senat des OVG, der Nabu habe nicht nachgewiesen, dass durch „Butendiek“ im Sylter Cluster überhaupt ein Umweltschaden im Sinne des gleichnamigen Gesetzes entstanden ist. Zudem vermochte das Gericht kein Verschulden der Betreiberin Skyborn Renewables (vormals WPD Offshore) erkennen.​ „Butendiek“ ist einer der ältesten Offshore-Windparks. Die 80 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 288 MW waren 2002 genehmigt und 2014/15 aufgestellt worden.

Der Nabu will seit der Inbetriebnahme das Bundesamt für Naturschutz (BfN) und das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) gerichtlich dazu zwingen, gegenüber der Betreiberin Sanierungsmaßnahmen anzuordnen - wegen angeblicher Schäden am Lebensraum von Stern- und Prachttauchern (Seetauchern) im Vogelschutzgebiet „Östliche Deutsche Bucht“, in dem „Butendiek“ liegt. Der Umweltverband nutzte dabei das Verbandsklagerecht, das seit 2010 im Bundesnaturschutzgesetz steht.

„Dynamische Betreiberpflichten“

Die Prozessserie beschäftigte bereits den gesamten Rechtszug der Verwaltungsgerichtsbarkeit in NRW und Hamburg. In den ersten beiden Instanzen ging der Nabu jeweils baden. Sowohl das OVG Münster als auch das OVG Hamburg mussten sich aber noch einmal mit der Sache befassen, nachdem das Bundesverwaltungsgericht im April 2021 überraschenderweise „dynamische Betreiberpflichten“ angenommen hatte (wir berichteten). Tauchen demnach neue Erkenntnisse zu Umweltauswirkungen auf, müssen diese unter Umständen berücksichtigt werden. Im Ergebnis kam das OVG Münster in dem zurückverwiesenen Fall jetzt trotzdem zum selben Ergebnis.

Das BfN war im November 2020 aufgrund dieser neuen wissenschaftlichen Erkenntnisse zu Seetauchern zu der Auffassung gelangt, dass der Betrieb des Windparks das Vogelschutzgebiet „Östliche Deutsche Bucht“ doch erheblich beeinträchtige und deshalb gegen naturschutzrechtliche Verbote verstoße. Es hatte aber im März 2021 für den weiteren Betrieb des Windparks Ausnahmen von den betroffenen Verboten erteilt. Hiergegen hatte sich der Nabu ebenso gewandt, war aber mit seiner Klage untergegangen, weil ein Gericht die Ökostrom-Erzeugung stärker gewichtete.

Nach Ansicht des OVG Münster lässt sich ein Umweltschaden zudem nicht feststellen, weil es weiterhin „gravierende fachwissenschaftliche Erkenntnislücken zu den Habitatansprüchen der Seetaucher“ in der gesamten deutschen Nordsee gebe. Maßgeblich sei nicht nur das Vogelschutzgebiet, auf das sich der Nabu gestützt hatte, sondern die gesamte Nordsee. Auf dieser Grundlage lasse sich eine erhebliche Beeinträchtigung des Erhaltungszustands nicht feststellen.​

Zudem verneinte das OVG ein Verschulden der Betreiberin als Voraussetzung für eine Haftung nach dem Umweltschadensgesetz. Die Gesellschaft habe auf die Genehmigungsbescheide und Bewertungen der zuständigen Fachbehörden vertrauen dürfen, wonach der Betrieb des Windparks mit den Belangen der Seetaucher vereinbar ist.​

Schließlich sah der Senat auch keine geeigneten Sanierungsmaßnahmen. Maßnahmen wie etwa das Anlegen von Riffen kämen in Betracht, seien aber hier nicht Grundlage der Klage; Eingriffe mit Anlagen- oder Betriebsbezug wiederum könnten auf Basis des Umweltschadensgesetzes nicht angeordnet werden.

Eine Revision wurde nicht zugelassen. Der Nabu kann dagegen Nichtzulassungsbeschwerde beim Bundesverwaltungsgericht einlegen. Dies behält sich der Verband auf Anfrage implizit vor: Man erkenne jedes Gerichtsurteil an, doch schaue sich die Begründung hier „sorgfältig“ an. Das OVG Münster habe dem Nabu womöglich auch seinen Erfolg in der nächsthöheren Instanz heimgezahlt.

Inhaltlich bedauerte Kim Cornelius Detloff, Leiter Meeresschutz beim Nabu und kommisarischer Fachbereichsleiter Politik, dass das OVG den angeblichen Verlust von knapp 10 Prozent eines Vogelschutzgebiets und eines Rast- und Nahrungshabitats nicht als Umweltschaden anerkannte, während selbst das BfN als Beklagte das Gebiet als „unersetzbar für den guten Erhaltungszustand der Seetaucher“ beschreibt.

Ferner sei der Nabu in dieser Prozesserie nicht mit einer Vorlage an die EU-Gerichtsbarkeit durchgedrungen. Der Verband wollte in Luxemburg geklärt haben, ob Deutschland durch unklare Zuständigkeiten - etwa BfN und BSH - gegen die EU-Umwelthaftungsrichtlinie verstößt

„Butendiek“ wird wohl ersatzlos zurückgebaut

Ohnehin ist die Windfläche für „Butendiek“ nach derzeitiger Rechtslage endlich: Das BSH hatte sie in seinem Flächenentwicklungsplan(FEP)-Entwurf vom Juni 2024 faktisch zum Rückbau vorgemerkt. Präsident Helge Heegewaldt hatte sich im selben Jahr in einem Interview mit dieser Redaktion „skeptisch“ geäußert, dass die Fläche entgegen dem Entwurf doch noch als Windfläche reserviert wird.

Er begründete dies damals wegen „Bedenken aufgrund von − tatsächlich von uns nicht erwarteter − erhöhter Scheuchwirkung auf den Seetaucher in einem seiner Hauptkonzentrationsgebiete. Im Moment rechnet keiner damit, dass ‚Butendiek‘ nach Ende der Betriebsdauer weiterbetrieben wird.“ Heegewaldt bestätigte, dass damit ohnehin 2039 Schluss mit „Butendiek“ und seiner Fläche wäre.

Das Aktenzeichen beim OVG Münster: 21 A 49/17. Bei der Vorinstanz Verwaltungsgericht Köln lautete es 2 K 6873/15.

Merz sagte, er werde darum bitten, dass die EU-Kommission auch nach 2035 neben rein batterieelektrischen Fahrzeugen hybride Antriebskonzepte zulasse - also Fahrzeuge bestehend aus Batterieantrieb und Verbrenner. Im Gegenzug sollen „die verbleibenden Emissionen im Automobil- und Kraftstoffsektor ausgeglichen werden“, schrieb der Kanzler in einem entsprechenden Brief an EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen (ebenfalls CDU).

Die EU hatte beschlossen, dass Neuwagen von 2035 an im Betrieb kein CO2 mehr ausstoßen dürfen. Das hätte faktisch zur Folge, dass Neuwagen mit Verbrennungsmotor nicht mehr zugelassen werden dürften. Ziel ist es, die Emissionen im Verkehrssektor zu senken. Die EU-Kommission hatte nach Druck aus der Industrie und aus Mitgliedstaaten angekündigt, die Verordnung zum Verbrenner-Aus prüfen zu wollen. Einen Vorschlag dafür will sie am 10. Dezember vorlegen. 

Danach können das Europaparlament und die EU-Staaten noch Änderungen vornehmen. Am Ende braucht der Vorschlag eine ausreichende Mehrheit in beiden Institutionen. 

Koalition betont Technologieoffenheit 

Konkret will die Koalition, dass auch nach 2035 Technologien wie Plug-in-Hybrid-Fahrzeuge und E-Fahrzeuge mit sogenannten Range Extendern neu zugelassen werden sollen. Umweltminister Carsten Schneider (SPD) sagte: „Im Gegenzug sollen die Mehremissionen ausgeglichen werden, etwa durch den Einsatz von grünem Stahl in der Automobilproduktion oder erneuerbare Kraftstoffe. In der Summe bleibt die Klimawirkung der geltenden Regelung so erhalten, aber die Industrie bekommt mehr Flexibilität auf dem Weg zum Ziel Nullemissionen für Neuwagen 2035.“ 

Merz warb für die deutsche Position damit, sie schütze die Hersteller einerseits vor Strafzahlungen wegen überschrittener CO2-Flottengrenzwerte, andererseits erhalte sie die Wettbewerbsfähigkeit im Automobilsektor.
Lob von der IG Metall

Christiane Benner, Erste Vorsitzende der Gewerkschaft IG Metall, sagte: „Die Beschäftigten atmen auf. Darauf haben wir lange gedrängt. Klarer Pfad zur Elektromobilität bei gleichzeitiger Flexibilisierung.“ Hildegard Müller, Präsidentin des Verbands der Automobilindustrie (VDA), sprach von einer guten Nachricht. 

Kritik von Umweltverbänden 

Greenpeace Deutschland, Deutsche Umwelthilfe (DUH) und er ökologische Verkehrsclub VCD kritisierten die Einigung. Der VCD sprach von einer „Rolle rückwärts“ und rügte: „Auch nach 2035 sollen ,hocheffiziente Verbrenner‘ zulässig sein, wenn sie mit E-Fuels oder Biosprit betrieben werden. Doch E-Fuels werden auchkünftig rar und teuer bleiben, und sie werden dort benötigt, wo andere Lösungen schwierig sind - etwa bei Flugzeugen.“ 

Näheres zur Förderung von Elektroautos 

Die Koalition einigte sich außerdem auf die konkrete Ausgestaltung eines bereits angekündigten staatlichen Förderprogramms für Haushalte mit kleinem und mittlerem Einkommen - dabei geht es um Kauf und Leasing von reinen Elektro- sowie Plug-in-Hybrid-Fahrzeugen. Damit soll der Umstieg auf klimaneutrale Mobilität unterstützt werden. 

Wie aus einem Beschlusspapier hervorgeht, soll als Grundlage zur Feststellung der Förderfähigkeit ein zu versteuerndes Jahreseinkommen auf Haushaltsebene von 80.000 Euro dienen. Laut Schneider steigt die Einkommensgrenze je Kind um 5.000 Euro. Die Basisförderung liege bei 3.000 Euro zuzüglich Zuschläge für maximal zwei Kinder. Bei einem monatlichen Netto-Einkommen von unter 3.000 Euro gebe es eine Aufstockung der Förderung um 1.000 Euro. Die erste Stufe des Förderprogramms sei auf Neuwagen ausgerichtet, so Schneider Das federführende Umweltministerium werde für eine zweite Stufe auch Regelungen für Gebrauchtwagen vorschlagen. 

Söder sprach von einem Riesenschub für den Inlandsmarkt. Es sei eine „Local Content“-Vorgabe geplant. Dies solle sicherstellen, dass es nicht nur um Autos gehe, die in Asien produziert werden. 

Die Ausgestaltung des Förderprogramms soll laut Papier bis Jahresende finalisiert werden. Das Programm solle schnellstmöglich im Jahr 2026 gestartet werden - vorbehaltlich der beihilferechtlichen Genehmigung der EU-Kommission. 3 Milliarden Euro sollen zusätzlich bereitgestellt werden, aus dem Klima- und Transformationsfonds kommen. Bei der früheren Prämie gab es keine Einkommensgrenze.

Die DET veranschlagt für einen einzelnen Slot mit einer Lieferung durch ein LNG-Tankschiff durchschnittlich rund 150.000 Kubikmeter Flüssigerdgas. Die 28 Slots verteilen sich im Zeitraum Dezember 2025 bis Februar 2027. Die Reservekapazitäten, die zur Auktion standen, „stellen den deutlich geringeren Teil unserer Kapazitäten dar, die wir dem Markt als reguliertes Unternehmen anbieten können“, betont der Sprecher auf Anfrage der Redaktion. „Mit Ausnahme dieser Reservekapazitäten sind unsere Terminals fast vollständig ausgebucht.“

Das Produkt „Reservekapazität“ für die Terminals Wilhelmshaven 1 und Wilhelmshaven 2 samt seinem Preis sei aus regulatorischen Gründen zum allerersten Mal dem Markt angeboten worden. Am 9. und 10. Dezember will die DET erneut eine Auktion für Reservekapazitäten in ähnlicher Größe starten.

Jahresergebnis von 2024 schon jetzt fast übertroffen

Was die Enspeisemenge insgesamt angeht, zeichnet sich ein kräftiges Plus ab. Durch die Inbetriebnahme des dritten Terminals, Wilhelmshaven 2 – der Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) Excelsior - werde das Jahresergebnis der Einspeisemenge bereits in diesen Tagen, also deutlich vor Abschluss des Jahres, übertroffen werden, berichtet der Unternehmenssprecher.

2024 wie auch 2023 hatte die DET nach eigenen Angaben 59 Milliarden kWh Energie in Form von Erdgas ins deutsche Netz eingespeist. „Diesen Wert werden wir am Ende des Jahres deutlich übertroffen haben.“ Zur Orientierung: 59 Milliarden kWh entsprachen 2024 dem Jahresverbrauch an Erdgas von knapp 18 Prozent aller Haushalts- und Gewerbekunden oder 7 Prozent von ganz Deutschland.

Die Anlage ist nach Unternehmensangaben Teil eines Gesamtkonzepts aus Erzeugung, Speicherung und Transport, das einen großtechnischen Kavernenspeicher in Huntorf (ebenfalls Niedersachsen) und eine Pipeline-Achse zwischen Wilhelmshaven, Leer und Emden umfasst.

EWE-Chef Stefan Dohler nahm den Baustart zum Anlass, um an den jüngsten Bericht des Bundesrechnungshofes zur Wasserstoffstrategie zu erinnern: „Der Bericht bestätigt aus unserer Sicht, dass der Markthochlauf deutlich beschleunigt und wirtschaftlicher gestaltet werden muss. Damit Wasserstoff eine tragende Rolle für Klimaschutz und Wettbewerbsfähigkeit spielen kann, brauchen wir verlässliche und praxistaugliche Rahmenbedingungen“, wird Dohler in einer Unternehmensmitteilung zitiert. Der Hochlauf gelinge nur, „wenn Regulierung und Förderung zielgerichtet weiterentwickelt werden“.

Drei Teilprojekte

Das Gesamtvorhaben Clean Hydrogen Coastline umfasst drei Teilprojekte. In Emden entsteht im ersten Teilprojekt eine Elektrolyseanlage im industriellen Maßstab. Im zweiten Teilprojekt wird ein bestehender Kavernenspeicher in Huntorf für die Speicherung von Wasserstoff umgerüstet. Dadurch soll Wasserstoff bedarfsgerecht bereitgestellt werden. Ein Forschungsprojekt in Rüdersdorf bei Berlin hat zuvor die technische Eignung für die Speicherung und Rückgewinnung bestätigt.

Das dritte Teilprojekt fokussiert auf den Ausbau der Transportinfrastruktur. EWE plant den Bau und die Umstellung mehrerer Pipelineabschnitte, um die Region an das künftige deutsche Wasserstoff-Kernnetz und den European Hydrogen Backbone anzubinden.

Durch die Zeitverschiebung von drei bis vier Stunden sowie gegenläufige saisonale Erzeugungsverläufe sollen Erzeugungsüberschüsse und Defizite zwischen Nord- und Südhalbkugel ausgeglichen werden, so die Überlegung. Auch zwischen den einzelnen Ländern an den Enden des Kabels würde der Stromhandel unterstützt, heißt es. Zudem würde die Iberische Halbinsel besser an das mitteleuropäische Netz angebunden.

Das Wegener Center der Universität Graz hat die Idee eines HGÜ-Kabels zwischen EU und Südamerika auf Kosten, Nutzen und Versorgungseffekte analysiert. Die Wissenschaftler kommen zu dem Ergebnis, dass eine Kopplung beider Kontinente die Versorgungslücken von Photovoltaik erheblich verringern und steuerbare Leistung zu wettbewerbsfähigen Kosten bereitstellen könnte.

Betrachtet werden die Kosten für flexibel abrufbare Leistung, die durch eine Kombination aus Photovoltaik und Stromspeichern bereitgestellt wird. Grundlage sind dem Vernehmen nach Optimierungsmodelle für die gesamte Lastkurve der EU sowie die Residuallast Deutschlands.

68 bis 77 Euro je MWh

Bei den heutigen Preisen würde eine Stromübertragung von Brasilien nach Portugal 27 bis 36 Euro/MWh kosten, heißt es. Perspektivisch halten die Wissenschaftler 8 bis 17 Euro/MWh für wahrscheinlich.
 Für Deutschland ergeben die Berechnungen, dass eine Deckung der Residuallast zu Gesamtkosten für eine steuerbare Erzeugung von 68 bis 77 Euro/MWh führen würde. Dies liege unter den erwarteten Kosten von Gaskraftwerken auf Basis von klimaneutralem Wasserstoff, die mindestens 400 Euro/MWh erreichen dürften.

„Unser Vorschlag stellt keine Alternative zu dringend erforderlichen Backup-Kapazitäten für 2030 dar“, schreiben Rainer Baake, Direktor der Stiftung Klimaneutralität, und Professor Wolf Grossmann vom Wegener Center der Universität Graz. Ein oder mehrere Transatlantik-Kabel könnten allerdings in den 2030er und 2040er Jahren zusätzlich erforderliche Backup-Kapazitäten reduzieren oder sogar ersetzen. Für Planung, Genehmigung und Bau veranschlagen die Experten zehn bis zwölf Jahre.

Die Studie der Universität Graz steht kostenfrei im Internet bereit.

Das am größten Container-Binnenhafen der Welt geplante Terminal soll Ammoniak annehmen, lagern und an Betreiber weitergeben, die daraus Wasserstoff gewinnen. Zusätzlich wollen die Unternehmen CO2 aus industriellen Prozessen aufnehmen und für den Weitertransport vorbereiten. Auf diese Weise soll eine Infrastruktur aufgebaut werden, die neue Energieträger und Stoffströme in bestehende Logistiksysteme integriert.

Verbindung zum Energiehub Vlissingen

LBC errichtet derzeit im niederländischen Vlissingen an der Scheldemündung ein Terminal für den Import, die Lagerung und das Cracken von Ammoniak. Duisport wird, wie die Partner bekannt geben, als Satellitenstandort fungieren und den Wasserstoff aus den Niederlanden ins Ruhrgebiet bringen. Transporte per Binnenschiff sollen beide Standorte miteinander verbinden.

Frank Erkelens, der CEO von LBC, bekräftigt laut Mitteilung die Bedeutung des Projekts für europäische Lieferketten. Er sieht in der Zusammenarbeit eine Verbindung der Terminalexpertise von LBC mit den logistischen Möglichkeiten von Duisport. „Diese Partnerschaft unterstützt die Industrie bei der Nutzung nachhaltiger Energieträger“, wird Erkelens zitiert.
 Hafen stärkt Rolle in der Transformation

Für Duisport-CEO Markus Bangen zeigt das Vorhaben, wie Häfen die Energiewende prägen. Er sieht sie als Knotenpunkte, die Infrastruktur schaffen und neue Stoffströme organisieren. Die Kooperation mit LBC ergänze laut Bangen bestehende Pläne für ein Tanklager am Rheinkai Nord.

Mit dem zusätzlichen Terminal erweitere der Hafen sein Angebot für Unternehmen, die auf klimaneutrale Prozesse setzen. Klassischer Güterverkehr und neue Energieträger sollen künftig an einem Standort zusammenlaufen. Dieses Konzept versteht Duisport als Beitrag zur industriellen Transformation Nordrhein-Westfalens.

Der Duisburger Hafen umfasst 21 Hafenbecken, zehn Containerterminals und rund 200 Kilometer Gleise. Mehr als 100 Millionen Tonnen Güter und rund 4 Millionen Standardcontainer passieren jährlich den Standort. Ungefähr 300 Transport- und Logistikunternehmen sind dort ansässig, etwa 52.000 Arbeitsplätze hängen direkt oder indirekt vom Hafen ab.

Geplant ist, mit dem Genehmigungsverfahren für die Anlage mit 15 MW Turbinenleistung sowie 20 MW Pumpleistung im Sommer 2026 zu beginnen. Der Spatenstich könnte etwa ein Jahr später erfolgen. Mit der Fertigstellung des Kraftwerks ist frühestens 2029 zu rechnen, teilte die Energie AG der Redaktion mit.

Die Einspeisung des Stroms erfolgt über das 2024 errichtete Umspannwerk Dienten am Fuß des 2.940 Meter hohen Hochkönigs. Zu den voraussichtlichen Kosten ihres neuen Kraftwerks wollte die Energie AG keine Angaben machen - „Bitte um Verständnis“. 

„Wildern“ beim Nachbarn 

Geographisch bewegt sich die Energie AG mit dem Vorhaben übrigens außerhalb ihres Stammbundeslands Oberösterreich und wildert sozusagen im benachbarten Salzburg, dessen energetischer Platzhirsch die Salzburg AG ist. Für allzu große atmosphärische Störungen sollte dies aber eher nicht sorgen: Der Vorstandschef der Energie AG, Leonhard Schitter, leitete bis Ende 2022 die Salzburg AG, die mehrheitlich Bundesland und Landeshauptstadt Salzburg gehört. Ferner ist die Energie AG mit 26,13 Prozent an der Salzburg AG beteiligt. 
 Im Zusammenhang mit dem Projekt sprachen die Energie AG und die Hochkönig-Bergbahnen sinngemäß von einer gelungenen Zusammenarbeit zwischen der Elektrizitätswirtschaft und der Tourismusbranche. Damit werde eine „nachhaltige Lösung“ zum Wohl aller Beteiligten geschaffen. 

Ebensee im Bau 

Wie berichtet, baut die Energie AG seit Oktober 2023 etwa 70 Kilometer südwestlich der oberösterreichischen Landeshauptstadt Linz ihr bislang größtes Pumpspeicherkraftwerk Ebensee. Die 450 Millionen Euro teure Anlage hat eine weit höhere Turbinenleistung von 170 MW. Die Inbetriebnahme ist für Ende 2027 geplant. Bei dem Vorhaben dient der Traunsee als Unterbecken.

Das Umspannwerk fungiert als Knotenpunkt zur Einspeisung von mehr als 500 MW Strom aus Wind- und Solaranlagen der Uckermark in das überregionale Netz. Die Anlage arbeitet nun mit einer Spannungsebene von 380 kV statt wie zuvor mit 220 kV. Nach Angaben von Enertrag steigert die neue Technik die Transportkapazität deutlich. Zwei Transformatoren mit einer Nennleistung von 400 MVA und 450 MVA ersetzen die bis zu ein halbes Jahrhundert alten Geräte. 

Die Unternehmen erklären, dass die Modernisierung die Einspeisung verlustärmer macht und Netzengpässe verringert. Auch Abregelungen von Wind- und Solarstrom sollen seltener erforderlich sein. Die Gemeinde Uckerfelde profitiert laut Enertrag zusätzlich durch höhere Gewerbesteuereinnahmen. 

So funktioniert der Bonus

Haushalte können zudem über den „Verbundkraftwerks-Bonus“, den Enertrag auch, aber nicht nur für das Projekt „Windfeld Uckerfelde“ auslobt, direkt finanziell profitieren, ohne etwas investieren zu müssen. Das Umspannwerk ist nur eine Anlagenkomponente davon. In der finalen Ausbaustufe sieht der Bonus jährlich bis zu 350 Euro pro Haushalt vor. Die jährliche Zuwendung erhalten alle natürlichen Personen mit Wohnsitz in Uckerfelde, die dort einen beliebigen Stromliefervertrag nachweisen und sich auf einer Landingpage registrieren, geht aus der Enertrag-Website hervor.

Das Unternehmen plant, das Umspannwerk als Basis für den Batteriespeicher Bertikow zu nutzen. Dieser Speicher soll eine Leistung von 200 MW und eine Kapazität von 800 MWh bereitstellen. Er soll überschüssigen Wind- und Solarstrom aufnehmen und Schwankungen im Netz ausgleichen. Enertrag nennt das dritte Quartal 2027 als geplanten Termin für die Inbetriebnahme.

Es wird leiser

Richard Henke, Abteilungsleiter Netze bei Enertrag, hob hervor, dass die Anlage leiser arbeite als zuvor und damit die Anliegen der Anwohnerschaft berücksichtige. Schalldämmplatten und ein Erdwall sollen dafür sorgen, dass die Geräuschemissionen unter den gesetzlichen Grenzwerten bleiben.

Tobias Bischof-Niemz, Vorstandsmitglied für Projekte International & Technologie bei Enertrag, bezeichnete das Umspannwerk als zentrales Element eines regionalen Verbundkraftwerks. „Die Kombination aus Wind- und Solarleistung ermöglicht planbaren und flexibel nutzbaren Strom“, sagte er. Die regionale Wertschöpfung stärke zudem die lokale Akzeptanz und die Versorgungssicherheit.

Für einen Durchschnittshaushalt mit einem Verbrauch von 3.000 kWh bedeutet die Preisanpassung nach Angaben des Unternehmens im Jahr 2026 eine Ersparnis von gut 200 Euro pro Jahr brutto im Vergleich zu 2025.

In der Gas-Grundversorgung bleiben die Preise unverändert. Zum Jahresanfang entfällt die Gasspeicherumlage, Netzentgelte und die CO2-Abgabe steigen aber gleichzeitig, was zu einem gleichbleibenden Gesamtpreis führt, erklären die Stadtwerke. Der Arbeitspreis beträgt 10,42 Cent/kWh netto. Der Grundpreis für Kunden mit Standardlastprofil (Privatleute und Kleingewerbe) und einem Jahresverbrauch von mehr als 10.000 kWh beläuft sich auf 30 Euro pro Monat netto.

Hoch-Zeit für Drückerkolonnen

Auch und gerade Preissenkungen von Versorgern zum neuen Jahr lassen wieder fragwürdige Energievertriebe verstärkt aktiv werden. Aktuell kursieren zahlreiche Warnungen vor Hausierern und Telefonakquisiteuren, die sich als Stadtwerke-Mitarbeiter ausgeben und Kunden neue Energieverträge unterzujubeln versuchen. Die Stadtwerke Pirmasens im selben Bundesland haben ihren Kunden jetzt Tipps zusammengestellt, wie man mit solchen Zeitgenossen geschickterweise verfahren kann:

• Nachfragen, wer konkret am anderen Ende der Leitung beziehungsweise vor der Haustür ist.
• Immer den Namen der Person, der Firma sowie deren Adresse notieren.
• Aufzeichnung von Gesprächen immer mit einem deutlichen „Nein“ ablehnen.
• Am Telefon immer nachfragen, woher der Anrufer die Nummer hat, denn ohne vorherige Einwilligung ist telefonische Werbung verboten und kann von der Bundesnetzagentur mit Bußgeldern von bis zu 300.000 Euro geahndet werden.
• Telefonnummer des Anrufers notieren und auf Rückruf bestehen: Unseriöse Anbieter wünschen keine Rückrufe.
• Nie persönliche Daten preisgeben. Dazu zählen Kundennummern, Zählernummern, Lieferstellennummern, Geburtstage und Bankverbindungen.
• Sofern nach einem Anruf oder Besuch entgegen dem Verbraucherwillen eine „Vertragsbestätigung“ kommt, diesen per Einschreiben widerrufen.

 
Im August 2025 betrug der Wert für tausend Kubikfuß an exportiertem US-amerikanischem LNG 7,51 US-Dollar. Verbunden mit den hohen Exportpreisen sind auch die internationalen Preise für den Import von LNG seit 2021 mit leichten Schwankungen stetig angestiegen. Als Referenz können hierfür die Importpreise von Japan herangezogen werden. Die USA zählten im Jahr 2023 zu den drei größten Exportländern von LNG weltweit und verfolgten die Ambition, die nationalen Exportkapazitäten zukünftig weiter auszubauen. Insbesondere Europa importierte bisher große Mengen LNG aus den Vereinigten Staaten.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag präsentiert. Der Montag kostete im Base 98 Euro je Megawattstunde. Die Spanne betrug 96 auf 98 Euro je Megawattstunde. Im Peak war kein Handel zustande gekommen. Am Donnerstag hatte der Freitag selbst im außerbörslichen Handel 85,25 Euro in der Grundlast gekostet. Die Meteorologen von Eurowind gehen bis zum Dienstag von einer schrittweise steigenden Einspeiseleistung der Erneuerbaren aus. Diese sollen am zweiten Arbeitstag der neuen Woche rund 32 Gigawatt erreichen. 

Für die Tage danach ist jedoch laut aktuellen Vorhersagen mit sehr schwachen Windstrommengen zu rechnen. „Die neuen Windprognosen haben zu einem starken Anstieg der Frontwoche, der übernächsten Woche und auch für den Dezember geführt, der heute zum letzten Mal gehandelt wird“, so ein Händler. Zudem drohten sich die Friedenshoffnungen im Ukrainekrieg nach und nach zu verflüchtigen. Damit werde die Möglichkeit greifbarer, dass die Preise für Gas, Öl und Strom wieder anziehen.

Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr 0,89 auf 87,35 Euro je Megawattstunde. 

CO2: Fester haben die CO2-Preise am Freitag notiert, nachdem es dem Dec 25 gelungen war, auf Schlusskursbasis die Marke von 82 Euro zu überwinden. Bis 13.33 Uhr legte der Benchmark-Kontrakt 0,59 auf 82,80 Euro je Tonne zu. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 13,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 83,07 Euro, das Tief bei 82,26 Euro. Mit dem nachhaltigen Durchbrechen der Widerstandsmarke von 82 Euro hat sich die technische Situation für den Dec 25 verbessert, so Analysten. So gehen davon aus, dass der Kontrakt in der neuen Woche zwischen 80 und 83 Euro handeln wird.

Erdgas: Behauptet haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF zeigte sich gegen 13.26 Uhr unverändert mit 29,00 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 0,35 Euro auf 31,00 Euro je Megawattstunde nach oben. Nach Angaben des Branchenverbands Gas Infrastructure Europe sind die Lagerbestände in der EU derzeit zu 77 Prozent gefüllt. Das US-Wettermodell erwartet ab Samstag, 6. Dezember, für Deutschland mildes bis sehr mildes Wetter.