Bislang mussten Netzbetreiber Anschlussbegehren nach Eingangsdatum und ohne Bewertung der Realisierungswahrscheinlichkeit bearbeiten. Die vorliegenden Anschlussbegehren für Stromspeicher überschreiten aber aktuell die Erwartungen der Netzentwicklungsplanung für die kommenden zwanzig Jahre deutlich. Deshalb hatten sich Stromnetzbetreiber mit der Bitte um Abhilfe an die Regierung gewandt. 

Verbandsforderungen aufgegriffen

Auch Energieverbände hatten bereits Änderungen gefordert. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) hatte eine Umfrage unter Übertragungsnetzbetreibern und großen Verteilnetzbetreibern durchgeführt (wir berichteten). Demnach liegen derzeit Anträge für Großbatteriespeicher mit einer Bruttoleistung von mehr als 720.000 MW vor. Bereits zugesagte Netzanschlüsse summieren sich nach BDEW-Angaben auf mindestens 78.000 MW. Die angefragte Leistung entspricht mehr als dem Zweieinhalbfachen der heute installierten Erzeugungsleistung in Deutschland. 

BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae sagte: „Speichertechnologien sind zwar wichtig für ein modernes Energiesystem, müssen sich jedoch in das Gesamtsystem einfügen.“ Netze in hohen und mittleren Spannungsebenen stünden wegen des Bedarfs großer Verbraucher wie Rechenzentren, Großwärmepumpen, Ladeinfrastruktur und Industrie zunehmend unter Druck. Auch der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) bewertet die Vielzahl aktueller Anträge für Batteriespeicher kritisch.

Branchenvorschläge

Der Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz sieht ebenfalls Reformbedarf. Ohne Anpassungen der Verordnung drohe eine Blockade von Anschlusspunkten, warnte CEO Stefan Kapferer schon im Herbst. Nach Einschätzung der vier Übertragungsnetzbetreiber könnte ohne politische Maßnahmen in den kommenden Jahren vielerorts der Anschluss neuer Industriegebiete, Rechenzentren oder Gaskraftwerke ausbleiben. Die Zahl der eingereichten Anträge sei innerhalb kurzer Zeit stark gestiegen, der Großteil davon entfalle auf Batteriespeicher im Übertragungsnetz.

Der BDEW fordert daher eine Anpassung der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung. Großbatteriespeicher ab einer Nennleistung von 100 Megawatt sollten ausgenommen werden, während Pumpspeicherkraftwerke weiter unter die Verordnung fallen sollten. Zudem brauche es transparentere Netzanschlussverfahren als das bestehende First-come-first-served-Prinzip.

Netzkapazität müsse nach wirtschaftlichen Kriterien vergeben werden, wenn die Nachfrage das Angebot überschreite. Auch Überbauung, flexible Vereinbarungen und Reservierungsmechanismen sollten eine größere Rolle spielen.

Der Gastgeber der Konferenz, Mecklenburg-Vorpommerns Wirtschaftsminister Wolfgang Blank (parteilos), hob die Bedeutung stabiler Strompreise hervor. Blank erklärt, es reiche nicht, nur große Industrien zu entlasten. Kleine und mittlere Betriebe sowie private Haushalte bräuchten ebenfalls bezahlbaren Strom. Er fordert schnelle Entscheidungen aus Berlin, damit das Stromsystem flexibler und digitaler werde. Das senke langfristig die Kosten.

Sachsen-Anhalts Umwelt- und Energieminister Armin Willingmann (SPD) sieht ebenfalls trotz erster Entlastungen durch die Bundesregierung weiter erheblichen Druck, die Energiepreise zu senken. Das Energieministerium bewertet die von der Bundesregierung geplante Entlastung bei den Netzentgelten als wichtigen Schritt. Der Bund stelle 6,5 Milliarden Euro bereit, um steigende Netzkosten im kommenden Jahr zu dämpfen. Ein Drei-Personen-Haushalt mit rund 3.000 kWh Jahresverbrauch könne damit zwischen 30 und 60 Euro sparen. Willingmann betonte jedoch, dass diese Regelung nur für ein Jahr gelte. Er fordert zusätzliche Zuschüsse über 2026 hinaus, damit Energiepreise verlässlich sinken.

Leitlinien für eigene Batteriespeicher-Strategie angekündigt

Sachsen-Anhalt bringt zudem das Thema grünem Wasserstoff aktiv in die Konferenz ein. Der Minister kritisiert, dass das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) aus seiner Sicht keinen klaren Kurs verfolge. Dadurch verzögere sich der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft. Willingmann verweist auf Industrieunternehmen im Land, die bereits eigenes Interesse anmelden. Als Beispiel nennt er den französischen Konzern Total Energies mit Raffinerie in Leuna, der nach seinen Angaben rund 500.000 Tonnen grünen Wasserstoffs jährlich benötigen könnte. Laut Willingmann braucht es deshalb verlässliche Anreize, damit sich der Einsatz klimafreundlicher Energieträger wirtschaftlich rechnet. Auch ein Quotenmodell hält er langfristig für möglich.

Beim Thema Batteriespeicher fordert Sachsen-Anhalt einen veränderten Umgang mit Netzanschlussanträgen. Willingmann kritisiert, dass die derzeitige Praxis nach dem Prinzip „wer zuerst kommt, mahlt zuerst“ laufe. Das blockiere Kapazitäten, weil eine große Zahl an Anträgen die Netzbetreiber überlaste. Er plädiert für eine Priorisierung mit klar geregelter Reihenfolge: zunächst bestehende Industrie, dann Neuansiedlungen und danach Rechenzentren. Bis zum Frühjahr will das Land Leitlinien für eine eigene Batteriespeicher-Strategie vorlegen. Stromspeicher dienen aus Sicht des Ministers in erster Linie dazu, Lasten im Netz auszugleichen und nicht zur langfristigen Speicherung.

Auch der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) fordert zur Konferenz weniger Bürokratie und mehr Flexibilität im Energiesystem. Laut BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser zeigt der aktuelle Monitoringbericht des BMWE, dass ein Ausbau der Flexibilitäten im Netz dringend nötig sei.

Der Verband fordert unter anderem vereinfachte Genehmigungsverfahren beim Ausbau der Verteilnetze sowie eine effizientere Nutzung vorhandener Infrastruktur. Heinen-Esser betont, die Bundesregierung müsse durch vorausschauende Gesetzgebung für Planungssicherheit sorgen und Reformen im Gebäude-Energiegesetz und im Erneuerbare-Energien-Gesetz zügig umsetzen.

Neben Strompreisen, Wasserstoff und Batteriespeichern steht in Stralsund auch die Zukunft der Bioenergie auf der Agenda. Wolfgang Blank erklärte, Bioenergie bleibe ein wichtiger Bestandteil des Energiesystems. Die Anlagen könnten flexibel einspringen, wenn wenig Wind- oder Solarstrom verfügbar sei. Für ältere Anlagen, die nicht mehr von den jüngsten Förderanpassungen profitieren, fordert er zügige Übergangsregelungen des Bundes.

Die Energieminister wollen ihre Beratungen am 5. Dezember abschließen. Insgesamt liegen 17 Beschlussvorlagen vor, die laut Gastgeberland auf ein flexibleres und verlässlicheres Energiesystem zielen.

Streitpunkt ist die Energieversorgung der Regasifizierung, die das angelieferte Flüssiggas (LNG) erwärmt, um es gasförmig ins Netz einzuspeisen. Entgegen der ursprünglichen Genehmigung hat die Regas dafür keine eigene Landstromversorgung gebaut, sondern nutzt dafür schiffseigene Gasgeneratoren der schwimmenden Anlage. Das Unternehmen hat beim Umweltamt beantragt, dieses Verfahren bis 2043 fortsetzen zu dürfen. Dafür seien die schiffseigenen Gasgeneratoren mit Katalysatoren nachgerüstet worden und würden aus Sicht der Regas geringere Emissionen verursachen als eine KWK-Anlage an Land. Zudem halte der Betrieb die geltenden Grenzwerte für Lärm ein. 

Übergangsfrist bis April 2026

Das Umweltamt hatte bereits im Oktober 2025 ein förmliches Änderungsgenehmigungsverfahren mit öffentlicher Beteiligung eingeleitet, das nun bis 15. Dezember abgeschlossen werden soll. Dieses Vorgehen wurde mit dem gestrigen Gerichtsentscheid bestätigt. Die Deutsche Umwelthilfe (DUH) begrüßt die Entscheidung. Bundesgeschäftsführer Sascha Müller-Kraenner erklärte, das Urteil bestätige die Notwendigkeit, Änderungen am Betrieb des Terminals transparent zu prüfen und die Auswirkungen auf Umwelt und Anwohner öffentlich zu diskutieren. 

Aus Sicht der DUH erforderten die geplanten Anpassungen beim Betrieb von Schiffsmotoren und Kesselanlagen eine umfassende Prüfung der Umweltwirkungen. Das Umweltamt bestätigte im Gerichtstermin, dass es aktuell keine grundsätzlichen Bedenken gegen eine weitere Stromerzeugung über die bordeigenen Generatoren hat. Es verwies jedoch auf ausstehende Stellungnahmen, unter anderem der Stadt Binz. Laut der Deutschen Regas wurden im Verlauf der Verhandlung die Einhaltung der Stickoxid- und Lärmgrenzwerte bestätigt.

Der geschäftsführende Gesellschafter Ingo Wagner erklärte, die Entscheidung bringe Klarheit für das weitere Verfahren. Er betonte, dass das Terminal alle genehmigten Grenzwerte unterschreite und der Energieverbrauch im bisherigen Betrieb sinke. Wagner erwartet eine zeitnahe Entscheidung über die Genehmigung des dauerhaften Weiterbetriebs der bordeigenen Gasgeneratoren.

Tatsächlich sind die Mitgliedsstaaten der EU längst dabei, CM einzurichten. Am weitesten haben es bislang die Franzosen gebracht, die keine Gelegenheit auslassen, ihre Unternehmen mit Subventionen zu erfreuen. Zehn Prozent der Umsätze im französischen Stromgroßhandel stammten inzwischen aus Zahlungen im Rahmen von Kapazitätsmechanismen, haben die Experten von Bruegel ermittelt. Signifikante Beträge erhielten auch polnische, italienische und irische Erzeuger dafür, dass sie Kapazitäten für den Fall der Fälle bereithalten.

Marktteilnehmer, die einen Beitrag zur Stabilisierung des Systems leisten, erhalten dafür im Rahmen von Kapazitätsmechanismen eine Vergütung – zusätzlich zu den Erlösen für den Stromverkauf. Infrage dafür kommen Kraftwerke, aber auch Speicher oder Verbraucher, die bereit sind, ihre Nachfrage anzupassen. Bislang würden vor allem Kraftwerke begünstigt, heißt es in der Studie. Erst in jüngster Zeit hätten auch die Betreiber von Speichern oder größere Verbraucher Zahlungen aus CM erhalten.

Manche Regierungen machten sich Sorgen, dass nicht genug in flexible Kapazitäten investiert werde, andere fürchteten Preisspitzen in Zeiten, in denen das Angebot der Erneuerbaren nicht ausreiche, die gesamte Nachfrage zu decken. Kapazitätsmechanismen seien dann geeignet, die notwendigen Investitionen auszulösen. Allerdings seien die nationalen Anforderungen sehr unterschiedlich. Länder, in denen viel mit Strom geheizt werde, orientierten sich etwa an der maximalen Nachfrage im Winter. Anderen Regierungen gehe es vor allem darum, eine ausreichende Erzeugung sicherzustellen, wenn nicht genug grüner Strom zur Verfügung stehe. Auch Engpässe im Übertragungsnetz könnten ein Grund sein, CM einzurichten.

Deckung von Lastspitzen auch grenzüberschreitend möglich

Die Experten von Bruegel unterscheiden Kapazitätsmärkte und „zielführende Optionen“. Für Kapazitätsmärkte gibt es zentrale und dezentrale Lösungen. Im ersten Fall verpflichtet eine Behörde oder der Übertragungsnetzbetreiber einen Anbieter, im Bedarfsfall zu liefern. Die Übertragungsnetzbetreiber seien allerdings risikoscheu und neigten dazu, mehr Reserven unter Vertrag zu nehmen als notwendig sei.
 
In dezentralen Kapazitätsmärkten müssen die Erzeuger oder die Verteilnetzbetreiber selbst dafür sorgen, dass sie ihre Verpflichtungen jederzeit erfüllen können, etwa durch eigene Speicher oder Termingeschäfte an der Börse. Dieses Modell wird auch von Teilen der deutschen Wirtschaft (DIHK, EXX) favorisiert.

Bei Bruegel warnt man allerdings vor der großen Komplexität dezentraler Lösungen. Unabhängig vom eigentlichen Elektrizitätsmarkt gibt es die „strategische Reserve“ (das bisherige deutsche Modell), bei der Kraftwerke, die nicht am normalen Strommarkt teilnehmen, dafür bezahlt werden, dass sie eine bestimmte Kapazität bereithalten.

Schließlich gibt es die Ausschreibung einer bestimmten Menge „steuerbarer Kapazität“, die ohne Beihilfen nicht gebaut würde. Dieses Modell soll für eine sichere Versorgung sorgen. Die deutsche Kraftwerksstrategie bleibt nach Ansicht der Bruegel-Experten aber nicht ohne Folgen für die unmittelbaren Nachbarn Deutschlands. Denn der deutsche Elektrizitätsmarkt sei nicht nur der größte und der liquideste in der EU. Rund 40 Prozent des deutschen „peak load“ könnten über Interkonnektoren auch von Erzeugern jenseits der deutschen Grenzen gedeckt werden.

Nationale Kapazitätsmechanismen entwickelten sich immer mehr zu einem festen Bestandteil der Elektrizitätswirtschaft, sie hätten aber auch erhebliche Auswirkungen auf Investitionsentscheidungen jenseits der nationalen Grenzen. Ohne eine grenzüberschreitende Zusammenarbeit könne es dazu kommen, dass zu viel oder zu wenig investiert werde. Aber Ausschreibungen für neue Kapazitäten würden de facto innerhalb der Mitgliedsstaaten abgewickelt. Hohe Netzkosten machten die Beteiligung von Anbietern aus den Nachbarstaaten oft unattraktiv. Zumal die Netzbetreiber nicht gerade erpicht darauf seien, die Kapazität grenzüberschreitender Interkonnektoren auszubauen, wenn dadurch ihre Margen unter Druck gerieten.

Entscheidend sei jedoch, dass sich die Mitgliedsstaaten nicht darauf verlassen wollten, im Notfall auch aus anderen EU-Staaten beliefert zu werden. Das würde zwar gegen die Regeln des Energiebinnenmarktes verstoßen, es gebe aber „Zweifel, ob diese Regeln im Ernstfall durchgesetzt“ werden könnten. Die Regierungen bevorzugten deswegen CM heimische Anbieter.

„Für Transformatoren zahlen wir heute um etwa 20 bis 40 Prozent mehr als vor rund zwei Jahren“, so Maderbacher. Und die Umgestaltung der Netze sei durchaus gravierend: „Eine einzige E-Ladestation mit 50 kW anzuschließen, ist für uns netztechnisch derselbe Aufwand wie der Anschluss von 30 Haushalten.“

Neue Windparks und Großflächen-Photovoltaikanlagen wiederum würden oft in dünn besiedelten ländlichen Gebieten errichtet, in denen die Netzinfrastruktur in der Vergangenheit vergleichsweise schwach ausgeführt war. Im Marchfeld östlich von Wien etwa sei für die kommenden Jahre die Errichtung von Windkraftanlagen mit rund 600 MW Gesamtleistung geplant. 

Laut Maderbacher ist angesichts des damit verbundenen Investitionsbedarfs für die Netzgesellschaften davon auszugehen, „dass die Netztarife in den kommenden Jahren etwa in der Größenordnung der Inflationsrate oder etwas darunter steigen werden“. Eine „unbegrenzte“ Erhöhung, wie sie mancherorts befürchtet werde, sei nicht zu erwarten. Zuletzt belief sich die Inflationsrate in Österreich auf 4,1 Prozent.

Maderbacher ergänzte, inflationsbereinigt lägen die Netztarife trotz des Anstiegs in den vergangenen Jahren noch immer unterhalb des Niveaus des Jahres 2000. Laut Berechnungen des Austrian Institute of Technology (AIT) müssen bis 2030 etwa 24,2 Milliarden Euro in die Instandhaltung und den Ausbau der österreichischen Übertragungs- und Verteilnetze investiert werden. 

Netznutzungsentgelt für Einspeiser prinzipiell zu befürworten

Jedenfalls seien Maßnahmen zur Dämpfung der Netzkosten sinnvoll, wie sie nicht zuletzt das kommende Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) enthalte, betonte Maderbacher. So sollten möglichst viele Nutzer zur Finanzierung der Netze herangezogen werden. Die von der Bundesregierung geplante Einführung eines Netznutzungsentgelts für die Einspeisung von Strom aus Windkraft- und PV-Anlagen sei daher prinzipiell zu befürworten. Ferner befürworten die Verteilnetzbetreiber laut Maderbacher die im ElWG vorgesehene Begrenzung der Einspeiseleistung von Windkraft- und PV-Anlagen („Spitzenkappung“). Er geht davon aus, dass diese zu etwa 80 Prozent die PV betreffen wird: „Technische Schwierigkeiten haben wir ja hauptsächlich dort, wo viel Strom aus PV-Anlagen eingespeist wird, der Strombedarf aber niedrig ist.“ Und die Verluste für die Anlagenbetreiber dürften sich laut Maderbacher in Grenzen halten: „Bei der PV wäre mit einer Reduktion der jährlichen Stromerzeugung um drei bis vier Prozent zu rechnen, bei der Windkraft mit noch weniger.“ 

Mit der zunehmenden Elektrifizierung der Energieversorgung dürfte sich das Problem der steigenden Netztarife allerdings ohnehin wieder entschärfen, ergänzte Maderbacher: „Wenn die durch das Netz transportierten Strommengen steigen, sinken tendenziell die Kosten pro kWh und damit letzten Endes die Tarife.“ Die öfters diskutierte Verlängerung der Abschreibedauern von Investitionen in die Netze würde Maderbacher zufolge kurzfristig zwar ebenfalls kostendämpfend wirken, wegen des finanziellen Mehraufwands auf längere Sicht aber keine Entlastungen bringen. 

Von der Redaktion auf den Wunsch mancher Netzbetreiber angesprochen, die ihnen gesetzlich vorgeschriebene Eigenkapitalquote von 40 Prozent zu verringern, konstatierte Maderbacher, dies sei durchaus diskussionswürdrig: „Man sollte in dieser Angelegenheit mehr Flexibilität ermöglichen.“ Eine hohe Eigenkapitalquote verbessere jedoch erfahrungsgemäß die Bonität von Unternehmen und erleichtere es diesen, Fremdkapital zu akquirieren. 

Am 3. Dezember präsentierte die Bundesregierung ihr seit Monaten angekündigtes „Entbürokratisierungspaket“. Dieses sieht unter anderem zügigere Genehmigungsverfahren vor. Auch soll die Errichtung von PV-Anlagen sowie E-Lade-Stationen keiner behördlichen Genehmigung mehr bedürfen. Von der Redaktion um Stellungnahme gebeten, beschied Maderbacher, manche der in dem Paket enthaltenen überwiegend sinnvollen Vorschläge seien ohnehin Teil im Werden befindlicher Rechtsnormen, vor allem des ElWG. Sie sollten daher „so schnell wie möglich kommen“.

Am Projekt beteiligt ist der Investmentmanager Nuveen Infrastructure, der das Projekt mitfinanziert. Das Unternehmen ist der Investmentarm des US-Finanzkonzerns TIAA. 

Der Windpark wird im Endausbau eine installierte Leistung von 913 MW erreichen, wie es in einer Mitteilung aus Dänemark heißt. Der Betreiber Orsted setzt dabei auf 83 Anlagen mit jeweils 11 MW Leistung. Das Projekt nutzt ein neues Anschlusskonzept ohne Umspannstation (wir berichteten). Die direkte Verbindung zur Konverterplattform „DolWin epsilon“ wird durch den Übertragungsnetzbetreiber Tennet hergestellt.

Orsted betont, dass europäische Zulieferer das Projekt ermöglicht hätten: Turbinen und Fundamente stammen aus Deutschland und Dänemark, Kabel aus Deutschland und Frankreich, Installationsschiffe aus den Niederlanden und Belgien.

Die Finanzierung des Windparks stützen langfristige Stromabnahmeverträge. Laut Orsted sichern Industrie- und Technologiekunden über Corporate Power Purchase Agreements (CPPAs) insgesamt 786 MW der Leistung. Zu den Abnehmern gehören Amazon, BASF, Covestro, die Energie-Handels-Gesellschaft der REWE Group sowie Google. Die Laufzeiten reichen laut Orsted von zehn bis 25 Jahren.

Orsted betreibt mehrere Offshore-Windparks in der deutschen Nordsee. Dazu zählen Borkum Riffgrund 1 und 2 sowie die Projekte Gode Wind 1, 2 und 3. Anfang 2026 soll die installierte Gesamtleistung des Unternehmens in Deutschland rund 2.500 MW erreichen. Die mit dieser Leistung erzeugte Strommenge reicht laut Orsted rein rechnerisch dafür aus, etwa 2,5 Millionen Haushalte pro Jahr zu versorgen. Den Betrieb und die Wartung der Anlage koordiniert Orsted von den Standorten Norden-Norddeich und Emden aus.

Emergy, ein gemeinsames Unternehmen der Stadtwerke Borken und Coesfeld, rechnet laut Vermögensanlagen-Informationsblatt mit Gesamtkosten von gut 55 Millionen Euro. Gut 1,6 Millionen Euro davon sollen Einheimische aus den Kommunen Borken, Velen und Südlohn sowie die Kundschaft der beiden Versorger beitragen. Die Zeichnungsfrist beginnt am 10. Dezember.

Ihr Geld geben Anlagewillige für zehn Jahre her, dafür erhalten sie einen Zins von 4,7 Prozent. 500 Euro ist die Mindestbeteiligung über Nachrangdarlehen. In Schritten von jeweils 500 Euro sind auch höhere Beträge möglich, bis zu einer Summe von 25.000 Euro. Diese maximale Investition ist allerdings nur jenen möglich, die zuvor kein Emergy-Projekt unterstützt haben. Andernfalls darf die Gesamtbeteiligung 25.000 Euro nicht übersteigen. Das Verbundunternehmen hatte bereits bei Windkraftprojekten und Solaranlagen eine Geldanlage für Privatleute angeboten.

Emergy hat sich bei dem Projekt „Weseke-Ost Wind“ für Anlagen des Herstellers Vestas entschieden. Der Typ V-172 kommt auf eine Nennleistung von 7,2 MW, wodurch der Windpark über eine Gesamtleistung von 36 MW verfügen wird. Die Nabenhöhe liegt bei 175 Metern, die Rotorspitzen erreichen etwa 260 Meter. Rechnerisch können die Turbinen mehr als 37.000 Haushalte mit drei Menschen versorgen, sie verhindern Treibhausgasemission im Umfang von jährlich gut 40.000 Tonnen CO2.

In dieser lässt sich auch Christian Sewing mit den Worten zitieren: „Privates Kapital ist der Schlüssel, um unsere Energieversorgung und unsere Infrastruktur insgesamt zu modernisieren und das Potenzial unserer Wirtschaft freizusetzen.“ Voraussetzung dafür seien wettbewerbsfähige Rahmenbedingungen, so der Vorstandsvorsitzende der Deutschen Bank.

Der Vorstandsvorsitzende der KfW, Stefan Wintels, mahnte, staatliches Kapital werde für die Modernisierung und den Ausbau der Energieinfrastruktur alleine nicht ausreichen. „Wir müssen deutlich mehr privates Kapital mobilisieren“, sagte er. Als beispielhaft hob er einige Investitionsentscheidungen der jüngeren Vergangenheit hervor, etwa die Investitionen von Unternehmen aus Norwegen, den Niederlanden und Singapur in Tennet oder das Engagement der US-Gesellschaft Apollo mit RWE bei Amprion.

Deutschland müsse neben den Klimazielen verstärkt die Wirtschaftlichkeit der Energieversorgung in den Fokus nehmen, um die Wettbewerbsfähigkeit des Industriestandorts zu erhalten, so der KfW-Chef im Rahmen der Veranstaltung, bei auch Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) zugegen war. Ihr Ministerium (BMWE) hatte die Schirmherrschaft der Kapitalmarktkonferenz übernommen.

In einer Mitteilung des BMWE zur Konferenz wird Reiche auch mit den Worten zitiert: „Deutschland ist in einer Welt, die zunehmend von Unsicherheit geprägt ist, ein zuverlässiger Standort, an dem mit AAA-Rating und stabilen Entscheidungen Investitionssicherheit geschaffen wird.“ Dennoch müsse der Glaube an den Standort weiter gestärkt werden. „Unternehmen investieren dort, wo sie Planungssicherheit und Verlässlichkeit finden und wo Geschwindigkeit zählt. An der Verbesserung dieser Rahmenbedingungen arbeiten wir“, so die Ministerin.

In seiner Rede forderte KfW-Chef Wintels, Bürokratieabbau müsse auch zu mehr Geschwindigkeit und Skalierung führen – nicht nur im Energiesektor, sondern auch beim Ausbau digitaler Kapazitäten. Das von Reiche kürzlich vorgestellte Zehn-Punkte-Programm lobte er ausdrücklich. Es schaffe Verlässlichkeit und gebe Orientierung für die nächsten Schritte in den Energiemärkten.

Wintels zeigte sich zuversichtlich, dass von der Konferenz wichtige Impulse für die Energieversorgung in Deutschland ausgehen werden. Entscheidend sei, dass die Beteiligten – Politik, Versorger und Investoren – miteinander sprechen. Dafür sei die Veranstaltung eine Plattform.

Den Anteil der batterieelektrischen Pkw an der Zahl der im Oktober insgesamt zugelassenen Personenkraftwagen beziffert die OLE mit 21,4 Prozent. Im vergangenen Jahr lag dieser Wert bei 17,6 Prozent. Laut dem rechtlich nicht bindenden Mobilitätsmasterplan für Österreich sollen im Jahr 2030 nur mehr klimaneutrale Kraftfahrzeuge zugelassen werden. Insgesamt sind auf den Straßen des Landes rund fünf Millionen Pkw unterwegs. 

Bemerkenswert ist die Entwicklung bei den batterieelektrischen Pkw seit dem vergangenen Jahr insofern, als die Bundesregierung aus den Konservativen (ÖVP), den Sozialdemokraten (SPÖ) und den Liberalen (Neos) die Förderungen für Elektroautos aller Art im Frühjahr erheblich kürzte. Wie berichtet, entfiel zum 1. April die Befreiung von der motorbezogenen Versicherungssteuer. Ferner wurde eine gewichtsbezogene Besteuerung eingeführt. Von diesen Maßnahmen erwartete sich das Finanzministerium jährliche Einnahmen von rund 65 Millionen Euro. 

Anstieg in Deutschland 

Für Deutschland rechnet der Verband der Internationalen Kraftfahrzeughersteller (VDIK) für dieses Jahr mit einer Zulassung von rund 570.000 neuen batterieelektrisch betriebenen Pkw, was gegenüber 2024 einem Anstieg um etwa 50 Prozent entspräche. Der Anteil an den Neuzulassungen läge damit bei 20 Prozent und somit auf einer ähnlichen Höhe wie derzeit in Österreich. 

Smatrics mit Ultraschnell-Ladepark 

Unterdessen meldete der E-Mobilitäts-Dienstleister Smatrics EnBW, er habe bei Regau nahe der Westautobahn etwa 60 Kilometer südwestlich von Linz, der Hauptstadt des Bundeslands Oberösterreich, einen Ladepark errichtet, der aus 15 Ultraschnellladepunkten besteht. Zwölf davon sind für Pkw vorgesehen, die übrigen drei für Lkw. Laut Smatrics beläuft sich die Ladeleistung auf jeweils bis zu 400 kW. Binnen 15 Minuten soll es möglich sein, genug Strom für die Bewältigung einer Strecke von 100 Kilometern zu speichern. Sollte sich die Nachfrage erhöhen, kann das Unternehmen in dem Ladepark vier weitere Ladepunkte für Pkw installieren. 

Die Zahl der öffentlichen Ladepunkte in Österreich beläuft sich der OLE zufolge derzeit auf 34.276, was gegenüber 2024 einer Steigerung um knapp 28 Prozent entspricht. Bei 25.468 Anlagen handelt es sich um Normalladepunkte, 5.340 sind Schnellladepunkte und 3.468 Ultraschnell-Ladepunkte.

 
Der Elektrizitätspreis für private Haushalte betrug in Deutschland im ersten Halbjahr des Jahres 2025 bei einem Jahresverbrauch von 2.500 bis 4.999 Kilowattstunden rund 38,35 Cent pro Kilowattstunde, so Eurostat. Damit wurde in Deutschland im europäischen Ländervergleich der höchste Strompreis gemessen. Bei einem Jahresverbrauch von 1.000 bis 2.499 Kilowattstunden wurde der höchste Preis pro Kilowattstunde ebenfalls in Deutschland verzeichnet. Auf Platz zwei des Rankings liegt Belgien.

Auch der im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWE) von EWI und BET vorgelegte Monitoringbericht konstatierte ähnliches. Gleichzeitig bescheinigte der Bericht aber Deutschland eine potenziell zentrale Rolle bei der Wasserstoffspeicherung: Mehr als 40 Prozent der europaweiten Wasserstoffspeicherpotenziale seien in deutschen Salzkavernen verortet. 

Positiven Rückenwind erwartet der BVEG vom geplanten Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz, insbesondere von der Einstufung der Projekte als „im überragenden öffentlichen Interesse“. Kritik gibt es allerdings am Gesetzentwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG): „Wir haben dieses wunderbare Geschenk aus Europa“, sagte BVEG-Fachgebietsleiter Ingo Forstner und meint damit die Richtlinienvorgabe, nach der erteilte Genehmigungen für den Bau und Betrieb von Erdgasinfrastruktur auch für die Wasserstoffinfrastruktur gelten sollten. Die Pläne der Bundesregierung sehen allerdings nur die Fortgeltung von Betriebsplänen vor – alle anderen rechtlichen Aspekte blieben noch außen vor. „Wir sind dran“, versprach Forstner.

Keine Showstopper in Sicht

Wie sehr die Branche an der Lösung noch bestehender Probleme arbeitet, zeigte sich bei der anschließenden Präsentation einiger aktueller Projekte. So beschäftige sich das DVGW-Projekt H2Optimum mit der Qualität des Wasserstoffs entlang der Wertschöpfungskette und damit auch mit der Frage, welche Qualität volkswirtschaftlich sinnvoll ist, berichtete Udo Lubenau, Prokurist/Fachgebietsleiter bei der DBI-Gruppe. Die Antwort liege irgendwo im Spannungsfeld zwischen den teils enormen Kosten der Aufbereitung – Lubenau spricht von 10 bis 20 Prozent Mehrkosten für eine Aufbereitung des Wasserstoffs auf 99,97 Vol.-Prozent − und den Risiken geringerer Qualität: Für den Betrieb von Gasturbinen beispielsweise sei eine Qualität von nur 98 Vol.-Prozent bereits problematisch.

Sebastian Bruckschlögl, Bearbeiter Abteilung 1, Baustoff- und Betonbautechnik am KIT berichtete über die Fortschritte im Projekt „SAMUH2“. Ziele hier sind die Entwicklung innovativer Nachnutzungskonzepte für Untergrundspeicher und die Qualifizierung horizontaler Bohrungen für die Speichererschließung. Manches sei noch unklar, bei vielen Projekten und Fragestellungen sei eine detaillierte Einzelbetrachtung notwendig, sagte er. Aber „alles ist in einem technisch machbaren Rahmen“.

Technisch machbar ist auch das Projekt „JemgumH2“, das Florian Hatesuer, Head of Hydrogen bei Sefe Storage, vorstellte. Neben dem bestehenden Erdgasspeicher Jemgum will das Unternehmen drei Kavernen für die Wasserstoffspeicherung erschließen. Die Infrastruktur ist weitgehend vorhanden, die Lage im Cluster Nordwest des geplanten Wasserstoffkernnetzes ideal. Sorge bereitet den Projektverantwortlichen allerdings die Politik: Erhoffte Fördergelder aus dem EU-Innovationsfonds flossen in andere Projekte, und die Unsicherheit über die Ausgestaltung des Wasserstoffhochlaufs hat hier handfeste Konsequenzen: Werden die geplanten Gaskraftwerke zu Abnehmern für Wasserstoff oder nicht? Wie hoch wird der Druck im geplanten Wassserstoffkernnetz sein? Alles Fragen, die entscheidend sein können für die Wirtschaftlichkeit des gesamten Projektes. Planungssicherheit, Investitionsanreize und passende Förderprogramme sind grundlegend für den Erfolg des Wasserstoffhochlaufs, machte Hatesuer deutlich.

Beim Blick ein Jahr zurück zog BVEG-Fachgebietsleiter Ingo Forstner aber ein positives Fazit. Viele Forschungsprojekte seien abgeschlossen, die Lücken im Wissen um Risiken und Potenziale der Untertage-Wasserstoffspeicherung füllten sich. Und auch wenn die Mikrobiologie in Teilen noch immer eine Unbekannte und das Thema Gasaufbereitung noch immer ein großes Thema sei: „Showstopper“ seien weiterhin keine in Sicht. „Machbar ist alles“, schließt er: „Ich bin sehr optimistisch, dass wir das hinkriegen“.

Hintergrund des Verfahrens sind Vorwürfe, bei der beschafften Beleuchtung des Pforzheimer Heizkraftwerks sei nicht alles mit rechten Dingen zugegangen (wir berichteten). Die Staatsanwaltschaft Pforzheim nahm 2024 Ermittlungen auf, weil sie einen Anfangsverdacht auf Verstöße gegen Compliance-Regelungen hegte. Der ehemalige Chef des baden-württembergischen Versorgers, Herbert Marquard, wehrt sich seither gegen die Anschuldigungen. Es gilt die Unschuldsvermutung.

Ein anonymer Hinweisgeber wollte bei der Vergabe des Beleuchtungsauftrags Unregelmäßigkeiten erkannt haben. Marquard kanzelte dies als „Hetzkampagne eines einzelnen Mitarbeiters“ ab. Der Geschäftsführer soll nach den unbestätigten Hinweisen keine Vergleichsangebote eingeholt und in der Folge eine teure Lösung abgenickt haben.

Staatsanwaltschaft lässt weiteres Vorgehen zunächst offen

Außerdem redet der vermeintliche Whistle Blower von einer zu großen Nähe zwischen dem Ex-Geschäftsführer und dem beauftragten Unternehmen aus Dresden. Aus diesem Grund hätten die Stadtwerke auf Schadenersatz verzichtet, als die Lichtanlage angeblich nicht ordnungsgemäß funktioniert habe. Dieser Darstellung widerspricht Marquard. Die Beleuchtung sei nicht zu beanstanden gewesen.

Schließlich ist noch die Rede von Gegenleistungen, die der frühere Geschäftsführer im Zusammenhang mit der Auftragsvergabe erhalten haben soll. Gegenüber örtlichen Medien äußerte Herbert Marquard sich inzwischen mit den Worten, er sei durch das Landgerichtsurteil in der Sache entlastet.

So weit wollte die Staatsanwaltschaft Pforzheim im Gespräch mit dieser Redaktion nicht gehen. Die Ermittlungen liefen noch, so ein Sprecher auf Anfrage. Die Entscheidung des Landgerichts liege zur Prüfung vor. Erst danach sei eine grundsätzliche Aussage zum Fortgang des Verfahrens möglich.

Ein Sprecher des Landgerichts äußerte sich auf Anfrage nicht dazu, warum die Kammer die Hausdurchsuchungen bei Marquard und einem Vertreter des Leuchten-Unternehmens als unrechtmäßig einstuft. Er verwies auf die Staatsanwaltschaft, die ihrerseits aktuell keine weiteren Auskünfte geben wollte.

Eine persönliche Stellungnahme von Herbert Marquard war bis Redaktionsschluss nicht zu erhalten. Er ist seit August übergangsweise als Geschäftsführer für die Stadtwerke Bietigheim-Bissingen tätig. Bei seinen Einstellungsgesprächen in der Großen Kreisstadt des Landkreises Ludwigsburg hatte er auf die laufenden Ermittlungen hingewiesen. Auch in Pforzheim war er 2019 als Feuerwehrmann eingesprungen, Herbert Marquard dehnte seine Tätigkeit dann deutlich aus und verließ den Versorger erst Ende Mai 2025.

Alpiq bringt seine Kompetenzen im Betrieb flexibler Anlagen und seine finanziellen Ressourcen in die Projekte mit ein, SPP Development seine Kenntnisse der Genehmigungs- und Standortbedingungen in den beiden Bundesländern. Für die Projekte in Deutschland planen die Unternehmen, die notwendigen Genehmigungen zu sichern und die Standorte bis 2026 baureif zu entwickeln. Anschließend könnten die Projekte in die Bauphase gehen.

Steigende Anforderungen an flexible Technik

Alpiq verweist auf seine langjährige Tätigkeit im Wasserkraft- und Kraftwerksgeschäft, in dem hohe Flexibilität traditionell eine wichtige Rolle spielt. Das Unternehmen plant nach eigenen Angaben, diese Position in Europa weiter zu stärken und das Batteriespeichergeschäft systematisch auszubauen.

In den vergangenen Monaten hat der Schweizer Energiekonzern mehrere Projekte in diesem Bereich realisiert. Dazu gehört ein eigener Batteriespeicher mit 30 MW Leistung in Valkeakoski im Süden Finnlands. Ende November schloss Alpiq zudem einen sogenannten Tolling-Vertrag für den Batteriespeicher Schuby mit 103,5 MW Leistung ab, der in Schleswig-Holstein steht (wir berichteten). Darüber hinaus erwarb das Unternehmen ein 125-MW-Projekt im finnischen Haapajärvi, dessen Inbetriebnahme für das Jahr 2027 vorgesehen ist. Parallel entwickelt Alpiq weitere Speicher im Norden Frankreichs, darunter ein 100-MW-System in La Corne-en-Vexin mit geplantem Netzanschluss Anfang 2027.

Die Aktivitäten beschränken sich nicht auf eigene Anlagen: In der Schweiz vermarktet Alpiq seit dem Jahr 2018 auch Batterien von Drittanbietern und bewirtschaftet ein Portfolio mit 50 MW Leistung. 

Beide Unternehmen sehen in den wachsenden erneuerbaren Energien einen Treiber für kurzfristige Speicherlösungen. Die Partner betonen, dass der Bedarf an technischen Maßnahmen zur Netzstabilität weiter steigt und Batteriespeicher einen wesentlichen Beitrag leisten können.

In einer E-Mail informierte Baake über seinen Wechsel. „Für mich ist nun die Zeit gekommen, mein Amt als Geschäftsführer zum Ende des Monats November niederzulegen“, heißt es darin. Die Gesellschafterversammlung habe beschlossen, dass er im Dezember in den Beirat wechselt. Alleiniger Geschäftsführer der Stiftung ist aktuell Thomas Losse-Müller. Er kam vor anderthalb Jahren zur Stiftung.

Der Grünen-Politiker Baake war von 1998 bis 2005 Staatssekretär im Bundesumweltministerium und von 2014 bis 2018 Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium. Dazwischen führte er die Deutsche Umwelthilfe. Seit 2020 war er Direktor der Stiftung Klimaneutralität.

Die unabhängige Stiftung will wissenschaftlich fundierte Wege zur Klimaneutralität aufzeigen. „Die Stiftung wurde gegründet, um in enger Kooperation mit anderen Denkfabriken sektorübergreifende Strategien für ein klimagerechtes Deutschland zu entwickeln. Auf der Basis von guter Forschung will die Stiftung informieren, beraten und Debatten anstoßen“, heißt es in der Selbstbeschreibung auf der Internetseite.

Die Personalie bezeichnet das in Bremen ansässige und weltweit tätige Wartungs- und Instandhaltungsunternehmen als „geordnete und strukturierte Übergabe“. Der Abgang von CEO Matthias Brandt, der mehr als 20 Jahre das Ruder in Händen hielt, sei demnach lange geplant gewesen. Er hängt nach dem Rücktritt als Vorstand an Silvester noch ein Quartal bei den Bremern dran, um den Übergang zu Ronnie Meyer möglichst reibungslos zu gestalten.

Meyer (Jahrgang 1976) bringt Expertise im Windenergiebereich durch seine Laufbahn als politischer Beamter in Land und Bund mit. In der Zeit von 2015 bis 2022 war der Grünen-Politiker als Bremer Staatsrat für die Senatorin für Klimaschutz, Umwelt, Mobilität, Stadtentwicklung und Wohnungsbau tätig.

Von Bremen aus wechselte er im März 2022 nach Berlin. Dort arbeitete er als Abteilungsleiter für Grundsatz und Dialog im Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz. Matthias Brandt bezeichnet die Übergabe an Ronny Meyer laut einer Mitteilung als „Wechsel zur richtigen Zeit, um an der Spitze frischen Wind und neue Perspektiven einzubringen“.

Die Deutsche Windtechnik hat sich neben Europa Marktanteile in den USA und Taiwan erarbeitet. Die technische Instandhaltung von mehr als 7.800 Windenergieanlagen onshore wie offshore ist dem Unternehmen auf der Basis fester Wartungsverträge anvertraut. Die Bremer beschäftigen nach eigenen Angaben mehr als 2.500 Menschen.

Strom: Leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead allerdings gewann 8,50 auf 133,50 Euro je Megawattstunde im Base und 17,00 auf 163,50  Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse kostete der Day-ahead 133,29 Euro in der Grundlast und 163,05 Euro in der Spitzenlast.
Ausschlaggebend für den Preisanstieg beim Day-ahead-Base ist die Einspeiseleistung der Erneuerbaren, die am Freitag mit 5,1 Gigawatt Dunkelflauten-Niveau erreichen dürfte. Für den Berichtstag hat Eurowind noch 10,3 Gigawatt vorhergesagt. Ab Samstag jedoch wird für Deutschland eine sehr viel höhere Einspeiseleistung insbesondere von Windstrom prognostiziert. Gleichzeitig dürfte es deutlich milder werden.
Am langen Ende verlor das Stromfrontjahr unter dem Eindruck der Abgaben bei Gas und CO2 um 1,01 Euro auf 84,09 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag etwas nachgegeben. Der Dec 25 verlor bis gegen 13.24 Uhr 0,19 Euro auf 81,60 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 20,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 81,95 Euro, das Tief bei 81,28 Euro.
Das Analysehaus Belektron verweist auf die aktuell rekordhohen Nettolongpositionen spekulativer Anleger von 110 Millionen Tonnen. Beim bisherigen Höchststand für den Dec 25 vor zehn Monaten hätten die Nettolongpositionen nur 60 Millionen Tonnen betragen. Offenbar seien die Anleger derzeit weniger als damals bereit, Gewinne mitzunehmen. Laut Belektron setzen diese Marktteilnehmer auf einen winterlichen Temperaturrückgang oder auf die Verknappung des EUA-Angebots in den kommenden Jahren.

Erdgas: Leichter haben sich die europäischen Gaspreise am Berichtstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.22 Uhr 0,775 Euro auf 27,450 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es um 0,725 Euro auf 29,175 Euro nach unten. Marktteilnehmer verwiesen als Grund für die schwachen Preise auf die milden Temperaturen, die manche Wetterdienste bis Mitte Januar für Deutschland und Nordwesteuropa vorhersagen. Hinzu komme die gute Versorgungslage. Laut dem Fernleitungsnetzbetreiber Gassco betragen die Lieferungen aus Norwegen für den Berichtstag 323,9 Millionen Kubikmeter. Diese dürften sich in den kommenden Tagen weiter verbessern.