Der Entwurf des Infrastruktur-Zukunftsgesetzes sieht vor, weitere Verkehrsprojekte auf Straße, Schiene und Wasserstraße als Vorhaben des überragenden öffentlichen Interesses einzustufen. Nach Angaben aus Regierungskreisen gilt dies bereits für Teile des Schienennetzes, bestimmte Autobahnprojekte und den Ausbau erneuerbarer Energien. Nun sollen auch Maßnahmen zur Engpassbeseitigung bei Bundesverkehrswegen, alle Schienenvorhaben sowie Neubauten von Autobahnen und vierstreifigen Bundesstraßen darunterfallen. 

Die Bundesregierung will Genehmigungsverfahren vereinfachen, digitalisieren und beschleunigen, erläuterte Finanzminister Lars Klingbeil (SPD). Im Bereich Artenschutz sollen standardisierte Verfahren entstehen. Beim Klagerecht von Umweltverbänden sind laut Papier Anpassungen vorgesehen, damit Beteiligungsverfahren keine Verzögerungen verursachen.

Neues Gebäudeenergiegesetz erst 2026

Weniger Fortschritt meldete die Regierung beim Gebäudeenergiegesetz (GEG). Die Koalition vertagte eine Entscheidung über Eckpunkte für die Reform auf Ende Januar. Der Koalitionsvertrag sieht vor, das bisherige GEG durch ein „Gebäudemodernisierungsgesetz“ zu ersetzen. Merz sagte, das neue Gesetz solle technologieoffener und einfacher werden. Funktionierende Heizungen sollen weiter laufen können. 

Strittig bleibt die Vorgabe, neue Heizungen zu mindestens 65 Prozent mit erneuerbaren Energien zu betreiben. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU), kritisierte einen faktischen Zwang zur Wärmepumpe. Bauministerin Verena Hubertz (SPD) warnte dagegen vor Rückschritten beim Klimaschutz.

Neue Heizungen brauchen Klarheit

Die Grünen im Bundestag kritisierten die Vertagung. Ihr energiepolitischer Sprecher Alaa Alhamwi erklärte, die Koalition lasse Haushalte und Unternehmen ohne Orientierung. Er forderte die Beibehaltung der 65-Prozent-Regel und schnelle Planungssicherheit. Auch Umweltverbände äußerten sich besorgt. Verena Graichen vom Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland (BUND) nannte das GEG ein wirksames Instrument zur Vermeidung fossiler Fehlinvestitionen und forderte klare Leitlinien für die Wärmewende.

Wirtschaftsverbände mahnten ebenfalls Verlässlichkeit an. Der Bundesverband Wärmepumpe (BWP) warnte vor Rechtsunsicherheit durch Diskussionen über die EU-Gebäuderichtlinie (EPBD). Geschäftsführer Martin Sabel betonte, die EPBD sei geltendes europäisches Recht und müsse umgesetzt werden. Laut BWP beruht die 65-Prozent-Vorgabe auf mehreren rechtlichen Säulen, darunter der EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie und dem Klimaschutzgesetz. Der Verband verweist auf einen Anstieg beim Einbau von Wärmepumpen und warnt vor erneuter Unsicherheit für Hersteller und Handwerk.

Auch der Zentralverband Elektrotechnik- und Elektronikindustrie (ZVEI) forderte zügige Einigungen. Geschäftsführer Wolfgang Weber sieht die Branche durch Verzögerungen belastet. Er betonte, moderne Gebäudetechnik könne Energieverbrauch und Betriebskosten senken und müsse in den Eckpunkten berücksichtigt werden. Die Anforderungen an erneuerbare Energien sollten nach Ansicht des Verbands erhalten bleiben.

Gebäudebestand modernisieren

Die Deutsche Unternehmensinitiative Energieeffizienz (Deneff) erklärte, die erneute Verschiebung verlängere die Unsicherheit im Gebäudesektor. Geschäftsführer Henning Ellermann forderte ein klares Konzept für die Modernisierung des Bestands. Positiv bewertete er, dass ein Kabinettsentwurf unmittelbar nach Festlegung der Eckpunkte folgen soll.

Eine aktuelle Untersuchung des Climate-Tech-Unternehmens Purpose Green kommt zum Schluss, dass 60 Prozent des deutschen Gebäudebestands dringend energetisch ertüchtigt werden müssten, weil sie der schlechten Klasse „E“ zuzurechnen sind. Laut einer Untersuchung über 7.000 Objekte in den 30 größten deutschen Städten befinden sich nur 40,8 Prozent der untersuchten Immobilien in den besseren Energieeffizienzklassen A+ bis D. Außerdem sei Erdgas weiterhin der am häufigsten genutzte Energieträger. 

Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) sieht im bisherigen Ergebnis zu wenige inhaltliche Entscheidungen. Präsidentin Ursula Heinen-Esser forderte verlässliche Rahmenbedingungen für Industrie und Handwerk. Zugleich begrüßte sie Fortschritte beim geplanten Infrastruktur-Zukunftsgesetz, das laut BEE Doppelprüfungen etwa bei Pumpspeicherkraftwerken reduzieren könnte.

Die Bundesregierung verfehlt im Verkehr weiterhin ihre Klimaziele, weshalb Anpassungen notwendig sind. Der Entwurf führt erstmals eine Pflicht für Mineralölunternehmen ein, Wasserstoff aus erneuerbaren Energien einzusetzen. Schneider betonte, die gesicherte Nachfrage solle den Ausbau der Wasserstoff-Infrastruktur unterstützen. Gleichzeitig begrenze der Entwurf weiterhin den Einsatz herkömmlicher Biokraftstoffe aus Futter- und Lebensmitteln, um Auswirkungen auf Ernährung und Umwelt zu vermeiden. 

Nach Angaben des Umweltministeriums bilden die ausgewiesenen Erfüllungskosten im Entwurf nur direkte Kosten ab, während entlastende Effekte wie ein wegfallender CO2-Preis für erneuerbare Kraftstoffe nicht berücksichtigt werden. Die Methode soll überarbeitet werden.

THG-Quote soll Pfad bis 2040 bekommen

Die Quote für fortschrittliche Biokraftstoffe aus Reststoffen wie Stroh oder Biomasse aus Algen soll schrittweise steigen. Die Bundesregierung plant zudem, die nationale THG-Quote bis 2040 fortzuschreiben und auf 59 Prozent zu erhöhen. Sie liegt in diesem Jahr bei 10,6 Prozent. Ab 2027 sollen Reststoffe aus der Palmölproduktion nicht mehr auf die Quote angerechnet werden. Nach Ministeriumsangaben verursache Palmöl global erhebliche Umweltschäden. Weiterhin anrechenbar bleiben Biokraftstoffe aus Futter- und Lebensmitteln, deren Einsatz aber gedeckelt bleibt.

Verbände bewerten den Entwurf unterschiedlich. Christian Küchen, Hauptgeschäftsführer des Wirtschaftsverbands Fuels und Energie, sagte, die Vorgaben erhöhten bereits im kommenden Jahr den Druck auf Anbieter. Er forderte, erneuerbare Kraftstoffe steuerlich zu entlasten, um zusätzliche Belastungen für Verbraucher zu vermeiden. Der Verband der Automobilindustrie (VDA) erklärte durch Geschäftsführer Andreas Rade, die Ziele erforderten zusätzliche Investitionsanreize für erneuerbare Kraftstoffe. Die Quote müsse bis 2030 weiter angehoben werden.

Gemischte Verbändereaktionen

Der Verband Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft sieht laut Vorstand Timm Kehler verlässlichere Rahmenbedingungen, warnt aber vor Risiken für Bio-LNG, da die Doppelanrechnung wegfallen soll. Auch der Biogasrat kritisierte laut Geschäftsführerin Janet Hochi, der Entwurf benachteilige Produzenten fortschrittlicher Biokraftstoffe. Die geplante Abschaffung der doppelten Anrechenbarkeit für Biomethan und Bio-LNG im Jahr 2026 gefährde Investitionen mittelständischer Unternehmen. Hochi forderte eine Übergangsregelung bis 2030.

Weitere Stellungnahmen kamen aus der Bioenergiebranche. Sandra Rostek vom Hauptstadtbüro Bioenergie forderte laut Büro, Maßnahmen zur Betrugsprävention schneller einzuführen. Der Entwurf verschiebe einzelne Regelungen auf 2027. Der Bundesverband der deutschen Bioethanolwirtschaft (BDBe) begrüßt laut Vorsitzendem Alois Gerig die Fortschreibung der Vorgaben bis 2040 und strengere Kontrollen gegen Betrug. Er plädiert jedoch dafür, die Quote bis 2030 stärker zu erhöhen und Begrenzungen bei Biokraftstoffen aus Anbaubiomasse zu lockern. Gerig verwies darauf, dass verpflichtende Vor-Ort-Kontrollen erst ab 2027 greifen sollen.

Strom als Option fällt aus

Nikolas von Wysiecki, Klima- und Verkehrsexperte beim Naturschutzbund Deutschland (Nabu), kritisierte, die Regelung verlagere Kosten auf die Autofahrer, da eine verpflichtende Quote für synthetische Kraftstoffe vorgesehen sei. Auch die Deutsche Umwelthilfe äußerte Kritik, weil der Ausstieg aus Soja-Diesel entfalle und Reststoffe aus Palmöl erst ab 2027 ausgeschlossen würden. 

Schienenverbände kritisieren, dass klimafreundlicher Bahnstrom erneut keine Erfüllungsoption darstellt. Das Verbändebündnis aus Allianz pro Schiene, Die Güterbahnen, Mofair, Verband der Bahnindustrie, Verband Deutscher Verkehrsunternehmen und Verband der Güterwagenhalter verweist darauf, dass europäisches Recht diese Möglichkeit ausdrücklich vorsieht.

Parallel dazu veröffentlichte die Bonner Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) einen Bericht, wonach Biokraftstoffe im Jahr 2024 rund 11,5 Millionen Tonnen CO2 eingespart haben. Elmar Baumann vom Verband der Deutschen Biokraftstoffindustrie sagte, Marktverwerfungen und eine niedrige Quote hätten die Potenziale begrenzt. Die nun geplante Umsetzung der EU-Richtlinie RED III könne aus Sicht der Branche dafür sorgen, dass neue Regeln ab 2026 wirken und Wettbewerbsnachteile enden.

Außerdem ergingen die Methodenfestlegungen:

• zur Ermittlung des Ausgangsniveaus für Elektrizitätsverteilernetzbetreiber (StromNEF) sowie zu der Methodik zur Ermittlung des Ausgangsniveaus für Gasverteilernetzbetreiber sowie Fernleitungsnetzbetreiber (GasNEF)
• zur Kapitalverzinsung
• zum Effizienzvergleich
• zum generellen sektoralen Produktivitätsfaktor.

In einem Gespräch mit Journalisten kündigte Klaus Müller, der Präsident der Bundesnetzagentur, an, dass noch vor Weihnachten ein Festlegungsentwurf zur Qualitätsregulierung veröffentlicht wird, der dann bis Ende Januar 2026 konsultiert werden soll. Damit sollen die Netzbetreiber angehalten werden, trotz aller Vorgaben zur Preis-, Kosten- und Erlösregulierung, die Versorgungssicherheit im Blick zu behalten.

Konkret soll das Risiko minimiert werden, dass Netzbetreiber angesichts von Erlösabsenkungen oder Kostenvorgaben erforderliche Netzinvestitionen unterlassen. Neben der bisherigen Qualitätsregulierung seien nun auch „Überlegungen zur Energiewendekompetenz und zur konkreten Ausgestaltung eines Digitalisierungsindexes“ enthalten, erklärte Müller.

Behörde ist sich der Verteilungswirkung bewusst

Zur Regulierung der Übertragungsnetzbetreiber – sie waren von Beginn an aus dem allgemeinen NEST-Prozess ausgenommen – gibt es eine eigene Festlegung. Deren Entwurf hat die Bundesnetzagentur ebenfalls am 10. Dezember vorgelegt. Auch dieser wird bis Ende Januar des kommenden Jahres konsultiert.

Hier setzt die Behörde auf ein System mit jährlichem Plan-Ist-Kostenabgleich, das „mit Effizienzinstrumenten verschränkt“ werde, erläuterte Müller und avisierte dazu für den 21. Januar einen öffentlichen Webcast, der in englischer Sprache stattfinden werde.

„Nach der Ermittlung der Kosten, die in die Netzentgelte einfließen dürfen, widmen wir uns im nächsten Jahr der Frage, wie aus diesen Kosten Erlöse gebildet werden“, sagte der Behördenchef abschließend. Denn das Netzentgeltsystem sei reformbedürftig – nicht zuletzt, weil die Zahl der Nutzer, die Netzentgelte in voller Höhe zahlen, immer kleiner werde bei gleichzeitig steigenden Netzkosten.

Außerdem gebe es kein ausreichend wirksames Signal, wie und wo Anlagen kostengünstig betrieben werden könnten, um unnötige Netzengpässe und entsprechende Gegenmaßnahmen zu vermeiden. Schließlich gebe es heute noch keine wirksamen Anreize im System, die flexibles Verhalten belohnen.

„Unser Ziel ist es, die Netzentgeltsystematik zukunftsfähig zu machen“, betonte Müller. Die Bundesnetzagentur stehe hier noch am Anfang des Entscheidungsprozesses, den sie „ergebnisoffen“ beginne. Das Verfahren zur Bildung einheitlicher Netzentgelte beim Strom hat unter der Abkürzung „AgNes - Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“ im Frühsommer 2025 mit einem Diskussionspapier und einem Workshop begonnen.

Auch die Themen Einspeiseentgelte, dynamische Netzentgelte, Entgelte für Speicher und Kostenwälzung stehen auf der Agenda für 2026. Zudem werde Anfang des Jahres das Festlegungsverfahren zur Netzentgeltbildung im Gassektor eröffnet.
Müller sagte, die Bundesnetzagentur sei sich der „massiven Verteilungswirkung“ des Netzentgeltsystems sehr wohl bewusst. „Entsprechend offen und transparent werden wir die neuen Regelungen vorbereiten“, versprach er.

Die unterschiedlichen Bedenken hatte im Wesentlichen eine Klägerin gegen den Kreis Euskirchen als Genehmigungsbehörde vorgetragen: die Gemeinde Dahlem. Die Vertreter der Kommune traten in Münster allerdings in verschiedenen Rollen auf. Als Gemeinde wendeten sie sich in der ersten Klage sowohl gegen die vorgesehene Zufahrt zum Bauplatz als auch gegen die artenschutzrechtliche Erlaubnis für die Anlage.

Kurioser erscheint dagegen die zweite Klage. Hier erschienen die Gemeindechefs im Gewand der örtlichen „Flugplatz Dahlemer Binz GmbH“. Auch für diese Gesellschaft sprechen stellvertretend Bürgermeister Jan Lembach (CDU) und sein Allgemeiner Vertreter Erwin Bungartz, eben weil der Flugplatz Eigentum der Gemeinde Dahlem ist und sie die Geschäfte führen. Auf der Piste können Motorflugzeuge mit maximal 5,7 Tonnen Gewicht starten und landen.

Luftaufsicht hatte eine andere Anlage abgelehnt

Der Einfachheit halber verhandelte das OVG beide Klagen gemeinsam. Die Flugplatz GmbH argumentierte, der Flugverkehr von und zu der gut einen Kilometer langen Piste sei beeinträchtigt, wenn die Turbine am geplanten Standort entstehen dürfe. Wie Erwin Bungartz auf Anfrage dieser Redaktion erklärte, hätten solche Bedenken eine weitere, parallel geplante Windkraftanlage bereits im Genehmigungsprozess gestoppt.

Allerdings hatte die für die Flugaufsicht zuständige Bezirksregierung Düsseldorf Unterschiede zwischen den beiden Turbinen erkannt und in der nun beklagten Anlage keine Gefahr für den Flugverkehr gesehen. Dieser Haltung schloss sich auch der 7. Senat am OVG Münster an. Der südliche An- und Abflugkorridor, wo die Anlage stehen soll, leide nicht unter dem Projekt. Entsprechend wies der Senat das Ansinnen ab.

Ebenfalls keinen Erfolg hatte die Gemeinde Dahlem mit der anderen Klage. Hier kritisierte die Gemeinde einmal die anzulegenden Wege, die zum Anlagenstandort führen sollen. Es fehlten die Voraussetzungen für die Erschließung. In der weiteren Klagebegründung führte Dahlem auch einen Uhu an, der – fast wie bei der Rollbahn – ebenfalls seinen Landeplatz im Einzugsbereich der Windkraftanlage habe. Der Argumentation in beiden Bereichen wollte das OVG nicht folgen, auch hier lief die Klage ins Leere.

Wie Erwin Bungartz weiter mitteilte, habe die Gemeinde das schriftliche Urteil noch nicht vorliegen. Die Revision hatte das OVG nicht zugelassen. Ob Dahlem gegen die Nichtzulassung Beschwerde vor dem Bundesverwaltungsgericht einreichen wolle, sei offen und „im politischen Raum“ zu entscheiden, so der Vertreter des Bürgermeisters.

Wie es darin heißt, bezieht die betreffende Kundin über das Leitungssystem der Netz Niederösterreich Strom von einem Versorger. Die Eichung ihres analogen Stromzählers lief im Dezember 2023 ab. Weil die Kundin die aus diesem Grund angekündigte Installation eines Smart Meters ablehnte, erhob die Netz Niederösterreich Klage beim Bezirksbericht Tulln. Dieses genehmigte die Installation, wogegen die Kundin beim Landesgericht St. Pölten, der Hauptstadt Niederösterreichs, berief. Das Landesgericht wandte sich darauf an den Gerichtshof der EU. 

Dessen Generalanwalt Biondi argumentiert nun sinngemäß, dass der Schutz der Privatsphäre der Kundin bei der elektronischen Kommunikation durch den Einbau des Smart Meters nicht gefährdet ist. Ein Stromnetz sei nämlich kein „elektronisches Kommunikationsnetz“, wenn es „nicht öffentlich ist und der intelligente Zähler nicht im Eigentum des Verbrauchers steht“.

Dies aber treffe im konkreten Fall zu. Wichtig ist diese Feststellung, weil fast alle österreichischen Netzbetreiber für die Erfassung und Übertragung der Smart-Meter-Daten die „Power Line Carrier“-Technologie (PLC) und damit Niederspannungsleitungen nutzen. 

Ferner konstatiert Biondi, das Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz (ElWOG) als Basis der Smart-Meter-Installation in Österreich enthalte klare Regeln hinsichtlich der Erhebung von Daten mit den digitalen Stromzählern sowie ihrer Verwendung. Unter anderem bestimme das Gesetz, dass die Netzbetreiber Viertelstundenwerte, die mit entsprechend konfigurierten Smart Metern erfasst werden, auch ohne Zustimmung der Kunden auslesen dürfen, wenn dies für den sicheren und effizienten Netzbetrieb notwendig ist.

Die unter diesen Umständen erhobenen Daten sind unverzüglich zu löschen, wenn sie nicht mehr benötigt werden. Ferner hat der Netzbetreiber die Betroffenen von der Auslesung der Viertelstundenwerte ohne Einwilligung „zeitnah“ zu informieren. Weil die Netz Niederösterreich in ihren Allgemeinen Geschäftsbedingungen die entsprechenden Bestimmungen im ElWOG inhaltsgetreu wiedergebe, sei, grob gesprochen, anzunehmen, dass sie den Kunden bekannt sind, stellt Biondi fest. 

Netz Niederösterreich sieht sich bestätigt 

Seitens der Netz Niederösterreich hieß es auf Anfrage der Redaktion: „Die Schlussanträge des Generalanwalts zeigen, dass der österreichische Rechtsrahmen für intelligente Messsysteme grundsätzlich als unionsrechtskonform eingeschätzt wird, wenn Datenschutz und Transparenz ernst genommen werden.“ Generalanwalt Biondi betone die Bedeutung der Digitalisierung des Energiesystems, den Beitrag intelligenter Messsysteme zu Energieeffizienz und Versorgungssicherheit sowie den hohen Stellenwert des Datenschutzes. 

„Für die Netz Niederösterreich hat der Schutz personenbezogener Daten und die IT-Sicherheit höchste Priorität. Dies wird seit Beginn des Smart-Meter-Rollouts verfolgt“, stellte das Unternehmen klar und fügte hinzu, es sehe in den Ausführungen Biondis „eine Bestätigung unseres Weges bei der Smart-Meter-Einführung: Moderne Netzinfrastruktur, hohe Versorgungssicherheit und konsequenter Schutz der Kundendaten gehören untrennbar zusammen.“ 

Eine Entscheidung des Gerichtshofs der Europäischen Union erwartet die Netz Niederösterreich „in der ersten Hälfte des Jahres 2026“. 

Ziel erreicht 

Laut dem aktuellen Bericht der Regulierungsbehörde E-Control zur Einführung digitaler Stromzähler in Österreich waren Ende 2024 rund 96,9 Prozent der österreichischen Zählpunkte mit Smart Metern ausgestattet. Das Ausrollungsziel von 95 Prozent sei damit „sogar übertroffen“ worden. Von den 117 betroffenen Netzbetreibern hatten 90 den Zielwert erreicht. Darunter war die Netz Niederösterreich, die auf einen Ausrollungsgrad von 99,6 Prozent kam. 

Österreichweit verwendeten etwa 85,4 Prozent der Kunden die Smart Meter in der Standardkonfiguration, bei der zwar Viertelstunden-Verbrauchswerte erfasst werden, der Netzbetreiber aber nur einmal täglich im Nachhinein einen Verbrauchswert für den gesamten Tag erhält. Lediglich 2,1 Prozent begehrten den „Opt-out“, bei dem der Netzbetreiber grundsätzlich nur einmal pro Jahr den aktuellen Zählerstand ausliest und ihn zur Erstellung der Jahresabrechnung dem jeweiligen Versorger übermittelt. Dem gegenüber entschieden sich 12,6 Prozent für die „Opt-in“-Variante, bei der auch Viertelstundenwerte übertragen werden.

Mit der initialen Befüllung der ersten Pipeline-Abschnitte sei eine Nord-Süd-Achse vom Ostseeraum bis nach Sachsen-Anhalt entstanden, die einen zentralen Teil des deutschen Wasserstoff-Kernnetzes bildet. Die Wasserstoff-Infrastruktur sei für den Markt ab sofort verfügbar und damit Grundlage für den erfolgreichen Wasserstoff-Hochlauf, so Gascade. 

Dies beweise, wie bestehende Infrastruktur schnell und kosteneffizient für den Wasserstoff-Transport bereitgestellt werden kann. Gascade schaffe Planungssicherheit für den Wasserstoff-Hochlauf und leiste einen bedeutenden Beitrag zur Reduktion von CO2-Emissionen der deutschen Industrie, erläuterte Geschäftsführer Ulrich Benterbusch.

„Die Umstellung bestehender Erdgasleitungen mit einem Durchmesser von 1,4 Metern auf Wasserstoff ist eine technische Pionierleistung“, urteilte Benterbusch. Das Projekt sende ein starkes Signal für die deutsche Wasserstoffwirtschaft und den Industriestandort Ostdeutschland, hofft er.

Geschäftsführer Christoph von dem Bussche betonte die europäische Perspektive der Leitung, die internationale Wasserstoff-Importe über den Hafen Rostock sowie grünen Wasserstoff, der an der Ostseeküste produziert wird, aufnehmen könne. „Dabei denken wir die Vernetzung mit unseren europäischen Nachbarn von Anfang an mit“, versicherte er. 

Der nun betriebsbereite Teil von „Flow – making hydrogen happen“ ist laut Kernnetz-Planung der erste Schritt zu einer weiterführenden Anbindung der Industriezentren in Süddeutschland bis zum Jahr 2029. Im Rahmen des Programms werden außerdem Leitungen nach Polen, Tschechien und auch in Richtung Bayern und Österreich umgestellt oder neu gebaut. 

Informationen zum Projekt „Flow– making hydrogen happen“ stehen im Internet bereit.

Witterungsbedingte Rückgänge bei Windenergie und Wasserkraft seien dabei durch neu gebaute Photovoltaik-Anlagen mehr als ausgeglichen worden. 2026 rechnen die Experten bei normalen Witterungsbedingungen wegen neuer Windräder und Solarparks mit einem weiteren Anstieg der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. 

BDEW: Energiewende konsequent fortführen 

Der Energiewirtschaftsverband BDEW mahnte eine konsequente Fortführung der Energiewende an. Sie sei die Grundlage für die Zukunftsfähigkeit und die Widerstandsfähigkeit des Wirtschaftsstandorts, sagte die Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung, Kerstin Andreae. „Die Erneuerbaren stehen im Zentrum unserer zukünftig klimaneutralen Energieversorgung.“ Es sei wichtig, am 80-Prozent-Ziel und am Ausbautempo der erneuerbaren Energien festzuhalten. 

In Deutschland soll der Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch bis 2030 auf 80 Prozent gesteigert werden. 

Der Zubau der erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung sei trotz Wirtschaftskrise auch 2025 auf hohem Niveau fortgesetzt worden, betonte ZSW-Chef Frithjof Staiß. Dies unterstreiche die Robustheit des bisherigen Transformationspfads. Wichtig sei ein weiterer Ausbau von Wind an Land, Photovoltaik, Offshore-Wind sowie Batteriespeichern und Biomassekraftwerken. Staiß sprach sich außerdem für den raschen Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft aus.

Der Bericht verweist darauf, dass der Erdgasverbrauch in den 27 EU-Mitgliedsstaaten weiterhin hoch bleibt. Demnach lag der Bedarf bei 332 Milliarden Kubikmetern, von denen 273 Milliarden Kubikmeter importiert wurden. Aus Sicht der EBA zeigt diese Entwicklung, wie notwendig der Ausbau heimischer erneuerbarer Gase ist. Biogas und Biomethan könnten die strategische Abhängigkeit von Importen mindern und gleichzeitig die Transformation weg von fossilen Energieträgern unterstützen.

Eine zusätzliche Herausforderung betrifft laut EBA die Stromerzeugungskapazitäten in der EU. Trotz steigenden Bedarfs an flexiblen Lösungen sei die verfügbare Leistung von 424.000 MW im Jahr 2012 auf rund 380.000 MW im Jahr 2023 gesunken. Biogas könne in Zeiten geringer Solar- und Windstromerzeugung einen Beitrag zum Netzausgleich leisten, da es unabhängig von Wetterbedingungen verfügbar sei.

Leichter Produktionsanstieg

Für das Jahr 2024 weist der Report eine Produktion von 22 Milliarden Kubikmetern Biogas und Biomethan in Europa aus, nach 21,7 Milliarden Kubikmetern im Vorjahr. Rund 19 Milliarden Kubikmeter entfielen auf die EU-Staaten. Diese Menge entspreche dem kombinierten Binnengasbedarf Belgiens, Dänemarks und Irlands, schreibt die EBA. Biomethan wachse innerhalb des Sektors am stärksten und erreichte 5,2 Milliarden Kubikmeter. In der EU lag die Produktion bei 4,3 Milliarden Kubikmetern. Die installierte Kapazität in Europa betrug Anfang 2025 rund 7 Milliarden Kubikmeter pro Jahr.

Zum Jahresende 2024 arbeiteten in den EU-Ländern 1.620 Biomethananlagen, 111 mehr als 2023. Laut EBA sind mindestens 86 Prozent dieser Anlagen an das Gasnetz angeschlossen. Zudem weite sich die Zahl der Länder mit Biomethanproduktion aus. Insgesamt produzieren nun 25 Staaten Biomethan, darunter Portugal seit 2022, Litauen und die Ukraine seit 2023 und Polen seit 2025.

Private Investitionen brauchen Sicherheit

Privates Kapital bleibe laut Report zentral für den Ausbau. Bis 2030 seien bereits 28,4 Milliarden Euro in Biomethanprojekte investiert worden, teilt der Verband mit. Die durchschnittliche Kapazität einer Biomethananlage liege bei 483 Kubikmetern pro Stunde und damit deutlich über der von Anlagen zur kombinierten Strom- und Wärmeerzeugung.

Die EBA hebt zudem Veränderungen bei den eingesetzten Rohstoffen hervor. Der Trend gehe hin zu nachhaltigen Stoffen mit hohen Treibhausgaseinsparungen, darunter landwirtschaftliche Reststoffe, organische Abfälle aus Kommunen, Klärschlamm und industrielle Nebenprodukte.

Europa erzeugte 2024 rund 25 Millionen Tonnen Gärreste. Diese Materialien würden zunehmend als Bodenverbesserer und als organischer Dünger genutzt. Laut EBA haben Gärreste das Potenzial, 17 Prozent der stickstoffbasierten Düngemittel in der EU zu ersetzen. Bei fortgesetztem Wachstum könne der Anteil bis 2040 auf über 65 Prozent steigen.

Aus Sicht des Verbands braucht der Sektor stärkere politische Koordination. Die EBA verweist auf die Notwendigkeit konsistenter und verlässlicher Vorgaben seitens EU-Institutionen und nationaler Regierungen. Ein mögliches dreiseitiges Biogas-Abkommen könne den Ordnungsrahmen verbessern und die Voraussetzungen schaffen, um die Nachfrage nach erneuerbaren Gasen zu decken und das Wachstum des Sektors zu stabilisieren.

Der EBA Statistical Report 2025 kann in englischer Sprache auf der Internetseite der EBA bezogen werden.

Die beteiligten Partner aus Handwerk, Industrie, Energieberatung, Verbraucherzentrale und Verbänden sollen neue Informations- und Beratungsangebote erarbeiten, damit Eigentümer und Mieter schneller passende Lösungen finden. Außerdem sind, so das Ministerium weiter, Aktionen im ganzen Bundesland geplant. 16 Aktionstage sind im kommenden Jahr angesetzt, um den Heizungskeller der Zukunft direkt in die Regionen zu bringen. 

Die Initiative setzt auf gemeinsame Strukturen, damit Entscheidungen zu Heiztechnik einfacher fallen. Das Wirtschaftsministerium betont, dass viele Wärmequellen in Nordrhein-Westfalen bislang ungenutzt bleiben. Dazu gehören Erdwärme, Abwasserwärme oder Abwärme aus Betrieben und Rechenzentren.

Die Landesregierung will diese Quellen stärker einbinden und verweist auf Kooperationen sowie neue Unterstützungsangebote. Diese reichen von Musterverträgen über Beratungen bis hin zu Praxisbeispielen, die Unternehmen zur Nutzung von Abwärme motivieren sollen.

Stärkerer Fokus auf Abwärmenutzung

Das Land erwartet, dass Abwärme künftig bis zu 25 Prozent der Wärme in den Netzen liefern kann. Unternehmen sollen externe Beratung erhalten, um technische und wirtschaftliche Potenziale besser einschätzen zu können. 

Die Wärmewende soll nicht nur einzelne Gebäude, sondern ganze Nachbarschaften einbeziehen. Die Landesregierung will dabei Wärmegenossenschaften stärker in den Fokus rücken. Diese sollen, so der Plan, stabile Preise und gemeinschaftliche Investitionen in moderne Versorgungskonzepte ermöglichen. Nordrhein-Westfalen weitet dafür den bisherigen Bürgerenergiefonds aus, der bislang Stromprojekte unterstützte.

Zukünftig will die Landesregierung das finanzielle Risiko der Vorplanung von gemeinschaftlichen Wärmeprojekten übernehmen, wie es aus dem Landeswirtschaftsministerium heißt. Bürger könnten dadurch prüfen, ob sich genossenschaftliche Lösungen für ihr Quartier eignen, ohne eigenes Planungsrisiko übernehmen zu müssen.

Orientierung im Heizungsdschungel

Neben Quartierslösungen richtet das Bündnis seinen Blick auch auf einzelne Haushalte. Viele Eigentümer und Mieter stehen vor der Frage, welche Technik künftig sinnvoll ist. Das neue Angebot möchte genau hier ansetzen und den Entscheidungsprozess vereinfachen. Informationsmaterial, Beratungstools und regionale Veranstaltungen sollen konkrete Orientierung geben. Dabei geht es sowohl um technische Möglichkeiten als auch um praktische Schritte wie Modernisierung oder Effizienzsteigerung.

Laut Ministerium profitieren alle Bevölkerungsgruppen. Das gelte für Eigentümer, für Mieter und für Nachbarschaften, die gemeinsame Wege einschlagen wollen. Die zentrale Botschaft laute: Moderne Heiztechnik soll dauerhaft, bezahlbar und klimafreundlich sein. Neubaur betonte, dass Nordrhein-Westfalen bereits 13 Prozent der Wärmepläne abgeschlossen hat und damit bundesweit weit vorne liegt. Die Landesregierung sieht darin eine Bestätigung ihres Ansatzes.

Leitlinien für den Umbau der Wärmeversorgung

Das Wirtschaftsministerium legte außerdem ein Positionspapier vor, das sieben Leitlinien für die Wärmewende formuliert. Dazu gehören etwa der verstärkte Einsatz heimischer Energiequellen, individuelle Wahlfreiheit bei der Heiztechnik und die Nutzung aller verfügbaren Wärmequellen im Land.

Das Papier hebt zudem die Rolle kleiner Effizienzmaßnahmen hervor, von abgedichteten Fenstern bis hin zu modernisierten Heizkörpern. Auch die Bedeutung von Nahwärmenetzen wird darin bekräftigt, die lokale Wärmequellen erschließen und Kosten reduzieren können.

Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf erneuerbarer Wärme im Einfamilienhaus. Luft- oder Erdwärme sollen über eine Wärmepumpe direkt im Gebäude nutzbar werden. Das Positionspapier formuliert zudem den Anspruch, dass Mieter durch effizientere Technik spürbare Einsparungen erzielen können, ohne auf Komfort zu verzichten.

Die „Positionen für eine erfolgreiche Wärmewende in NRW“ sind über die Internetseite des Landeswirtschaftsministeriums einsehbar.

Eine Reihe von Netzbetreibern haben laut LBD bereits ihre Betriebspraxis an den Zuma-Anforderungen gespiegelt. Aber auch einige der für Kommunen tätigen Anwaltskanzleien hätten sich daran orientiert oder zumindest einige der neuen Auswahlkriterien übernommen.

In den Vorbemerkungen zur neuen Fassung weisen die Autoren darauf hin, dass eine große Novelle des Konzessionsrechts noch ausstehe, „mit der ein klares, konsistentes Regelwerk geschaffen wird, das die Konsequenzen aus Klimaschutz und Energiewende und insbesondere der kommunalen Wärmeplanung für die Vergabe der Strom- und Gaskonzessionen zieht.“

Gerade bei den Gasnetzen löse die aktuelle Regulierung nicht das Problem, dass im Zuge der Transformation die Gaskonzessionen nicht mehr wirtschaftlich interessant seien. Deshalb müsse man für eine Version 3.0 noch auf wesentliche Klarstellungen des Gesetzgebers warten.

Besonderes Augenmerk auf Krisensituationen

Die Zuma-Arbeitsgruppe unter der Leitung von Christof Schorsch von LBD und Rechtsanwalt Mirko Sauer von Brahms Nebel & Kollegen hat gegenüber der vorangegangenen Version 2.0 redaktionelle Anpassung vorgenommen, aber auch den Inhalt ergänzt. So wurde beispielsweise „Krisenfolgemanagement und Krisenbegleitung“ als neues Kriterium eingeführt.

Damit wollen die Autoren der Tatsache Rechnung tragen, dass sich Sabotageakte gegen kritische Infrastrukturen häufen und die Gefahr von Versorgungsunterbrechungen zunimmt. Als Beispiel nennen sie den Stromausfall in Berlin- Köpenick im September 2025, nachdem ein Brandanschlag auf zwei Strommasten verübt wurde. Von dessen Folgen waren rund 50.000 Haushalte und Gewerbebetriebe betroffen. Außerdem fielen Handynetze, Notrufnummern und der ÖPNV aus.

Die Berater und Juristen verweisen vor diesem Hintergrund auf Paragraf 3 der Konzessionsabgabenverordnung (KAV), der Regelungen zu anderen Leistungen als Konzessionsabgaben trifft. Eine Kommune dürfe „im Rahmen des nach § 3 KAV Zulässigen vom Bieter erwarten, dass er im Sinne der Verbraucherfreundlichkeit über Konzepte, Maßnahmen und Prozesse verfügt, mit denen die Krisenfolgen abgemildert und die davon betroffenen Verbraucherinnen und Verbraucher begleitet werden“, heißt es von Seiten der Autoren.

Für die einzelnen Kriterien zur Bewertung von Bietern sieht der Zuma-Katalog die Vergabe von Punkten vor. So ist als eine Anforderung formuliert: „Bei Nachweis eines geeigneten Krisenmanagement- und Krisenkommunikationskonzepts erhält der Bieter Punkte. Von der Kommune positiv bewertet wird ein umfassendes, ambitioniertes Konzept für die effektive Gewährleistung der Versorgungssicherheit im Krisenfall. Der Bieter mit dem dahingehend besten Konzept erhält die Maximalpunktzahl.“ Auch für die vertragliche Verpflichtung im Konzessionsvertrag, das Sicherheitskonzept weiterzuentwickeln, erhält der Bieter Punkte.

Insgesamt umfasst die Liste der Marktstandards 45 Kriterien, die in fünf Kategorien eingruppiert sind: Versorgungssicherheit des Netzbetriebs, Preisgünstigkeit und Effizienz des Netzbetriebs, Verbraucherfreundlichkeit des Netzbetriebs, Umweltverträglichkeit und Treibhausgasneutralität des Netzbetriebs sowie Konzessionsvertrag.

Die Autoren betonen, dass der Zuma-Katalog seit seinem ersten Erscheinen im Jahr 2020 als „Open Source“ gedacht war und deshalb auch keinen Copyright-Vermerk der LBD-Beratungsgesellschaft trägt.

Es handelt sich laut EnBW um das erste Brennstoffzellensystem von Bloom Energy, das in Deutschland installiert ist. Diese Anlage kann für kommunale und industrielle Anwendungen eingesetzt werden. Das Besondere an der Anlage ist der hohe elektrische Wirkungsgrad von über 60 Prozent, teilte die EnBW dazu weiter mit. Sie hat eine elektrische Leistung von 300 kW und eine thermische Leistung von bis zu 160 kW. „Damit kann sie rechnerisch jährlich rund 850 Zwei- bis Dreipersonenhaushalte mit Strom und etwa 65 Einfamilienhäuser mit Wärme versorgen“, erläutert Markus Edel, EnBW-Konzernexperte für Brennstoffzellen.

Das dort installierte System ist nach Informationen des Karlsruher Energieversorgers „einfach skalierbar und kann individuell an den Bedarf angepasst werden – ob für Industrie, Kommunen oder Rechenzentren“. Mit der Anlage in Bruchsal will das Unternehmen Langzeitdaten zur Effizienz, Robustheit und Wirtschaftlichkeit der Technologie sowie zur Einsparung von CO2-Emissionen sammeln.

Die Brennstoffzellenanlage in Bruchsal soll Landzeitdaten liefern

Die Brennstoffzellenanlage besteht aus sechs Modulen, die aus Erdgas und Sauerstoff Strom erzeugen. Derzeit wird der Strom für den Eigenbedarf des Geothermiekraftwerks genutzt und der Überschuss ins Netz eingespeist. Die beim elektrochemischen Prozess entstehende Wärme wird aus den Modulen abgeleitet und ins Nahwärmenetz übertragen. Die Anlage ist H2-ready und kann auf den Betrieb mit Wasserstoff umgestellt werden. Aktuell läuft die Anlage mit Erdgas. 

„Der Standort entwickelt sich mehr und mehr zu einem Energie- und Innovationspark“, so Thomas Kölbel, Geschäftsführer der Geothermie-Gesellschaft Bruchsal GmbH. „Neben dem bestehenden Geothermie-Kraftwerk und den Forschungsprojekten zur Lithiumgewinnung ergänzt die Brennstoffzelle die Möglichkeiten für eine nachhaltigere regionale Strom- und Wärmeversorgung.“

Die Geothermie-Anlage ging im Jahr 2009 als erstes Kraftwerk dieser Art in Baden-Württemberg in Betrieb. Ursprünglich als Forschungsprojekt konzipiert, wurde sie bald für die wirtschaftliche Stromerzeugung genutzt. Im Jahr 2012 gründeten die EnBW und die Stadtwerke Bruchsal die Geothermie-Gesellschaft Bruchsal GmbH. Seit 2019 liefert das Kraftwerk zusätzlich Wärme an angrenzende Kunden. Die Geothermieanlage hat aktuell eine thermische Leistung von 7 MW und eine elektrische Leistung von 0,58 MW.

Bloom Energy ist ein börsennotiertes US-Unternehmen mit Hauptsitz im Silicon Valley, das stationäre Energieerzeugungssysteme auf Basis von Festoxid-Brennstoffzellentechnologie entwickelt, produziert und vertreibt. Der Kern des Produktportfolios ist der „Bloom Energy Server“, eine modulare Kraftwerkseinheit zur Vor-Ort-Stromversorgung, die auf einem elektrochemischen Prozess basiert und ohne Verbrennung aus verschiedenen Brennstoffen elektrische Energie erzeugt.

Dafür planen die Stadtwerke die Vermessung des Untergrundes im gesamten Erfurter Stadtgebiet sowie in angrenzenden Gemeinden, ein Gebiet, das das insgesamt 136 Quadratkilometer umfasst. Ziel ist die Potenzialerkundung für die Nutzung von Tiefengeothermie als Quelle für die Fernwärmeversorgung der thüringischen Landeshauptstadt.

Geplant ist eine seismische Messkampagne mit bis zu 700 Kilometer Messstrecke. Dabei sollen 17 Vibrationsfahrzeuge zum Einsatz kommen, die seismische Wellen erzeugen. Rund 19.000 Geophone erfassen die reflektierten Signale, die in einem digitalen Modell des Untergrunds bis in etwa 7.000 Meter Tiefe ausgewertet werden.

Erste Erkundungsbohrung frühestens 2028

Insgesamt sollen ab Mitte März bis zu 70 Fachleute, aufgeteilt auf drei Teams, gleichzeitig vor Ort im Einsatz sein. Gearbeitet wird in der Regel tagsüber, in Ausnahmefällen auch abends oder nachts. Geplant sind, je nach Witterung, 55 bis 65 Arbeitstage.

Die Auswertung der Daten soll dann bis Ende 2026 abgeschlossen sein. Erst danach entscheiden die Stadtwerke über die nächsten Schritte, einschließlich möglicher Bohransatzpunkte und Technologien zur Wärmegewinnung. Eine erste Erkundungsbohrung könnte frühestens 2028 erfolgen.

Das Projektvolumen liegt bei 5,8 Millionen Euro. Davon übernimmt das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) über den Projektträger Jülich 2,4 Millionen Euro. Die restlichen 3,4 Millionen Euro werden aus Eigenmitteln der Stadtwerke finanziert.

Den Auftrag für die seismische Messung hat die polnische Geofizyka Torun S. A. erhalten. Für das sogenannte Permitting – die Abstimmung mit Grundstückseigentümern, Landwirtschaft und Kommunen – ist die GEO-Service K. Bittner GmbH aus Walsrode zuständig. Dieses beginnt bereits im Dezember 2025.

Um die Verlegung des Kabels hatten Umweltschützer lange mit Unternehmen und Behörden vor Gericht gestritten. Die Deutsche Umwelthilfe (DUH) kritisierte, das Kabel verlaufe durch ein Schutzgebiet und die Bauarbeiten könnten dort ein seltenes Steinriff unwiederbringlich beschädigen. Das niedersächsische Oberverwaltungsgericht (OVG) in Lüneburg hatte im Sommer in einer Eil-Entscheidung den Weg für die Kabelverlegung frei gemacht. 

Zweites Bohrloch soll gebohrt werden 

Die Versorgung der Förderplattform mit erneuerbarer Energie ist laut One-Dyas wichtig, da so während der Produktionsphase nahezu keine Emissionen entstünden. So sollen die CO2-Emissionen der Gasproduktion insgesamt reduziert werden. „Damit unterstützt diese Erdgasförderung die Klimaziele, die auf eine Emissionsreduzierung abzielen“, teilte One-Dyas mit. Bislang wurde die Gasförderung auf der Plattform vor Borkum über Gasgeneratoren betrieben. 

Künftig soll der Windstrom laut dem Unternehmen auch dafür genutzt werden, weitere Bohrlöcher zu bohren. Dafür sei eine mobile Bohrplattform, die vorübergehend an die Förderplattform angeschlossen wird, auf einen elektrischen Betrieb umgerüstet worden. Mit der Bohrung eines zweiten Bohrlochs solle in Kürze begonnen werden, teilte One-Dyas weiter mit. Bislang wird aus dem grenzüberschreitenden Vorkommen allein auf niederländischem Staatsgebiet Gas gefördert. 

Wie viel Gas gefördert werden kann 

One-Dyas-Chef Chris de Ruyter van Steveninck verwies in einer Mitteilung zudem darauf, dass die Gasförderung vor Borkum einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit leiste. „Solange Nachfrage nach Erdgas besteht, nehmen wir gemeinsam mit der niederländischen und deutschen Regierung unsere Verantwortung wahr“, sagte er. „Die vollständige Elektrifizierung von N05-A erhöht die Nachhaltigkeit von Nordsee-Erdgas im Vergleich zu importiertem Erdgas aus Ländern, von denen wir lieber nicht vollständig abhängig sein möchten.“ 

Die Erdgasplattform vor Borkum, die etwa 20 Kilometer vor der Insel in der Nordsee liegt, soll im Regelbetrieb etwa 2 Milliarden Kubikmeter Erdgas pro Jahr produzieren. Das entspricht laut One-Dyas 7 Prozent des niederländischen und mehr als 2,5 Prozent des deutschen Gasbedarfs. One-Dyas hat aber noch weitere Felder in der Nähe im Blick. Das Gesamtvolumen des sogenannten GEMS-Gebietes wird auf 50 bis 60 Milliarden Kubikmeter geschätzt. 

Umweltverbände und auch Teile der niedersächsischen Landesregierung sind gegen die neue Gasförderung, die in einem Gebiet nahe dem Niedersächsischen Nationalpark Wattenmeer erfolgt. Auf Borkum ist die Sorge groß, dass die Gasförderung auch Umweltfolgen für die Insel und das benachbarte Unesco-Weltnaturerbe Wattenmeer haben könnte.

 
Das Phänomen negativer Strompreise ist inzwischen keine Seltenheit mehr. Im Jahr 2025 lag der Strompreis in Deutschland insgesamt 457 Stunden im negativen Bereich. Negative Strompreise entstehen, wenn das Angebot an erneuerbarem Strom die Nachfrage übersteigt, was dazu führt, dass Produzenten für den Stromverkauf bezahlen müssen. Die Strompreise an der Börse unterliegen starken Schwankungen. In der Vergangenheit wurden Extremwerte von bis zu rund 2.437 Euro pro Megawattstunde erreicht, während der niedrigste Preis bei etwa -500 Euro lag. Ab 2025 sind Energieversorger gesetzlich verpflichtet, ihren Kunden dynamische Stromtarife anzubieten. Dies soll die Endverbraucherpreise enger mit der Preisentwicklung an der Strombörse abstimmen und könnte zu einer faireren Preisgestaltung führen. Allerdings macht der Börsenstrompreis nur einen Teil des Endverbraucherpreises aus, da Steuern, Zuschläge und Netzentgelte einen erheblichen Anteil ausmachen.

Auch das nun abgelaufene Geschäftsjahr 2024/2025 lag mit einem Adjusted Ebit von 360 Millionen Euro (2024: 426 Millionen Euro) unter den beiden Vorjahren und dabei vor allem unter dem Rekordjahr 2023, wo 880 Millionen Euro – bedingt durch Sondereffekte - erzielt wurden.

Im Vergleich über zehn Jahre schneide das Ergebnis für 2024/2025 aber gut ab, betonte Clemens, der das Geschäftsjahr als ein Jahr mit einem „soliden Ergebnis in herausforderndem Umfeld“ beschrieb. Auch der bereinigte Umsatz liegt mit 6,1 Milliarden Euro unter dem Vorjahreswert von 7,2 Milliarden Euro. Grund dafür seien unter anderem rückläufige Großhandelspreise.

Es gibt keine Sondereffekte aus der Energiekrise mehr

Der Blick auf die einzelnen Berichtssegmente der MVV Energie zeigt folgendes Bild: Im Bereich „Kundenlösungen“ habe sich bemerkbar gemacht, dass es keine Sondereffekte aus der Entwicklung an den Großhandelsmärkten gab, wie noch in den Jahren davor. Es sei zu erwarten gewesen, dass diese Mehrerlöse sich nicht wiederholen werden, betonte Clemens. Auch die Ergebnisbeiträge aus dem Privat- und Gewerbekundengeschäft lagen unter Vorjahresniveau, wohingegen die vergleichsweise kühlere Witterung sich positiv ausgewirkt habe.

Im Segment „Neue Energien“ sei das Projektentwicklungsgeschäft 2025 rückläufig gewesen, erklärte der neue MVV-CEO. Hintergrund sei eine deutlich spürbare Zurückhaltung bei Investitionen, insbesondere in den USA. Auch die Ergebnisbeiträge aus dem Umweltgeschäft seien geringer ausgefallen, wobei sich hier eine geringere Anlagenverfügbarkeit und niedrigere Stromerlöse sowie ein im Vergleich zum Vorjahr geringeres Windaufkommen bemerkbar machten.

Das dritte Segment „Erzeugung und Infrastruktur“ lieferte laut Clemens positive Ergebnisse, dank einer besseren Anlagenverfügbarkeit und regulatorisch bedingt höheren Erträgen bei den Netzgesellschaften. Vor allem das Kieler Gasheizkraftwerk habe von einer flexiblen Anlagenfahrweise und günstigen Witterungsbedingungen profitieren können.

Die Investitionen der MVV sind 2025 mit 501 Millionen Euro höher ausgefallen als im Vorjahr (417 Millionen Euro) und sollen 2026 weiter deutlich ansteigen. Dabei könne das Unternehmen aber nicht im luftleeren Raum agieren – sowohl Politik als auch Kunden müssten mitziehen, so Clemens.

Das Ziel, bis 2035 klimapositiv zu sein, bleibe bestehen, ob es erreicht werden kann, hänge aber eben zum einen von den politischen Rahmenbedingungen und zum anderen von der Bereitschaft der Kunden ab, zu investieren. „Wenn sich hier nicht schnell einiges ändert, werden wir unseren ambitionierten Zeitplan überprüfen müssen“, sagte der MVV-Chef.

Als Beispiel nannte er die Wärmewende, bei der die Transformation der Gasnetze einer der entscheidenden Punkte sei. Um Stilllegungs- oder Transformationspläne erstellen zu können, sei für die Gasnetzbetreiber eine zügige Umsetzung der Gasbinnenmarkt-Richtlinie der EU in deutsches Recht notwendig.

An dem von der Bundesregierung vorgelegten Entwurf kritisierte Clemens die Frist von 10 Jahren zwischen Genehmigung des Gasnetz-Entwicklungsplans und möglichen Kündigungen als „viel zu lang“. Konkret könnten dann erst 2037/38 die ersten Gasleitungen stillgelegt werden. Eine Frist von drei bis fünf Jahren sei daher angemessener, vorausgesetzt es gibt Alternativen für die Wärmeversorgung.

Auch für andere Bereiche wie die Stromwende forderte er klare und verlässliche Förderungsmodelle für den Umstieg auf klimafreundliche Energien, damit entsprechende Investitionen sowohl für Unternehmen als auch für Endkunden wirtschaftlich seien.

Mit Blick auf letztere sprach sich Clemens auch für staatliche Härtefallregelungen für weniger vermögende Kunden aus. „Der Umstieg auf erneuerbare Energien rechnet sich auf Dauer – und zwar für alle. Aber zunächst einmal kostet er Geld. Das fordert alle, aber es darf niemanden überfordern“, sagte der MVV-Vorstandsvorsitzende.

Das Unternehmensergebnis lag bei rund 941 Millionen Euro. (Vorjahr: 1,61 Milliarden Euro). Der Rückgang ist unter anderem auf ein niedrigeres Finanzergebnis aufgrund der geringeren Performance des Fonds für die Stilllegung und Entsorgung der Kernkraftwerke (Stenfo) zurückzuführen. Die Bilanzsumme verringerte sich gegenüber dem Vorjahr um 2,62 Milliarden Euro auf 33,82 Milliarden Euro. 

Die langfristig ausgerichtete Strategie würde sich auch in einem anspruchsvollen Umfeld bewähren, teilte Axpo-CEO Christoph Brand zusammenfassend mit: „Wir investieren konsequent in die Schweizer Energieinfrastruktur, bauen die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien aus und entwickeln unser internationales Kunden- und Handelsgeschäft erfolgreich weiter.“

Axpo hat weniger Strom produziert

Die Bruttoinvestitionen beliefen sich auf 708 Millionen Euro (Vorjahr: 545 Millionen Euro), wovon rund 302 Millionen Euro auf die Schweiz entfielen. Axpo erhöhte ihre internationale Kapazität im Solarbereich um 219,5 MW und im Windbereich um 43,5 MW. In Frankreich erhielt das Unternehmen Zuschläge für 163 MW. In Deutschland startete der Bau des 100. Windparks, in Finnland ging der erste Onshore-Windpark nach elf Monaten Bauzeit in Betrieb. In Spanien schloss Axpo die Bauarbeiten an der 200 MW-Klasse des Solarparks Vilecha ab, der 2026 ans Netz gehen soll.

Die Stromproduktion ging um rund 10 Prozent auf 32,4 Milliarden kWh zurück. Dies ist laut den Schweizern insbesondere auf geplante und ungeplante Unterbrechungen bei den Kernkraftwerken Beznau und Gösgen sowie den wetterbedingten Rückgang bei der Stromproduktion aus Wasserkraft zurückzuführen. 

Die Position im internationalen Kunden- und Handelsgeschäft baute Axpo hingegen weiter aus. Axpo entwickelt Produkte und Energielösungen für ihre Kunden – von Privatkunden über KMU bis zu industriellen Großkunden. Das Unternehmen handelt zudem physische Energiemengen und energiebezogene Finanzprodukte an allen wichtigen europäischen Energiemärkten sowie in den USA und in Asien.

Insgesamt verwaltet Axpo ein Portfolio von 85 Milliarden kWh erneuerbarer Energie und beliefert in Italien, Spanien, Portugal und Polen rund 1,7 Millionen Lieferpunkte (Privathaushalte und KMU) mit Strom. Über die vergangenen zehn Jahre trug dieser Geschäftsbereich rund 60 Prozent zum Betriebsergebnis bei und bietet auch für die Zukunft weiteres Wachstumspotenzial. 

Axpo plant in den kommenden Jahren rund 2 Milliarden Schweizer Franken, also rund 2,14 Milliarden Euro, in die Schweizer Energieinfrastruktur zu investieren. Darin noch nicht enthalten ist der mögliche Bau eines Reservekraftwerks im Auhafen in Muttenz. Auch nicht darin enthalten sind die zusammen mit den anderen Aktionären geplanten Investitionen in Unterhalt und Sicherheit der Kernkraftwerke Leibstadt und Gösgen, ebenfalls in Höhe von 2 Milliarden Schweizer Franken.

Der Windpark Minden-Hahlen soll künftig aus drei leistungsstarken Nordex-Anlagen vom Typ N149 bestehen, die an der Nabe 125 Meter hoch sind und zusammen auf 17,1 MW Nennleistung kommen. Sie ersetzen sechs alte Turbinen, die zusammen eine überschaubare, seinerzeit übliche Gesamtleistung von 4,7 MW aufwiesen.

Der modernisierte Park soll laut einer gemeinsamen Pressemitteilung von Teckwerke und Energiequelle Ende 2026 den Betrieb aufnehmen. Die Beteiligten rechnen pro Jahr mit einer Produktion von 35 Millionen kWh, im alten Park waren es etwa 7 Millionen kWh. Der Grünstrom könnte künftig rechnerisch 12.000 Durchschnittshaushalte versorgen. 

Die Beteiligung an dem Projekt ist verschiedenen Gruppen möglich. Wer bei der Bürgerenergie eG mit einem Beitrag von 100 bis 100.000 Euro Mitglied wird, erhält bis zu 4 Prozent Zinsen pro Jahr. Dieser Satz gilt auch für Darlehen ab 2.500 Euro, die allerdings ausschließlich Genossenschaftsmitglieder gewähren können.

Schließlich wirbt das Projekt auch bei Kommunen, Stadtwerken und anderen Investoren um Geld. Die Direktbeteiligung am Windpark beginnt hier bei 200.000 Euro, eine Verzinsung nennen die Teckwerke nicht explizit. Allerdings heißt es, dass bereits fünf andere Energiegenossenschaften dem Projekt beigetreten sind. Damit bleibe der Windpark langfristig in genossenschaftlicher Hand.

Für Energiequelle-Projektleiter Jan Schrobsdorff ermöglicht der erfolgte Übergang der Projektrechte und der Betreibergesellschaft an die Teckwerke eine finanzielle Teilhabe direkt vor Ort. Olaf Essig, Vorstand der Teckwerke Bürgerenergie, betont auch den Beitrag für die regionale Energiewende. Die Zahl der Anlagen halbiere sich – bei fünfmal so großem Stromertrag.

Die Teckwerke sind seit 2011 im Erneuerbaren-Bereich tätig. Die Bürgerenergiegenossenschaft zählt nach eigenen Angaben derzeit gut 1.800 Mitglieder und verfügt über ein Bilanzvolumen von mehr als 12 Millionen Euro. Die Energiequelle GmbH beschäftigt in Europa und Südafrika mehr als 600 Mitarbeitende.

Nach Angaben des Unternehmens folgt er auf Dr. Andreas Reichel, der seinen Vertrag regulär auslaufen lässt und anschließend in den Ruhestand geht. Das Unternehmen erklärt in einer Mitteilung, der Übergang sei geplant. Reichel wird das Unternehmen bis zum Wechsel weiterführen und der Steag Iqony darüber hinaus verbunden bleiben.

Schweppe ist seit rund zwei Jahrzehnten in der Energiewirtschaft tätig. Zuletzt verantwortete er bei Uniper als Executive Vice President Sales und Vorsitzender der Geschäftsführung der Uniper Energy Sales GmbH das kommerzielle Geschäft mit Industriekunden und Stadtwerken. Sein Aufgabenbereich umfasste dort Commodity-Verträge, langfristige kommerzielle Kraftwerksvereinbarungen und die wachsende Sparte erneuerbarer Energien. 

Michael Vassiliadis, stellvertretender Aufsichtsratsvorsitzender, sieht in der Neubesetzung ein Zeichen für eine geordnete Weiterentwicklung des Konzerns. Er beschreibt den anstehenden Wechsel als wichtigen Schritt in die nächste Wachstums- und Transformationsphase.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-Ahead gewann 19 Euro auf 113,75 Euro/MWh im Base und 25 Euro auf 128,75 Euro/MWh im Peak. An der Börse kostete der Day-Ahead 113,44 Euro/MWh in der Grundlast und 128,47 Euro/MWh in der Spitzenlast.

Ausschlaggebend für den Preisanstieg beim Day-Ahead-Base ist das geringere Aufkommen an Erneuerbaren-Strom. Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Freitag nur 9,2 GW erreichen. Für den Berichtstag hatte Eurowind noch 24,7 GW vorhergesagt. Gedämpft wird der Preisanstieg allerdings durch die geringere Last, die für den Freitag prognostiziert wird. Laut MBI Research geht diese auf nur noch 60 GW von 61,3 Gigawatt am Berichtstag zurück.

Für den Samstag und Sonntag erwartet Eurowind wieder deutlich höhere Einspeisemengen von Wind und Solar.

Am langen Ende legte das Strom-Frontjahr um 0,79 auf 83,71 Euro zu.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag deutlich zugelegt. Der Dec 25 gewann bis 13.53 Uhr 1,28 auf 83,70 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 25,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 83,93 Euro, das Tief bei 82,72 Euro.

Händler verwiesen auf den Umstand, dass die Nettolongpositionen an der ICE sich in der vergangenen Woche weiter erhöht und Rekordwerte erreicht haben. Das verweist auf eine positive Stimmung am CO2-Markt. Allerdings steigt zugleich das Risiko eines sehr kräftigen Preisrückgangs.

Erdgas: Ohne klare Tendenz haben sich die europäischen Gaspreise am Berichtstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14 Uhr um 0,10 auf 26,72 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es um 0,25 auf 28,35 Euro nach oben.

Marktteilnehmer verwiesen als Grund für die weiterhin sehr schwachen Preise auf die milden Temperaturen, die manche Wetterdienste bis Mitte Januar für Deutschland und Nordwesteuropa vorhersagen. Allerdings bleiben die Prognosen über einen so langen Zeitraum hinweg noch wenig verlässlich.

Hinzu kommt die gute Versorgungslage. Laut dem Fernleitungsnetzbetreiber Gassco betragen die Lieferungen aus Norwegen für den Berichtstag extrem kräftige 345 Millionen Kubikmeter. An den Vortagen waren ähnlich hohe Liefermengen registriert worden. Laut Gassco dürfte sich der Gasflow aus Norwegen in den kommenden Tagen nur wenig verändern. Zudem sollte die europäische Gasnachfrage über Weihnachten und Neujahr auch wegen der Feiertage eher moderat ausfallen.