Mit der Unterzeichnung schaffen Bund und Unternehmen Rechtssicherheit für die Stilllegung aller Braunkohlekraftwerke der Leag. Der vereinbarte Entschädigungsrahmen umfasst bis zu 1,75 Milliarden Euro. Die Zahlungen knüpfen an klar definierte Bedingungen und Verwendungszwecke.

Der öffentlich-rechtliche Vertrag konkretisiert die Modalitäten der Auszahlung. Er legt fest, in welchen Schritten die Entschädigung fließt und an welche Nachweise die Mittelverwendung gebunden ist. Der Bund zahlt die Mittel in Vorsorgegesellschaften ein, die eine zweckgebundene Verwendung sicherstellen.

Garantien im Vertragswerk schließen eine anderweitige Nutzung der Gelder aus. Die Mittel dürfen ausschließlich für Rekultivierungsmaßnahmen eingesetzt werden, die das Kohleverstromungsbeendigungsgesetz (KVBG) vorgibt. Der Vertrag stärkt nach Auskunft des BMWE damit die Kontrolle des Bundes über die Verwendung der Entschädigung.

EU-Kommission hatte zuvor die Regelungen freigegeben

Die Europäische Kommission hatte zuvor am 18. November die Entschädigungsregelung für den geplanten Ausstieg der Leag beihilferechtlich freigegeben (wir berichteten). Das Unternehmen mit Sitz in Cottbus betreibt Braunkohlekraftwerke und Tagebaue in Brandenburg und Sachsen. Die EU bewertet die vorgesehenen Zahlungen von bis zu 1,75 Milliarden Euro als vereinbar mit den beihilferechtlichen Vorgaben und dem europäischen Binnenmarkt.

Der Bundestag hatte zuvor die entsprechenden Anpassungen im KVBG beschlossen und dem novellierten öffentlich-rechtlichen Vertrag mit der Leag zugestimmt. Nach Angaben des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWE) bildet diese nationale Rechtsgrundlage die Voraussetzung dafür, dass Brüssel die Zahlungen genehmigt. Ministerin Katherina Reiche erklärte, die Entscheidung aus Brüssel schaffe für die Lausitz verlässliche Bedingungen für den weiteren Strukturwandel.

Dieses Förderprogramm wurde im Jahr 2011 gestartet. Bislang wurden darüber 1.800 Quartiere mit insgesamt 185 Millionen Euro gefördert. Ende des Jahres 2023 wurde das Programm gestoppt, weil das Bundesverfassungsgericht den Bundeshaushalt für 2021 für nichtig erklärte, was damals zu einem Mittelstopp durch das Finanzministerium führte. Nun gibt es wieder Geld für das Programm.

Das Programm fördert Konzepte für energetische Sanierungen und für die Dekarbonisierung der Energieversorgung im Quartier sowie ein Sanierungsmanagement, das die Umsetzung dieser Konzepte begleitet.

Das neu aufgelegte KfW-Förderprogramm „KfW 432“ verstehen das Ministerium und die KfW als ein integratives Förderprogramm, daher wurde es in manchen Punkten geändert. Es soll unter anderem die Kommunale Wärmeplanung (KWP) künftig sinnvoll mit unterstützen.

Das Vorhandensein einer abgeschlossenen Wärmeplanung ist aber keine Fördervoraussetzung, die Förderung zur energetischen Stadtsanierung kann daher auch beantragt werden, wenn es noch keine KWP gibt. Bestimmte Maßnahmen sind zudem nicht förderfähig über das Programm KfW 432, dazu gehören reine sektorale Machbarkeitsstudien, zum Beispiel für Wärmenetze. Denn solche Studien werden über die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) abgedeckt. 

Im Rahmen des Programms erhalten Kommunen Zuschüsse von bis zu 75 Prozent der förderfähigen Ausgaben. In Haushaltsnotlagen, das ist eine Neuerung, sind nun bis zu 90 Prozent Förderung möglich. Der Höchstbetrag pro Quartierskonzept beträgt 200.000 Euro. 

Quartiersansatz im Gebäudesektor

Die Bundesregierung knüpft mit der Neuauflage an den im Koalitionsvertrag verankerten Quartiersansatz an. Neben der Minderung von CO2-Emissionen berücksichtigt das Programm weitere Anforderungen an die Stadtentwicklung. Dazu zählen städtebauliche, denkmalpflegerische, wohnungswirtschaftliche und soziale Aspekte.

Auch Maßnahmen zur Klimaanpassung, zur Entwicklung von Stadtgrün oder zum Einsatz digitaler Anwendungen können Bestandteil der geförderten Konzepte sein. Das Programm zielt damit auf eine integrierte Entwicklung von Quartieren und nicht ausschließlich auf Einzelmaßnahmen an Gebäuden.

Das Bundesbauministerium sieht die energetische Stadtsanierung als Baustein für die Umsetzung der kommunalen Wärmeplanung. Quartierskonzepte können als Grundlage dienen, um Wärmeversorgungsoptionen systematisch zu bewerten und schrittweise umzusetzen.

Bundesbauministerin Verena Hubertz betont in einer Mitteilung die Rolle der Kommunen, kommunalen Unternehmen, Stadtwerke und Wohnungswirtschaft. Vor Ort entstünden unterschiedliche Lösungsansätze, die den Energieverbrauch senken und den Einsatz erneuerbarer Energien erhöhen sollen.

Insgesamt stehen für das Programm im Jahr 2025 und – vorbehaltlich des Beschlusses des Haushaltes 2026 – jeweils 75 Millionen Euro zur Verfügung. 

Weitere Informationen finden Interessierte auf der Homepage der KfW unter www.kfw.de/432. 

Die Kreditförderbank KfW hat außerdem ein Merkblatt über die „Energetische Stadtsanierung“ (KfW 432) erstellt und ebenfalls auf der Homepage veröffentlicht.

Gegenüber der Regierungsvorlage ergaben sich insbesondere folgende Änderungen: Das von den Grünen vehement abgelehnte Netznutzungsentgelt für Stromerzeugungsanlagen mit 7 kW Mindestleistung entfiel. Beschlossen wurde stattdessen ein ab 1. Januar 2027 geltender „Versorgungs-Infrastruktur-Beitrag“ (VIB) von maximal 0,05 Cent/kWh. Dieser ist für Anlagen mit einer netzwirksamen Leistung von mehr als 20 kW zu entrichten.

Konkret festgelegt wird der VIB für jede Technologie anhand von Referenzanlagen. Ist der für eine Anlage bezahlte VIB in einem bestimmten Jahr höher als der für die betreffende Technologie festgesetzte Höchstwert, wird die Mehrzahlung auf das Folgejahr angerechnet. Eine Verordung zu den Details ergeht im Lauf des kommenden Jahres. 

Entschärft wurden auch die Vorgaben hinsichtlich der Spitzenkappung. Bei Photovoltaikanlagen darf der jeweilige Verteilnetzbetreiber ab 1. Januar 2026 die netzwirksame Leistung auf maximal 70 Prozent der Nennleistung begrenzen, wenn dies aus Gründen der Netzsicherheit erforderlich ist.

Im ElWG-Entwurf der Bundesregierung war eine Begrenzung auf 60 Prozent der Nennleistung enthalten gewesen. Für Windkraftanlagen wiederum gilt ab 1. Januar 2027 eine mögliche Einschränkung der netzwirksamen Leistung auf mindestens 85 Prozent. Auch darf der durch die Spitzenkappung verursachte Verlust der Stromproduktion nicht mehr als 1 Prozent statt wie ursprünglich vorgesehen 2 Prozent der jährlichen Erzeugung betragen. 

Ferner haben ab 1. April 2026 nunmehr 284.000 statt 240.000 Haushalte Anspruch auf den sogenannten „Sozialtarif“ von 6 Cent/kWh für höchstens 2.900 kWh pro Jahr. Bei Anspruchsberechtigten, die an einer Energiegemeinschaft teilnehmen, wird der in diesem Rahmen bezogene Strom aus erneuerbaren Energien nicht auf die Höchstmenge angerechnet.

Ab 1. Januar gilt die staatliche „Preis-runter-Garantie“
Weitere Details zum Zeitplan der Umsetzung des als „Billigstromgesetz“ bezeichneten ElWG präsentierten Wirtschaftsminister Wolfgang Hattmannsdorfer und Staatssekretärin Elisabeth Zehetner (beide ÖVP) am 12. Dezember. Ihnen zufolge gilt ab 1. Januar 2026 die sogenannte „Preis-runter-Garantie“. Mit dieser werden Stromlieferanten verpflichtet, binnen sechs Monaten nach dem Absinken eines fiktiven, aus mehreren Börsenpreisen zusammengestellten Großhandelspreises ihre Endkundenpreise zu verringern. Genaueres wird per Verordnung geregelt.

Ab 1. Januar 2027 gilt die neue Struktur für die Netztarife. Von diesem Zeitpunkt an wird die von den Haushalten benötigte Leistung anhand mit der mit den Smart Metern gemessenen Werte verrechnet. Die Details legt die Regulierungsbehörde E-Control im Lauf des Jahres 2026 per Verordnung fest. 

Selbstlob mit Fragezeichen 

Einmal mehr betonten Hattmannsdorfer und Zehetner, das ElWG bringe die größte Reform des österreichischen Strommarktes seit über 20 Jahren mit sich. Das nun beschlossene Gesetz entspreche zu etwa 90 Prozent dem ursprünglichen Entwurf. Ferner lobten sie das Arbeitstempo ihrer Regierung: Sie habe binnen weniger Monate zustande gebracht, was der vorigen Koalition nicht gelungen sei. Diese Feststellung ist nicht ohne Pikanterie: Die vorige Regierung bestand aus den Grünen und der ÖVP. 

Zur Frage der Redaktion, ob er die nun gute Gesprächsbasis mit den Grünen nutzen wolle, um das Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungs-Gesetz (EABG) bald zu beschließen, konstatierte Hattmannsdorfer: „Ich will eine gute Gesprächsbasis mit allen Parteien.“ Dies gelte auch hinsichtlich der rechtsgerichteten Freiheitlichen Partei, mit der die Koalition letztlich ergebnislos über das ElWG verhandelt hatte. Das EABG werde dem ElWG „zeitnahe“ folgen, versicherte der Minister. 

E-Wirtschaft weitgehend zufrieden 

Der Elektrizitätswirtschaftsverband Oesterreichs Energie zeigte sich mit dem ElWG zufrieden. „Vor knapp zwei Jahren wurde die erste Fassung des Elektrizitätswirtschaftsgesetzes in Begutachtung geschickt. Wir begrüßen, dass es nun endlich eine Einigung gibt“, konstatierte Generalsekretärin Barbara Schmidt.

In einem am 11. Dezember an die Kommission übermittelten Schreiben verweist der Verband auf bestehende regulatorische, finanzielle und administrative Hemmnisse, die den Ausbau der Geothermie in Europa bremsen. Unterzeichnet wurde der Brief von 146 Unternehmen und Organisationen aus der gesamten Wertschöpfungskette, darunter Energieversorger, Forschungsinstitute, Industrieunternehmen und kommunale Akteure.

Nach Darstellung des EGEC bleibt Europa beim Ausbau der Geothermie deutlich hinter anderen Weltregionen zurück, obwohl die Technologie ihren Ursprung in Europa habe. Ohne ein koordiniertes politisches Vorgehen drohten Einbußen bei Versorgungssicherheit, industrieller Wettbewerbsfähigkeit und technologischer Souveränität. Die Unterzeichner fordern deshalb einen strategischen Rahmen, der alle Anwendungsfelder der Geothermie umfasst – von Stromerzeugung über Wärme und Kälte bis hin zu Speicherung und der Gewinnung kritischer Rohstoffe wie Lithium.

Konkret verlangt der Aufruf unter anderem schnellere und einheitlichere Genehmigungsverfahren sowie verbesserte Investitionsbedingungen. Weiterhin eine stärkere europäische Koordinierung von Forschung, Innovation und Wissensaustausch. Eine klare politische Festlegung auf die Geothermie könne nach Ansicht der Unterzeichner private Investitionen mobilisieren und den Markthochlauf beschleunigen.

Zu den Unterzeichnern zählen auch Akteure aus Deutschland. Dazu gehören neben anderen auch der Verband Kommunaler Unternehmen, der Bundesverband Erdgas, Erdöl und Geoenergie, der Bundesverband Geothermie. Ebenfalls beteiligt sind die Versorger EnBW und die Stadtwerke München. Aus dem Bereich Forschung und Wissenschaft unterstützt unter anderen das Fraunhofer IEG, Institut für Energieinfrastrukturen und Geothermie, den Aufruf.

Der EGEC betont, dass Geothermie als grundlastfähige, wetterunabhängige und lokal verfügbare Energiequelle einen relevanten Beitrag zur Dekarbonisierung von Wärmeversorgung, Industrie und Stromsystem leisten könne. Die Unterzeichner erklären ihre Bereitschaft, an der Ausarbeitung einer europäischen Geothermie-Strategie mitzuwirken und fachliche Expertise in den weiteren politischen Prozess einzubringen.

Der Brief „The urgent need for a European Geothermal Strategy and Action Plan” steht als Download zur Verfügung.

Der Lebensmittehändler bringt in die Zusammenarbeit seine Standortstrukturen, die Nähe zu Millionen Kunden und sein bundesweites Netz aus Rewe- und Penny-Märkten ein. Electra will die Investitionen übernehmen, die Anlagen errichten und später den Betrieb der Ladeparks führen. Ab 2026 wollen sie erste Standorte öffnen und das Netz schrittweise erweitern. Welche Märkte zu Beginn dazugehören, wollen sie im weiteren Verlauf festlegen.

„Mit der Rewe Group gewinnen wir einen starken Partner, der Nachhaltigkeit lebt und täglich Millionen Menschen erreicht“, sagt Jonas Kossendey, Head of Sales Germany von Electra. Er ordnet Elektromobilität als Teil des Einkaufserlebnisses ein, der durch die Kooperation leichter zugänglich werde.

Electra beschreibt seine Ladeparks als öffentlich zugänglich und hebt transparente Preise sowie eine einfache Nutzung hervor. Ergänzend entwickelt das Unternehmen technische Lösungen für Standorte mit begrenzter Netzkapazität. Dazu zählen Batteriespeicher sowie digitale Anwendungen, die Ladevorgänge mit bestehenden Kundenprogrammen verbinden. Die Partner verfolgen damit das Ziel, verlässlich zu laden, auch wenn die lokale Netzanbindung eingeschränkt ist.

Electra gibt an, heute europaweit über 600 Ladeparks und rund 3.500 Schnellladepunkte zu betreiben. Bis 2030 soll diese Zahl auf 15.000 Ladepunkte steigen, wobei der deutsche Markt eine zentrale Rolle spielt.

Nach Angaben des Unternehmens unterstützen Investoren und Programme sowie Initiativen der Europäischen Kommission den Ausbau. Branchenunternehmen wie Vinci Autoroutes, Ahold Delhaize oder Stellantis nutzen nach eigenen Angaben bereits die Ladeangebote von Electra.

Das Unternehmen mit Sitz in Überlingen hat auch die übrige Klientel im Auge: „Laufzeitverträge und die Grundversorgung sind noch in der Berechnung. Wir sind aber guter Dinge, in den kommenden Monaten auch für die restlichen Stadtwerkkunden den Preis Schritt für Schritt senken zu können“, wird Vertriebsleiter Niclas Labsch in einer Mitteilung zitiert.

Aktuell kostet die Kilowattstunde im Tarif „Öko Basis Strom“ 30,86 Cent netto (Eintarifzähler). Der jährliche Grundpreis beläuft sich auf 139,68 Euro. Als Begründung für die Preissenkung verweist Labsch auf reduzierte Netznutzungsentgelte und die Einkaufsstrategie des Versorgers.

5 Cent weniger in der Goethe-Schiller-Stadt

Ganz ähnlich klingt die Ankündigung aus Weimar. „Auf Grund der staatlichen Zuschüsse sowie gesunkenen Einkaufspreisen gehen wir aktuell von einer Entlastung für unsere Kundinnen und Kunden aus“, erklärt Constanze Reppin, Geschäftsführerin der Stadtwerke in der Goethe-Schiller-Stadt.

Im Tarif Weimar Strom soll der Arbeitspreis um 5,18 Cent/kWh (brutto) auf insgesamt 30,45 Cent/kWh (brutto) sinken. Der Grundpreis steigt nach Unternehmensangaben um 48,93 Euro/Jahr (brutto). Mit der Erhöhung des Grundpreises reagiere man auf höhere Kosten für den Messstellenbetrieb und Vertrieb. Unter dem Strich spart ein Weimarer Haushalt mit einem Jahresverbrauch von 2.500 Kilowattstunden nach Kalkulation der Stadtwerke durch die Anpassungen im Jahr etwa 8 Euro.

„Da die finalen Netzentgelte erst Ende Dezember vorliegen und Preisänderungen gesetzlich mindestens sechs Wochen vor ihrem Inkrafttreten bekanntzugeben sind, ist eine Anpassung zum 1. Januar oder 1. Februar 2026 nicht mehr fristgerecht möglich“, so Reppin. Die Preisanpassung soll zum 1. März in Kraft treten. „Für Januar und Februar gilt noch der bisherige Preis. Die Entlastung für die beiden Monate verrechnen wir in den Monaten März bis Dezember 2026“.

Rund 7 Prozent in Oldenburg

Um gut 7 Prozent will das Oldenburger Energieunternehmen EWE den Strompreis in der Grundversorgung herabsetzen. Der neue Arbeitspreis soll brutto 29,63 Cent brutto ausmachen, bisher beträgt er 31,90 Cent. Durchschnittshaushalt mit einem Stromverbrauch von 2.800 Kilowattstunden zahlt dadurch 48 Euro im Jahr weniger. Davon profitieren dem Vernehmen nach mehr 165.000 EWE-Stromkunden. Die Preisanpassung soll zum 1. Februar wirksam werden.

Um rund 12 Prozent im Vergleich zum Jahr 2025 schraubt EnBW den Strompreis in der Grundversorgung herunter (wir berichten). Der Arbeitspreis sinkt zum Jahreswechsel von 40,57 auf 35,37 Cent/kWh brutto. Der monatliche Grundpreis verringert sich von 18,30 auf 16,89 Euro brutto. Ein Musterhaushalt mit einem Jahresverbrauch von 2.900 kWh zahlt nach Rechnung von EnBW im Jahr 2026 rund 168 Euro weniger.

Die Anpassung erfolgt im Zusammenhang mit der schrittweisen Einführungsphase der Emissionen aus dem Seeverkehr in das EU-Emissionshandelssystem (EU-ETS). Der Seeverkehr ist seit 2024 in das EU-ETS einbezogen, wobei Schifffahrtsunternehmen verpflichtet sind, für 40 Prozent ihrer geprüften Emissionen des Jahres 2024 Emissionsberechtigungen abzugeben. Die Differenz zwischen den verifizierten Emissionen und den eingereichten Berechtigungen wird von der Versteigerungsmenge abgezogen.

Darüber hinaus wurde das Auktionsvolumen erhöht, um die Abdeckung von Nicht-CO2-Treibhausgasemissionen aus dem Seeverkehr zu berücksichtigen.
Damit reduziert sich das Auktionsvolumen für das Jahr 2026 um rund 52 Millionen EU Allowances (CO2-Emissionszertifikate) im Vergleich zum im Juli 2025 veröffentlichten Kalender.

Das Projekt von Amprion umfasst Batteriespeicher mit einer Gesamtleistung von 250 MW. Diese verteilen sich auf fünf Standorte, an denen jeweils Speicher mit 50 MW Leistung installiert werden. Ziel ist es, den Stromtransport von Nord- nach Süddeutschland zu unterstützen und Überlastungen im Netz zu vermeiden. Laut EDF Power Solutions Deutschland sollen die Speicher an zentralen Netzknotenpunkten stehen, um den Stromfluss gezielt zu steuern.

Ein zentrales Element des Projekts soll die Mehrfachnutzung der Speicher sein. Wenn der Grid Booster nicht zur Stabilisierung des Übertragungsnetzes benötigt wird, kann er auch im regionalen Stromnetz eingesetzt werden. Nach Angaben von EDF Power Solutions Deutschland können dadurch auch Verteilnetzbetreiber profitieren. Genannt wird in diesem Zusammenhang der Augsburger Verteilnetzbetreiber LEW Verteilnetz, der die Speicher bei Bedarf ebenfalls zur Entlastung seines Netzes nutzen kann. 

Höherer Stromtransport ohne zusätzliche Leitungen

Durch den Einsatz der Batteriespeicher sollen sich bestehende Stromleitungen stärker auslasten lassen. So kann mehr Strom aus Wind- und Solarparks im Norden in den Süden transportiert werden, ohne neue Leitungen bauen zu müssen. Amprion erwartet dadurch eine Verringerung von Netzengpässen und eine höhere Flexibilität im Netzbetrieb.

Ein weiterer Effekt betrifft den Redispatch. Dabei greifen Netzbetreiber in die Erzeugung von Kraftwerken ein, um Engpässe zu vermeiden. Laut Amprion kann der Grid Booster helfen, diese Maßnahmen zu reduzieren. Dies wirke sich positiv auf die Netzentgelte für Stromkunden aus, da Redispatch-Kosten einen relevanten Bestandteil der Netzkosten darstellen.

Das Projekt folgt einem saisonalen Betriebsmodell: Während der Wintermonate verwaltet Amprion die Batteriespeicher und nutzt sie zur Stabilisierung des Übertragungsnetzes. In den Sommermonaten kann EDF Power Solutions Deutschland die Speicher am Markt einsetzen und Systemdienstleistungen erbringen.

Nach Angaben von EDF handelt es sich dabei um ein neues Modell der Zusammenarbeit zwischen Netzbetreibern und Marktakteuren. Für Betrieb und Wartung der Anlagen bleibt EDF Power Solutions Deutschland über die gesamte Lebensdauer verantwortlich.

EDF Power Solutions verweist darauf, weltweit Batteriespeicher mit mehr als 800 MW Leistung in Betrieb zu haben, weitere Anlagen mit 1.200 MW befänden sich im Bau. Dieses Know-how will das Unternehmen nun auch in Deutschland einbringen, um den Ausbau erneuerbarer Energien und die Leistungsfähigkeit der Stromnetze zu unterstützen.

„Der Antrag war ein rechtlich notwendiger Schritt, verbessert aber durch den so geschaffenen Rechtsrahmen die Aussichten auf den erfolgreichen Abschluss der Finanzierungsrunde“, so Stephan Wrage, Geschäftsführer und Gründer des in Turbulenzen geratenen Flugwindkraftwerk-Bauers. Das Volumen der laufenden Finanzierungsrunde beziffert die Sprecherin des Unternehmens auf Anfrage der Redaktion rund 15 Millionen Euro. „Wir sind sehr zuversichtlich, diese Runde erfolgreich abzuschließen“

Der Geschäftsbetrieb werde unter Aufsicht des vorläufigen Insolvenzverwalters fortgeführt. Und die Gespräche mit interessierten Investoren liefen weiter, heißt es, Ziel des Verfahrens sei es, die langfristige Finanzierung zu sichern.

Nach Angaben des Unternehmens, das aktuell 124 Mitarbeitende zählt, ist das Auftragsvolumen im November dieses Jahres auf einen zweistelligen Millionenbetrag gestiegen. Im September hatte Skysails eine Partnerschaft mit einem taiwanesischen Unternehmen vereinbart, um die Entwicklung von Flugwindenergie im asiatischen Raum voranzubringen.

Die Insolvenz betrifft nach Angaben der Unternehmenssprecherin ausschließlich die Skysails Power GmbH. „Die Skysails Group GmbH ist nicht Teil des Verfahrens.“

Die Wurzeln von Skysails reichen mehr als 15 Jahre zurück. Unternehmensgründer Stephan Wrage begann mit der Entwicklung von Zugdrachen für die internationale Seeschifffahrt. Obgleich Reedereien mit der Erfindung Treibstoff sparten, setze sich die Technik am Markt wegen der geringen Dieselpreise nicht durch. Im Jahr 2016 ging Skysails pleite. Gleichsam wie Phönix aus der Asche startete Wrage mit neuen Investoren Skysails Power.

Im bis dato letzten im Unternehmensregister veröffentlichen Jahresabschluss weist Skysails für 2023 einen Fehlbetrag von 8,5 Millionen Euro aus. Die Zahl der Mitarbeitende betrug damals im Jahresdurchschnitt 78.

 

 Der monatliche Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung von Oktober 2024 bis Oktober 2025: Im Oktober 2025 betrug der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in Deutschland rund 64,2 Prozent. Der Anteil erneuerbarer Energien an der Last lag derweil bei rund 62,1 Prozent. Onshore-Windkraft hat in Deutschland den größten Anteil an der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien.

Konkret bringt die Thüga Aktiengesellschaft im Laufe des aktuell laufenden Geschäftsjahres ihre Anteile an der „ThügaNETZE“ in die Thüga Energie ein. Erst durch diesen Schritt entsteht die gesellschaftsrechtliche Grundlage für den neuen Regionalversorger, wie es in einer Mitteilung der Thüga heißt. Künftig fungiert die Thüga Energie als Dachgesellschaft, während die „ThügaNETZE“ weiterhin als Netzbetreiber agieren wird.

Nach Angaben der Thüga Aktiengesellschaft lassen sich nur so Kundengeschäft, Netzbetrieb und kommunale Kooperationen in einer gemeinsamen Struktur zusammenführen. Ziel ist es, effizientere Strukturen zu schaffen und die regionale Präsenz im Markt zu stärken. Die Umsetzung bereits in diesem Geschäftsjahr bildet dabei die rechtliche und bilanzielle Grundlage, damit der neue Regionalversorger zum 1. Januar 2026 operativ starten kann.

Die Zusammenführung Teil des unternehmensweiten Zukunftsprogramms „Horizonte+2030“, wie Constantin Alsheimer, Vorstandsvorsitzender der Thüga, erläutert. Mit diesem Programm richtet die Thüga-Gruppe ihre Beteiligungen strategisch neu aus und passt ihre Strukturen an die Anforderungen der Energie- und Wärmewende an. Die Bündelung der beiden Gesellschaften solle es ermöglichen, den wachsenden Anforderungen in diesen Bereichen besser zu begegnen und regionale Kooperationen mit Kommunen auszubauen, so Alsheimer.

Wechsel an den Unternehmensspitzen

Mit der neuen Struktur sollen auch personelle Veränderungen einhergehen. Die Geschäftsführung der Thüga Energie übernimmt zum 1. Januar kommenden Jahres Christoph Raquet. Bislang war Raquet Geschäftsführer der „ThügaNETZE“. Er folgt auf Markus Spitz, der zeitgleich innerhalb der Thüga Aktiengesellschaft wechseln wird. Er übernimmt dort die Funktion als Leiter der Region West.

Die Geschäftsführung der „ThügaNETZE“ geht an Martin Bauer über, der aktuell den Bereich Netze innerhalb des Unternehmens leitet. Nach Angaben der Thüga soll die neue Führungsstruktur die operative Zusammenarbeit zwischen Energievertrieb und Netzbetrieb unterstützen und klare Verantwortlichkeiten innerhalb des Regionalversorgers sichern.

Die Thüga Energie ist ein regionaler Strom- und Gasversorger mit Sitz in Singen (Baden-Württemberg). Das Unternehmen beliefert Kunden in den Regionen Hegau-Bodensee, Allgäu-Oberschwaben und Rhein-Pfalz und bietet darüber hinaus energienahe Dienstleistungen an. „ThügaNETZE“ mit Sitz in Schifferstadt (Rheinland-Pfalz) betreibt Verteilnetze in rund 150 Kommunen und verantwortet den Betrieb sowie den Ausbau von Strom- und Gasnetzen. Zudem arbeitet das Unternehmen an der Umrüstung der Netze auf klimafreundliche Gase sowie am Ausbau von Wärmenetzen.

Beide Gesellschaften gehören zur Thüga-Gruppe. Diese vernetzt nach eigenen Angaben mehr als 100 kommunale Energie- und Wasserversorger in Deutschland und unterstützt sie unter anderem durch Beratung, Kooperationen und gemeinsame Projekte.

Die langfristige Zusammenarbeit umfasst die Lieferung von „Energy Manager RailX“, die als zentrale Schnittstelle zwischen Energieanlagen und der „KiwiOS“-Plattform fungieren. Damit sollen Photovoltaikanlagen, Stromspeicher, Wallboxen, Wärmepumpen und weitere Geräte zu einem herstellerunabhängigen, intelligenten Gesamtsystem verknüpft werden. Die Integration erfolgt über die TIH-Plattform, auf der EWE Vertrieb sein Energiemanagement aufbaut.

Skalierung über SaaS und kontinuierliche Geräteintegration

Die White-Label-Lösung ermöglicht Energieversorgern den Betrieb digitaler Systeme ohne eigene Entwicklung. Das Modell liefert fortlaufende Updates, neue Anbindungen und eine skalierbare Cloud-Architektur. EWE Vertrieb ergänzt damit Verträge und Dienstleistungen um eine digitale Komponente. Die Kundschaft steuert Energieflüsse und Eigenverbrauch über die vernetzten Systeme.

Kiwigrid, mit Sitz in Dresden, stärkt mit der Kooperation seine Präsenz im Nordwesten. Mit der Partnerschaft erschließt Kiwigrid erstmals gezielt eine strategisch relevante Region im Nordwesten Deutschlands. EWE bringt als Energieversorger den Zugang zu einem Gebiet mit hoher Dichte an Erzeugungsanlagen für erneuerbare Energien ein, in dem intelligentes Energiemanagement zunehmend an Bedeutung gewinnt.

Der baden-württembergische Energieriese EnBW sei künftig mit 84,37 Prozent an der VNG beteiligt. Die übrigen 15,63 Prozent verblieben weiterhin bei kommunalen ostdeutschen Unternehmen.

Die Entscheidung unterstreiche „die strategische Bedeutung der VNG für die EnBW, die als einziges großes deutsches integriertes Energieunternehmen gleichermaßen in die Elektrifizierung des Energiesystems wie auch in die Transformation hin zu klimaneutralen Gasen wie Wasserstoff investiert“, heißt es in einer Mitteilung.

OEW legt Fokus auf „Kernbeteiligungen“

Die OEW – eine hundertprozentige Tochtergesellschaft des Zweckverbands Oberschwäbische Elektrizitätswerke – beschleunige die strategische Fokussierung auf ihre Kernbeteiligungen in Baden-Württemberg in Verbindung mit den damit verbundenen Aufgaben und Investitionen.

Die VNG mit Hauptsitz in Leipzig ist ein Unternehmensverbund mit mehr als 20 Gesellschaften. Geschäftsfelder sind Handel und Vertrieb, Transport, Speicher, Biogas und digitale Infrastruktur. Die Zahl der Mitarbeitenden liegt nach Unternehmensangaben aktuell bei 1.900.

Für das Geschäftsjahr 2024 weist die VNG AG ein Beteiligungs- und Finanzergebnis in Höhe von 491 Millionen Euro aus. Nach Steuern steht ein Ergebnis von 355,5 Millionen Euro zu Buche.

Mit über 8.000 Schnellladepunkten betreibt EnBW das größte Schnellladenetz in Deutschland.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag präsentiert. Der Montag kostete im Base 93 Euro je Megawattstunde. Im Peak war kein Handel zustande gekommen. Am Donnerstag hatte der Freitag selbst im außerbörslichen Handel 113,75 Euro in der Grundlast gekostet.

Die Meteorologen von Eurowind erwarten für den Montag 21,9 GW an Erneuerbaren-Einspeisung. Für den Berichtstag waren hingegen nur 9,7 GW an Beiträgen von Wind und Solar prognostiziert worden. Für die Folgetage ab Dienstag geht Eurowind von nicht mehr so hohen Einspeisemengen der Erneuerbaren aus, wobei sich der Mittwoch mit 8,7 GW einen Ausreißer nach unten erlaubt.

„Die Prognosen für Windeinspeisung in den kommenden Tagen sehen nicht mehr so rosig aus“, beschreibt ein Händler die Situation am kurzen Ende. Das dürfte für tendenziell eher festere Preise sorgen. „Zudem muss mit einem hohen Maß an Volatilität beim Windaufkommen gerechnet werden, was gleichfalls seine Wirkung auf die Preise nicht verfehlen sollte“, so der Marktteilnehmer weiter.

Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr unter dem Eindruck festerer Gaspreise 1,19 Euro auf 84,91 Euro je Megawattstunde.
 
CO2: Etwas leichter haben die CO2-Preise am Freitag notiert. Bis 14.45 Uhr verlor der Benchmark-Kontrakt 0,15 auf 83,75 Euro je Tonne, was möglicherweise auf Glattstellungen vor dem Wochenende zurückzuführen ist. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 16,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 84,40 Euro, das Tief bei 83,40 Euro.

Der aus dem jüngsten COT-Bericht sich ergebende erneute Zuwachs von Nettolongpositionen unterstreiche, dass Investmentfonds in der Hoffnung auf weitere Gewinne Zertifikate akkumulierten. Aus dem jüngst veröffentlichten EUA-Auktionskalender der EEX geht her vor, dass sich das Auktionsvolumen für das Jahr 2026 um rund 52 Millionen EUA im Vergleich zum im Juli 2025 veröffentlichten Kalender reduziert hat.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF notierte um 13.42 Uhr mit einem Plus von 0,50 auf 27,30 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 0,05 auf 28,40 Euro je Megawattstunde nach oben.

Nach Ansicht der Analysten der Commerzbank könnte sich die derzeitige Gelassenheit am Gasmarkt auf dem aktuellen Preisniveau indessen als trügerisch erweisen. Einer Auswertung von Schiffstracking-Daten durch Bloomberg zufolge sind LNG-Lieferungen aus Katar jüngst von Europa nach Indien umgeleitet worden. Insgesamt wären die europäischen LNG-Einfuhren zwischen dem 1. und 9. Dezember im Vergleich zur gleichen Zeit im November gefallen.

Dass die Gasspeicherstände in der EU bislang nicht noch schneller gefallen sind, dürfte an den zuletzt eher milden Temperaturen gelegen haben. Sollte der Heizbedarf jedoch steigen und sich gleichzeitig die LNG-Importe weiter abschwächen, könnte die Speicherentnahme ein kritisches Ausmaß annehmen. Zudem könnte insbesondere das Angebot aus den USA weniger großzügig ausfallen als bislang gedacht. So rechnet die EIA etwa mit einem steigenden US-Gaspreis in diesem Winter aufgrund einer sich abzeichnenden Kältewelle.