Im Jahr 2024 hatte die Bundesnetzagentur das grundlegende Entgeltsystem für das Wasserstoff-Kernnetz bestimmt (Festlegung „WANDA“). Darin ist ein grundsätzlich einheitliches Entgelt für den Hochlauf des Netzes vorgesehen. „KOSMO“ ergänze diese Regelungen.

Hintergrund der Regelung

Notwendig wurde die Ergänzung, da mit der Festlegung „WaKandA“ verschiedene Arten von Kapazitätsprodukten für das Wasserstofftransportnetz vorgegeben wurden. Mit der Festlegung „KOSMO“ passe die Bundesnetzagentur das Entgelt an die verschiedenen Produkte an. Vorgesehen sind Multiplikatoren für unterjährige Kapazitäten, Rabatte für unterbrechbare Kapazitäten und für die Ausspeisung von Wasserstoff aus dem Netz, wenn damit Wasserstoffspeicher befüllt werden, teilt die Behörde mit.

Der bisherige Beschluss „WANDA“ sieht ein einheitliches „Briefmarkenentgelt“ für die Nutzung des Wasserstoff-Kernnetzes vor. Damit wurde für alle Netznutzer derselbe Preis für den Transport von Wasserstoff festgelegt. Dieser ist unabhängig davon, an welchem Ort Wasserstoff eingespeist und wie weit im Netz er transportiert werden soll. 

Zum Zeitpunkt des damaligen Verfahrens war die zukünftige Zugangsregulierung für Wasserstoffnetze noch nicht bekannt. Mittlerweile hat die Bundesnetzagentur mit der Festlegung „WaKandA“ eine Regelung erlassen, aus der sich die im Kernnetz verfügbaren Kapazitätsprodukte ergeben. Die Bundesnetzagentur passe daher das Entgeltsystem an diese Produktpalette an. 

Die „KOSMO“-Festlegung ist auf der Internetseite der Bundesnetzagentur veröffentlicht.

Die Regelung umfasst auch eine Methodenfestlegung zur Kapitalverzinsung. Der vorgelegte Festlegungsentwurf sei Ergebnis einer intensiven Prüfung und Abwägung innerhalb der Großen Beschlusskammer Energie, so die Behörde. Zu bestimmten Fragestellungen, in denen in der bisherigen Anhörung auch noch wenig Stellung genommen wurde, adressiere die Große Beschlusskammer Energie eigene Fragestellungen und lädt im Besonderen ein, in den Konsultationsbeiträgen folgende Fragestellungen zu beantworten:

Meldung der marktabhängigen Plankosten

Tenorziffer 2.1 (Jährliche Plankostenermittlung) sieht vor, dass die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet sind, jährlich die Plankosten für das folgende Kalenderjahr zu ermitteln und diese bis zum 30. Juni in Form eines Erhebungsbogens und eines Berichts bei der Bundesnetzagentur einzureichen. Einzelne Kostenpositionen (zum Beispiel Kosten für Verlustenergiebeschaffung oder Redispatchprognosen) sind stark von Marktpreisen abhängig, sodass diese Kostenpositionen besser zu einem späteren Zeitpunkt prognostiziert werden sollten.

Es wird um Rückmeldung gebeten, welche marktbezogenen Plankosten erst zu einem späteren Zeitpunkt mit den Informationen über die Preisbildung übermittelt werden können und wie ein möglichst bürokratiearmes Verfahren dazu aussehen könnte. Die Beschlusskammer erwägt eine zweite Datenmeldung – wie bisher – zur Preisbildung Ende September festzulegen.

Definition „wesentlicher Kostenabweichungen“

Tenorziffer 2.1 (Jährliche Plankostenermittlung) sieht weiterhin vor, dass wesentliche Kostenabweichungen gegenüber dem Vorjahr zu erläutern sind. Wesentlich ist eine Kostenabweichung, wenn die Plankosten in Bezug auf eine Oberposition des zu übermittelnden Erhebungsbogens gegenüber den Plankosten des Vorjahres um mehr als 20 Mio. Euro oder mindestens 10 Prozent abweichen.

In Abschnitt 6.2 der rechtlichen Würdigung (Jährliche Plankostenermittlung) wird beschrieben, dass sich der Begriff der Oberposition an Paragraf 266 Abs. 2 beziehungsweise Paragraf 275 Abs. 2 HGB orientiert. Dieser Schwellenwert kann im Einzelfall zu hoch oder zu niedrig sein, um seine Zwecke zu erfüllen. Um eine Rückmeldung zu dieser Definition und ihrer grundsätzlichen Notwendigkeit wird gebeten.

Kundenschutz vor stark volatilen Entgelten

Tenorziffer 2.3 (Plan-Ist-Abgleich) sieht einen Glättungsmechanismus vor, falls die erzielten Erlöse die tatsächlich entstandenen anerkennungsfähigen Kosten eines Jahres um mehr als 10 Prozent unterschreiten. In Abschnitt 6.4 der rechtlichen Würdigung (Plan-Ist-Abgleich) wird beschrieben, dass diese Regelung auf den Kundenschutz abzielt, um besonders extreme Schwankungen der Netzentgelte zu dämpfen.

Da die Höhe der Netzentgelte jedoch von weiteren Faktoren beeinflusst wird (insbesondere Kosten- und Mengenprognose für das nächste Jahr, was von der Regelung nicht erfasst ist, eventuelle Zuschüsse), wird um Rückmeldung insbesondere von Kundenseite gebeten, inwieweit der vorgesehene Glättungsmechanismus das angestrebte Ziel erfüllt und ob es einen alternativen Glättungsmechanismus (anknüpfend zum Beispiel an Entgeltprognosen) gibt, der das angestrebte Ziel besser erreichen könnte. Bei Anknüpfung an Entgeltprognosen wird um Hinweise zu den zeitlichen Abläufen hinsichtlich der Bestimmung gebeten.

Der Festlegungsentwurf zum Regulierungsrahmen für Übertragungsnetzbetreiber steht im Internet bereit.

Eine Anmeldung zum Webcast am 21. Januar ist hier möglich.

Der Präsident der Behörde sagte dazu: „Die neuen Höchstwerte setzen einen Rahmen, mit dem sich viele Bieter an den Ausschreibungen beteiligen können.“ Die Höchstwerte seien gegenüber dem Vorjahr geringer ausgefallen. „Grund dafür sind die gesunkenen erwarteten Stromgestehungskosten und das hohe Wettbewerbsniveau in den letzten Ausschreibungen“, erläuterte Klaus Müller.

Sinkende Höchstwerte spiegeln Marktdynamik

Die für das Jahr 2026 neu festgelegten Höchstwerte liegen etwas unterhalb des diesjährigen Niveaus. In die Neubestimmung eingeflossen sind laut Behörde die gesunkenen erwarteten Stromgestehungskosten und die Ergebnisse der letzten Ausschreibungsrunden. Ohne die erneuten Festlegungen wären die Höchstwerte auf die deutlich niedrigeren Werte im Erneuerbare-Energien-Gesetz vorgesehenen Werte zurückgefallen. Diese wären für die meisten Anlagen nicht auskömmlich gewesen, so die Bundesnetzagentur. 

Für die Solar-Freiflächen- und Innovationsausschreibungen im kommenden Jahr hat die Bundesnetzagentur keine Höchstwerte festgelegt. Hier werden die gesetzlichen Höchstwerte zur Anwendung kommen. Für die Solar-Freiflächenausschreibungen bildet sich der Höchstwert jeweils auf Basis der letzten drei Ausschreibungsrunden. Für die Innovationsausschreibungen wird ein Höchstwert von 7,13 ct/kWh gelten. Die Ergebnisse der Ausschreibungen zeigen, dass zu diesen Werten jeweils ein hohes Wettbewerbsniveau möglich ist. Die Bundesnetzagentur hat deshalb für diese Ausschreibungen keinen neuen Höchstwert festgelegt.

Zugleich kündigt die Behörde an, Anfang 2026 zu prüfen, ob für die Biomasse- und Biomethanausschreibungen im kommenden Jahr eine Bestimmung der Höchstwerte durch eine Festlegung erforderlich sein wird.

Hintergrund der Höchstwerte

Der Höchstwert bildet die Obergrenze, zu denen Bieter ihre Gebote in den Ausschreibungen abgeben dürfen. Er soll einerseits auskömmliche Gebote ermöglichen. Andererseits soll er bei ausbleibendem Wettbewerb überhöhte Gebote verhindern, die sich nicht an den tatsächlichen Stromgestehungskosten orientieren.

Die Festlegungen gelten jeweils für die Ausschreibungen in den kommenden zwölf Monaten. Damit werden sie bereits für die Gebotstermine am 1. Februar kommendes Jahres angewendet.

Die Festlegungen der Behörde sind im Internet veröffentlicht für Windkraft an Land und PV-auf-Dach-Anlagen.

Für Gewerbe und Industrie verringert sich die Abgabe auf 0,82 Cent/kWh und damit um 45,3 Prozent. Die Änderungen gelten von 1. Januar bis einschließlich 31. Dezember 2026. Nach Angaben der Energiesprecherin der ÖVP, Tanja Graf, spart ein Zweipersonenhaushalt mit rund 3.000 kWh Jahresbedarf insgesamt etwa 50 bis 60 Euro. Ein Hotel mit einem Jahresbedarf von 600.000 kWh kommt laut Graf auf eine Ersparnis von 2.000 bis 5.000 Euro. 

Die Gesamtkosten für die Senkung belaufen sich auf etwa 500 Millionen Euro. Gedeckt werden sie durch eine Sonderdividende des Stromkonzerns Verbund in der Höhe von insgesamt 400 Millionen Euro, von der der Bund infolge seines 51-Prozent an dem Konzern 204 Millionen Euro erhält.

Weitere 200 Millionen Euro stammen aus einer Sonderdividende der Bundes-Immobiliengesellschaft (BIG). Ferner zahlt die Österreichische Beteiligungs-AG (ÖBAG) der Republik etwa 100 Millionen Euro an bislang nicht weitergeleiteten Dividenden aus Bundesbeteiligungen aus. 

Zustimmung mit Kritik 

Der notwendigen Änderung des Elektrizitätsabgabegesetzes stimmten auch die Grünen als kleinste Fraktion im Bundesparlament zu. Sie kritisierten jedoch, dass die Begrenzung mit Jahresende 2026 ausläuft. Somit werde Strom ab 1. Januar 2027 mutmaßlich wieder teurer.

Ferner betonten sie, die Regierung habe im Frühjahr die bis Ende 2024 geltende Senkung der Elektrizitätsabgabe für alle Kunden auf 0,1 Cent/kWh abgeschafft. Nun erfolge eine neuerliche Einführung der Senkung in abgeschwächter Form. In einem Antrag, der in der Minderheit blieb, forderten sie, die Elektrizitätsabgabe für alle Kunden auf 0,1 Cent zu verringern. Dies sollte bis Jahresende 2029 gelten. 

Bundeskanzler Christian Stocker (ÖVP) räumte ein, die beschlossene Änderung sei eine „temporäre Maßnahme“. Die Regierung plane indessen strukturelle Eingriffe in die Strompreisbildung, um die Preise für elektrische Energie dauerhaft zu vermindern. Diese Eingriffe müssten EU-rechtlich abgesichert werden.

Aus diesem Grund werde die Regierung einen förmlichen Appell an die EU-Kommission richten, die Preisbildung im Stromgroßhandel mittels Merit Order zu reformieren. „Wir werden dazu konkrete Vorschläge machen“, kündigte Stocker an, nannte aber keine Details. Vizekanzler Andreas Babler (SPÖ) bezeichnete die Merit Order als „irrsinniges System, bei dem die teuersten Kraftwerke die Preise setzen“. Hier einzugreifen, sei dringend geboten. 

„Budgetäres Risiko“ 

Vehement abgelehnt wurde die Änderung des Elektrizitätsabgabegesetzes von der rechtsgerichteten Freiheitlichen Partei (FPÖ), die die stärkste Fraktion im Bundesparlament stellt. Ihr Budgetsprecher Arnold Schiefer warnte, die Gegenfinanzierung der Abgabensenkung sei „sei alles andere als gesichert“. Dies gelte vor allem für den Beitrag der Bundes-Immobiliengesellschaft. Somit bestehe „ein budgetäres Risiko“.

Greenpeace habe die entsprechenden internen Unterlagen nach dem Umweltinformationsgesetz bereits am 17. September beim Ministerium angefragt, aber erst nach Androhung einer Untätigkeitsklage erhalten. „Der Monitoringbericht ist in seinen zentralen Aussagen ein mit dem Wirtschaftsministerium abgestimmtes Gefälligkeitsgutachten“, urteilt Greenpeace-Energieexperte Karsten Smid. „Katherina Reiche will ihre eigene politische Überzeugung mit einem zweifelhaften wissenschaftlichen Qualitätssiegel aufwerten.“ 

Kritische Urteile abgeschwächt

Der Vergleich zwischen der Originalfassung von August 2025 und der wenige Wochen später veröffentlichten Version des Gutachtens zeige subtile inhaltliche Eingriffe, die weit über redaktionelle Änderungen hinausgehen, so Greenpeace. Kritische Aussagen zu Gaskraftwerken, Versorgungssicherheit, Investitionsrisiken, sozialen Kosten und regulatorischen Versäumnissen seien abgeschwächt oder umformuliert worden. 

Analysen, die das Institut für notwendig erachtet, würden in der geänderten Version des Ministeriums zu optionalen Handlungsempfehlungen. „Aussagen zu den Kosten der Energiewende wurden unzulässig überhöht, um Katherina Reiches 10-Punkte-Plan plausibler erscheinen zu lassen“, so Greenpeace. 

Fazit des Vergleichs

In einer Tabelle vergleicht die Organisation beide Monitoringversionen. Dabei werde deutlich, wie kritische, handlungsleitende und verantwortungszuweisende Aussagen systematisch abgeschwächt oder umformuliert, heißt es weiter. Im Kapitel 1 „Executive Summary“ würden klare Risikoaussagen („könnte verfehlt werden“, „unwahrscheinlich“) systematisch durch weichere Einschätzungen („scheint erreichbar“, „fraglich“) ersetzt. Explizite politische Handlungsbedarfe und Verantwortlichkeiten seien reduziert oder gestrichen worden. 

Aussagen mit direkter Steuerungsrelevanz (Kapazitätsbedarf, Gaskraftwerke, Wetterabhängigkeit) blieben formal erhalten, verlierten jedoch an Dringlichkeit. Damit werde das Kapitel vom warnenden Entscheidungsinput zu einer beruhigenden Lagebeschreibung umgebaut, folgert Greenpeace. „Für politische Entscheidungsprozesse verliert das Executive Summary damit seine Funktion als klarer Handlungsimpuls“, so das Urteil der Analyse.

Unsichere Entscheidungsgrundlage

Der Monitoringbericht ist die Entscheidungsgrundlage für Milliardeninvestitionen und politische Weichenstellungen der Energiewende. Die Einflussnahme aus dem Wirtschaftsministerium auf ein unabhängig erstelltes Gutachten sei darum nicht zu rechtfertigen, so die Organisation. Nach Auswertung von Greenpeace sind an 28 Stellen inhaltliche Veränderungen vorgenommen worden, zum Teil mit inhaltlichen Verzerrungen.

So sei etwa in einer Grafik das 80-Prozent-Ausbauziel für erneuerbare Energien entfernt und eine Bewertung zum Zubau von Gaskraftwerken von „unwahrscheinlich“ zu „fraglich“ abgeschwächt worden. „So werden nicht nur Parlament und Öffentlichkeit in die Irre geführt – es droht auch ein energiepolitischer Kurs, der auf geschönten Informationen beruht“, sagte Smid. 

BMWE hält weiter Unterlagen zurück 

Zusätzlich erhielt Greenpeace Einblick in Teile der Korrespondenz zwischen Wirtschaftsministerium und Forschungsinstituten. Das Ministerium hat Greenpeace die Unterlagen unvollständig und mit weitreichenden Schwärzungen überlassen. Die Schwärzungen in Teilen der Dokumente seien so umfangreich, dass „kein sinnvoller Informationsgehalt“ verbleibe, begründete das Ministerium das Zurückhalten weiterer Unterlagen. „Das Ministerium schwärzt erst alles, um die Herausgabe dann mit Verweis auf die Schwärzungen abzulehnen. Das ist absurd“, so Smid.

Ein von Greenpeace kommentierter Versionsvergleich beider Dokumente steht als PDF zum Download bereit.

Uniper setzt diese Vorgaben nun um und leitet ein offenes Bieterverfahren ein. Unternehmen können ihr Interesse im Zeitraum vom 15. Januar 2026 bis zum 29. Januar 2026 per E-Mail bei Uniper bekunden. Nach Ablauf dieser Frist will der Energiekonzern ausgewählten Bewerbern weitere Unterlagen zur Verfügung stellen und sie zur Teilnahme an der Vorqualifikationsphase einladen, wie Uniper am 15. Dezember mitteilte.

Der Energiekonzern war infolge der Energiekrise in wirtschaftliche Notlage geraten und wurde 2022 vom Bund stabilisiert. Die Europäische Kommission genehmigte diese staatliche Unterstützung im Dezember 2022 unter der Auflage, dass sich Uniper von bestimmten Beteiligungen trennt. Dazu zählt auch der Minderheitsanteil an der Opal-Gaspipeline.

Ziel der Verkaufsmaßnahme ist es, Wettbewerbsverzerrungen infolge staatlicher Hilfen zu begrenzen. Uniper trennt sich damit von einer nicht strategischen Beteiligung, während die Pipeline selbst weiterhin eine Rolle für den künftigen Wasserstofftransport spielt.

Gegenstand der geplanten Transaktion sind hundert Prozent der Anteile an der Lubmin-Brandov Assets GmbH & Co. KG. Diese Gesellschaft hält ein 20-prozentiges Bruchteilseigentum an der Opal. Die übrigen 80 Prozent liegen bei der Gascade Gastransport GmbH mit Sitz in Kassel, einem Fernleitungsnetzbetreiber für Gas.

Opal zählt zu den zentralen Transportkorridoren für Gas in Europa. Die Pipeline verläuft über rund 470 Kilometer von Lubmin in Mecklenburg-Vorpommern bis nach Brandov in Tschechien. In den vergangenen Jahren gewann die Leitung auch im Zusammenhang mit der Umstellung bestehender Gasinfrastruktur auf Wasserstoff an Bedeutung. 

Die Pipeline ist Teil des geplanten deutschen Wasserstoff-Kernnetzes. Den nördlichen Abschnitt der Leitung stellten die Betreiber Mitte Dezember dieses Jahres auf Wasserstoff um. Der südliche Abschnitt soll bis Ende 2030 folgen. Damit bleibt die Pipeline auch nach dem Ausstieg aus fossilem Erdgas Teil der langfristigen Infrastrukturplanung.

Das ist keine ganz so gute Nachricht für die Verantwortlichen in der Großen Kreisstadt vor den Toren Karlsruhes. Sie hatten für drei entstehende Windparks eigentlich alles in trockenen Tüchern und sahen sich auf anderem Feld gefordert. Denn in Bruchsal hatte sich grundsätzlicher Widerstand gegen die Erneuerbaren-Pläne formiert, der in einem Bürgerentscheid am 14. Dezember gipfelte.

Zu klären war jetzt die Frage, ob es eine Mehrheit in der Bevölkerung gegen einen Ratsbeschluss aus dem Mai 2025 gibt. Im Frühjahr hatte die örtliche Politik festgelegt, im Stadtgebiet Windkraftflächen mit verschiedenen Partnern zu entwickeln. Für die Zonen waren Verträge auch mit privaten Flächeneigentümern zu schließen.

Freude über gewonnenen Bürgerentscheid etwas getrübt

In dem Bürgerbegehren ging es speziell um die gemeinsame Vergabe von kommunalen und privaten Waldflächen im Windpark Süd und um die Entwicklung dieser Flächen durch einen Projektierer. Große Erleichterung bei den Ökoenergie-Befürwortern, dass eine Mehrheit von gut 58 Prozent der abgegebenen Stimmen nichts gegen die Pläne einzuwenden hatte. Absolut lag das Verhältnis bei 7.352 zu 5.294, die Ja-Stimmen überstiegen das erforderliche Quorum (20 Prozent) um 401 Stimmen. Die Beteiligung lag bei gut 36 Prozent.

Doch von Durchatmen ist in Bruchsal, das sich einen „Masterplan Erneuerbare Energien“ verordnet hat, noch keine Rede. Denn vom Rückzug des Projektierers, der Energiequelle GmbH, bekam die Kommune erst zwei Tage vor dem Bürgerentscheid Kenntnis. Eine Übereinkunft hatten Energiequelle und Stadt Bruchsal bereits im August erzielt, mussten aber den Ausgang des Bürgerentscheids abwarten. „Völlig überraschend“ sei diese Entwicklung für die Kommune, heißt es in einer Mitteilung.

Das Unternehmen aus dem brandenburgischen Zossen-Kallinchen macht gegenüber dieser Redaktion wirtschaftliche Gründe für den Ausstieg geltend. Die Kosten auf Projektentwicklungsebene seien gestiegen, gleichzeitig würden die Erlöse erwartbar sinken. Das sei das Ergebnis des ständig durchgeführten Projektcontrollings.

Für den Windpark „Bruchsal Süd“ hätten sich die wirtschaftlichen Parameter „so ungünstig entwickelt“, dass Energiequelle die Planungen stoppen musste. Unter „anderen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen“ könne der Park eine Chance haben, so lässt Frank Grohmann, Abteilungsleiter Projektmanagement in Baden-Württemberg, sich in der Antwort zitieren. Derzeit gebe es allerdings keine Hinweise, dass die Bundespolitik die Bedingungen für Windenergieprojekte „verbessern wird“.

Die weiteren Projektentwickler bleiben bei der Stange

Die anderen Projektentwickler sind im Unterschied zu Energiequelle offenbar keine Wackelkandidaten. In der gemeinsamen Gesellschaft „Windpark Bruchsal Nord GmbH & Co. KG“ wollen der Karlsruher Energieriese EnBW und die Stadtwerke Bruchsal GmbH drei Turbinen in privatem Offenland bauen. Den Windpark Ost hat die Kommune der Juwi GmbH aus Wörrstadt übertragen. Laut vorläufiger Planung sollen sechs Windenergieanlagen in einem Waldgebiet entstehen, das sich auf Bruchsaler und Kraichtaler Gebiet befindet. Bruchsal kommt so in Summe auf 13 Anlagen in drei Windparks, die Nachbarkommune Kraichtal auf drei.

Wie eine Sprecherin der Stadt Bruchsal gegenüber dieser Redaktion erklärte, werde der Rückzug von Energiequelle den Zeitplan für den Windpark „Bruchsal Süd“ etwas verzögern. Die Suche nach einem Ersatz-Projektierer werde wohl erst 2026 beginnen können. Aktuell sei die Kommune dabei, die Optionen zu sondieren.

Die Stadt vertritt den Standpunkt, dass ein Wechsel des Projektierers möglich sei und damit im Einklang mit dem Bürgerentscheid stehe. Auch mit dem nächsten möglichen Partner will die Stadt sich auf diese wesentlichen Vertragsinhalte verständigen: gesicherte Einnahmen, bestmögliche Absicherung von Risiken und breite Bürgerbeteiligung an den Windkraftanlagen.

Bis 2030 beziffert Roland Berger den Investitionsbedarf im europäischen Energiesystem auf rund eine Billion Euro. Das Kapital wird unter anderem für den Ausbau erneuerbarer Energien, die Modernisierung der Strom- und Gasnetze, neue Speichertechnologien, Wasserstoff-Anwendungen sowie die Digitalisierung benötigt. Nach Einschätzung der Studienautoren können die untersuchten Unternehmen davon jedoch nur etwa 190 Milliarden Euro aus eigener Kraft finanzieren. Das entspricht rund 20 Prozent des ermittelten Bedarfs.

Geschäftszahlen seit 2015 analysiert

Grundlage der Analyse ist die Studie „Timing the energy transition“, in der Roland Berger erstmals die sogenannte Transformationskraft der 60 größten europäischen Energieversorger systematisch untersucht. Roland Berger ist eine internationale Unternehmensberatung mit Hauptsitz in München. Für die Studie wertete das Beratungshaus Kennzahlen aus einem Zeitraum von zehn Jahren aus, von 2015 bis 2024.

Zentrales Instrument der Untersuchung ist der eigens entwickelte „Roland Berger Transformation Indicator“. Er kombiniert die Rendite auf das eingesetzte Kapital, den sogenannten Return on Capital Employed (ROCE), mit dem Verschuldungsgrad der Unternehmen. Laut Studie erfüllen nur rund 55 Prozent der analysierten Versorger die Mindestanforderungen, um die Energiewende dauerhaft aus einer stabilen finanziellen Position heraus vorantreiben zu können.

Nach Einschätzung von Roland Berger geraten die Margen vieler Versorger seit Jahren unter Druck, während die Verschuldung steigt. Dadurch vergrößert sich die Lücke zwischen Investitionsbedarf und finanzieller Leistungsfähigkeit. Torsten Henzelmann, Managing Director bei Roland Berger und Co-Autor der Studie, sieht darin ein strukturelles Problem. Die Kapitalmärkte hätten die bisherigen Investitionen der Versorger bislang nicht ausreichend honoriert.

Drei Typen von Unternehmen verglichen

Die Studie unterscheidet vier strategische Archetypen von Energieversorgern, für die sie unterschiedliche Handlungsempfehlungen ableitet. Rund 39 Prozent der Unternehmen zählen die Autoren zu den sogenannten „Transformation Powerhouses“. Diese Versorger verfügen laut Studie über eine vergleichsweise hohe Finanzkraft und große Anlagenbestände. Sie sollten die Transformation aktiv vorantreiben und auch in neue Technologien und Geschäftsbereiche investieren.

Etwa 36 Prozent der untersuchten Unternehmen ordnet Roland Berger den „Locked-in Early Movers“ zu. Diese Versorger haben früh und umfangreich investiert, leiden nun aber unter sinkenden Margen und hoher Verschuldung. Für sie empfehlen die Autoren eine Sanierung der bestehenden Portfolios sowie den Ausbau weniger kapitalintensiver, stärker serviceorientierter Geschäftsmodelle.

Als „Reinforcers“ klassifiziert die Studie rund 13 Prozent der Versorger. Sie verfügen über solide Bilanzen und könnten als strategische Nachzügler in bereits ausgereifte Technologien investieren. Weitere 12 Prozent gelten als „Restricted Laggards“. Diese Unternehmen sollten sich laut Roland Berger zunächst auf Kostenkontrolle, Effizienzsteigerungen und gegebenenfalls auf strategische Partnerschaften konzentrieren.

Öffentliche Finanzierung verstärken

Marc Sauthoff, Partner bei Roland Berger und ebenfalls Co-Autor der Studie, warnt davor, Investitionen pauschal auszuweiten. Viele Versorger sollten derzeit von groß angelegten Projekten absehen und zunächst ihre Profitabilität stabilisieren. Zugleich reiche selbst die Finanzkraft der stärksten Unternehmen ohne zusätzliche öffentliche Finanzierung nicht aus, um den Investitionsbedarf vollständig zu decken.

Unterschiede sieht die Studie auch zwischen integrierten Energieversorgern und unabhängigen Stromproduzenten. Während 67 Prozent der unabhängigen Produzenten als „Transformation Powerhouses“ eingestuft werden, ordnet Roland Berger alle analysierten integrierten Versorger den „Locked-in Early Movers“ zu. Als Grund nennt die Beratung unter anderem regulatorische Rahmenbedingungen, die nicht im gleichen Tempo angepasst worden seien wie die Investitionsanforderungen.

Roland Berger kündigt an, die Studie ab Ende 2026 jährlich zu aktualisieren.

Die Roland Berger Studie „Timing the energy transition“ steht in englischer Sprache als PDF zum Download bereit.

An dem Projekt sind die SWB AG, der Übertragungsnetzbetreiber Tennet Deutschland, die Wesernetz Bremen GmbH sowie die WFB Wirtschaftsförderung Bremen GmbH beteiligt. Die entsprechenden vertraglichen Vereinbarungen seien kürzlich abgeschlossen worden, heißt es in einer gemeinsamen Mitteilung. Der neue Energieknoten, der das bestehende Umspannwerk Blockland ersetzen soll, entsteht in unmittelbarer Nähe der Stahlwerke im Industriehafen.

Geplant ist, dass Tennet vor Ort ein 380-Kilovolt-Umspannwerk sowie eine Konverterstation, die den Austausch zwischen Wechsel- und Gleichstrom ermöglicht, errichtet. Wesernetz plant ein ergänzendes neues 110-Kilovolt-Umspannwerk. Mit dem Projekt soll auf den steigenden Strombedarf der Industrie sowie der Haushalte reagiert werden. Allein Wesernetz wird nach eigenen Angaben in den kommenden zehn Jahren Investitionen von deutlich über einer Milliarde Euro in den Ausbau des Netzes stecken.

Die Wirtschaftsförderung Bremen sieht in dem Projekt einen Beitrag zur Standortentwicklung. Geschäftsführer Andreas Heyer verwies auf die Bedeutung der gesicherten Flächen für Industrie und Infrastruktur und nannte das Projekt ein Beispiel, wie Wirtschaftsförderung und Energiewende gemeinsam gedacht werden können.

„Unser besonderer Dank gilt der Arcelor Mittal Bremen GmbH für die gute Kooperation bei der Lösung von Erschließungsfragen für das benachbarte Grundstück, auf dem nun das neue Umspannwerk entstehen wird“, so Heyer.

Das Papier gibt Handlungsempfehlungen und verweist auf Best Practices. Die acht Themenfelder erstrecken sich von digitalen Produktinformationssystemen über die Themenbereiche künstliche Intelligenz, nutzerorientierte Schnittstellen für nachhaltiges Verbraucherverhalten, Smart Sustainable City, vernetzte Mobilität, Ökodesign bis zur Energieversorgung digitaler Infrastrukturen. Ergänzt wird dies um eine Betrachtung der Transformationspolitik und der Rolle des Gesetzgebers. Für jedes Themenfeld formulieren die Autorinnen und Autoren einen Fünf-Punkte-Plan mit konkreten Maßnahmen. Sie betonen, Digitalisierung könne ihre Wirkung nur entfalten, wenn sie systemisch gedacht werde.

„Was wir brauchen, ist eine transformative Digitalisierung, die nicht nur Staat und Wirtschaft effizienter macht, sondern darüber hinaus den Übergang in eine nachhaltige Wirtschaftsweise ermöglicht und uns Wachstumschancen auf globaler Ebene eröffnet“, sagt Prof. Stephan Ramesohl, Co-Leiter des Forschungsbereichs Digitale Transformation am Wuppertal Institut. Die Potenziale seien vorhanden, viele gute Ansätze sichtbar. Jetzt komme es darauf an, diese systematisch zu erfassen, zu bewerten und mit ausreichend politischem Rückenwind in die Umsetzung zu bringen.

Im Extremfall auch „Metall-Triage“

Im Themenfeld zum Ressourcenaufwand und Energieverbrauch der Digitalisierung betont die Autorin Monika Dittrich unter anderem die Notwendigkeit, den Ressourcenverbrauch digitaler Anwendungen zu bilanzieren und die Effizienz digitaler Anwendungen zu fördern. Außerdem sollten Rohstoffe für zentrale Anwendungen priorisiert werden.

„In unserem Wirtschaftssystem wird die Verteilung in der Regel vom Markt gesteuert: Wer am meisten zahlt, bekommt den Vorzug“, so die Wissenschaftlerin. Dieser Verteilmechanismus stoße jedoch an seine Grenzen, wenn dadurch gesellschaftlich wichtige Entwicklungen wie die Energiewende ausgebremst würden. Deshalb sei es im Extremfall sinnvoll, über eine „Metall-Triage“ nachzudenken. Die Leitplanke dafür könnte dann der jeweilige Beitrag der Anwendung zur „Einhaltung der planetaren Grenzen“ sein.

Die Autorinnen und Autoren verweisen darauf, dass die ökologischen Wirkungen der Digitalisierung offen seien. Je nach Ausgestaltung könne sie Klimaschutz und Ressourcenschonung unterstützen oder den Energieverbrauch deutlich erhöhen.
Das Impulspapier richtet sich an Akteure aus Politik, Wirtschaft und Zivilgesellschaft. Die Beiträge seien so angelegt, dass sie sowohl einen Einstieg für fachfremde Leserinnen und Leser als auch vertiefende Impulse für Expertinnen und Experten bieten.

Auf der Internetseite des Wuppertal Instituts steht das Impulspapier „Digitales Deutschland – Politische, ökonomische und gesellschaftliche Impulse für eine nachhaltige Digitalisierung in Deutschland auf acht Ebenen“ zum Download zur Verfügung.

„Mit dem Gremium schaffen wir eine neue Form des Mitbestimmungsrechts, erhöhen die Transparenz und fördern den partnerschaftlichen Dialog“, erklärt Marc Hansmann. „Die Partnerschaft bedeute auch eine Stärkung der kommunalen Familie in der Region Hannover“, so der Vorstand für Finanzen und Infrastruktur bei Enercity.

In einer Mitteilung versichert der Versorger aus Hannover den Stadtwerken Garbsen „die notwendige technische und finanzielle Unterstützung“, damit sie für die Rolle als „als lokaler Treiber der Energiewende“ bestens positioniert sind.

Mit der Betriebsübernahme wird Enercity künftig 37.000 Haushalte in Garbsen, das direkt nordwestlich an die niedersächsische Landeshauptstadt angrenzt, versorgen. 

Auf dem Weg zur Übernahme haben sich auch die Gesellschafterstrukturen der Beteiligten verändert. So konnte auch ein Konzessionsstreit beigelegt werden. Im Juni 2025 gaben die Stadtwerke Garbsen bekannt, dass der bisherige Gesellschafter Avacon 5,1 Prozent seiner Stadtwerke-Anteile von insgesamt 24,9 Prozent an Enercity verkauft. Das Unternehmen aus Hannover erreiche damit eine Sperrminorität von 25,1 Prozent. Die Stadt Garbsen übernehme ebenfalls Anteile von Avacon. Der Rat der Stadt habe dem Kauf der restlichen 19,8 Prozent der Avacon-Anteile an der Stadtwerke GmbH zugestimmt. Insgesamt wachse damit die Beteiligung der Stadt Garbsen auf 74,9 Prozent.

Laut der Mitteilung der Stadtwerke Garbsen konnten diese auch ihre schwelenden Streitigkeiten mit den Stadtwerken Neustadt am Rübenberge „außergerichtlich und einvernehmlich“ beilegen. Beide kommunale Versorger hatten ein Joint Venture – die Leine Netz GmbH – gegründet, das als Netzbetreiber bislang für den Betrieb des Strom- und Gasnetzes in Garbsen verantwortlich war. Aus diesem waren die Stadtwerke Garbsen ausgestiegen.

 
Im November 2025 wurden durchschnittlich 69 Sonnenstunden in Deutschland gemessen. Das vieljährige Mittel in Höhe von 53 Sonnenstunden wurde somit erreicht. Das vieljährige Mittel bezieht sich auf den Zeitraum von 1961 bis 1990. Dieser Zeitraum ist ein von der Weltorganisation für Meteorologie (WMO) festgelegter internationaler klimatologischer Referenzzeitraum.

Die Kooperation zwischen EnBW und dem ACV soll einer gemeinsamen Pressemitteilung zufolge den Umstieg auf Elektromobilität erleichtern. Er kann über die ACV-App beantragt werden. Anschließend können Mitglieder den Tarif über die „EnBW mobility+“-App nutzen. Eine Ladekarte ist optional erhältlich und zum Start kostenlos. Zusätzlich erhalten neue Nutzer ein Ladeguthaben in Höhe von 10 Euro. 

ACV Mitglieder erhalten so Zugang zum EnBW-Hypernetz mit derzeit mehr als 900.000 Ladepunkten in 17 europäischen Ländern. An Ladepunkten anderer Betreiber fallen je nach Anbieter zwischen 56 und 89 Cent pro kWh an. Die aktuellen Preise lassen sich in der EnBW-App abrufen. Im Vergleich zum „EnBW mobility+ Tarif M“ sparen Clubmitglieder der Pressemitteilung zufolge zwei Euro pro Monat. Die Mitgliedschaft im ACV kosten den Angaben auf der Internetseite des Clubs zufolge 75 Euro im Komfort-Tarif und 121 Euro im Premium Tarif. 

Die Schnellladepunkte der EnBW werden mit 100 Prozent Ökostrom betrieben. Das Unternehmen plant, bis 2030 rund 20.000 dieser Ladepunkte in Deutschland zu betreiben. Die „EnBW Mobility+“-App, die ACV Mitgliedern auch im Club-Design zur Verfügung steht, ermöglicht die Suche nach Ladepunkten, Preisinformationen und kontaktloses Bezahlen.

Hinter dem Modell Waldaktie steht ein Ökowertpapier zur Finanzierung von Erstaufforstungsprojekten in Mecklenburg-Vorpommern. Herausgeber ist das Kompetenzzentrum Ökowertpapiere im Landwirtschaftsministerium der Landesregierung Mecklenburg-Vorpommern, mit Sitz in Schwerin und auch zuständig für Umwelt- und Klimaschutz.

Der zuständige Minister Till Backhaus (SPD) sagte dazu: „Gerade vor dem Hintergrund der stockenden Klimaverhandlungen auf internationaler Bühne ist das regionale Engagement sehr wichtig. Wir können von anderen nur so viel erwarten, wie wir selbst bereit sind zu tun. Ich begrüße die Initiative aus Rostock daher sehr.“

Die Idee der Waldaktie gibt es bereits seit 20 Jahren. Seit dem Start wurden laut Ministerium rund 150.000 Waldaktien verkauft, das entspricht rund 1,5 Millionen Euro für zusätzliche Aufforstungsmaßnahmen. Das Ministerium verweist darauf, dass Erstaufforstung neben der Moorwiedervernässung zu den wirksamsten Instrumenten des natürlichen Klimaschutzes zählt: Wachsende Bäume entziehen der Atmosphäre CO2 und leisten darüber hinaus Beiträge etwa für Biodiversität und weitere Ökosystemleistungen.

„Diese neuen Energieangebote spiegeln unsere regionale Identität wider“, wird Heike Witzel, Vorstand der Stadtwerke Rostock AG, zitiert. Mit der Waldaktie habe man ein Projekt, das den Klimaschutz vor Ort unterstützt.

Offiziell ist die Netzplus GmbH der „netzplus Verwaltungsgesellschaft mbH“ untergeordnet, die wiederum den SWV gehört. Vertretungsberechtigter ist Jörg Kogelheide – das allerdings nur vorübergehend.

Denn er bildet nur noch bis Ende Januar 2026 mit Co-Geschäftsführer Manuel Drossard das Führungsgespann bei den Versmoldern (wir berichteten). Danach tritt er in den Ruhestand, wodurch Manuel Drossard dann die Alleinverantwortung bei Netzgesellschaft und SWV übernimmt.

Laut einer Mitteilung müsse die Kundschaft sich nicht auf Änderungen einstellen. Nur der Name sei neu, die Kontakte blieben auch in Zukunft die gewohnten. In vier Kommunen, die zum Kreis Gütersloh (Versmold und Harsewinkel) in Nordrhein-Westfalen sowie zum Landkreis Osnabrück (Bad Rothenfelde und Dissen am Teutoburger Wald) in Südniedersachsen gehören, ist der Regionalversorger aktiv und unterhält dort auch Kundenzentren.

In den Händen der Netzgesellschaft liegen verschiedene Versorgungsleitungen, für deren Betrieb, Wartung und Ausbau sie künftig die verantwortliche Unternehmenseinheit ist. In Versmold betreut Netzplus die Infrastruktur für Strom, Erdgas, Wasser und Straßenbeleuchtung, in Harsewinkel für Strom, in Bad Rothenfelde für Strom und Erdgas sowie in Dissen für Strom, Erdgas, Wärme und (als Dienstleistung) Wasser.

Strom: Überwiegend leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Der Day-ahead verlor im Base 0,25 Euro/MWh auf 106,75 Euro/MWh und gewann im Peak auf 1,25 Euro/MWh auf 121,25 Euro/MWh. An der Börse kostete der Day-ahead in der Grundlast 106,40 Euro/MWh und in der Spitzenlast 121,06 Euro/MWh. Der Day-ahead zeigt sich damit wenig verändert gegenüber dem Vortag, obgleich die Erneuerbaren-Einspeisung laut Eurowind von 16,7 Gigawatt für den Berichtstag auf 10 Gigawatt am Mittwoch sinken dürfte.

Allerdings sollen in der zweiten Tageshälfte die Beiträge von Wind und Solar sehr stark zunehmen. Für Donnerstag und Freitag prognostiziert Eurowind sehr viel Erneuerbarenstrom mit Werten von jeweils um die 30 Gigawatt, danach soll es allerdings wieder mit schwachen Einspeisemengen weitergehen.

Am langen Ende verlor das Stromfrontjahr vor dem Hintergrund recht schwacher Gaspreise 0,53 Euro/MWh auf 84,49 Euro/MWh. 

CO2: Die CO2-Preise haben sich am Dienstag behauptet gezeigt. Das neue Frontjahr Dec 26 verlor bis gegen 13.40 Uhr 0,03 auf 87,25 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 11,3 Millionen Zertifikate.

Das Hoch lag bei 87,98 Euro, das Tief bei 86,95 Euro. Am Vortag war das alte Frontjahr (Dec 25) mit 85,00 Euro ins Settlement gegangen. Im Preissprung zum neuen Frontjahr spiegelt sich die Erwartung der Händler wider, dass ein verknapptes Angebot auch zu höheren Preisen führen dürfte.

Erdgas: Etwas leichter sich die europäischen Gaspreise am Dienstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.39 Uhr 0,10 Euro/MWh auf 27,00 Euro/MWh. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 0,72 auf 28,55 Euro/MWh. Marktbeobachter sehen technische Gründe für die marginalen Abgaben, nachdem die Gaspreise am Vortag etwas zugelegt hatten. 

Mit Blick auf den Rückgang der Speicherstände und den erwarteten Temperaturrückgang in Nordwesteuropa und Deutschland könne sich jedoch rasch eine Umkehr der Preisbewegung einstellen, hieß es.

Der Gasflow aus Norwegen beträgt für den Berichtstag ungewöhnlich reichhaltige 347,3 Millionen Kubikmeter.