Dafür stellt der Bund öffentliche Mittel und Garantien in Höhe von rund 30 Milliarden Euro bereit. Insgesamt sollen so zusätzliche Investitionen von rund 130 Milliarden Euro ausgelöst werden, wird Bundesfinanzminister Lars Klingbeil (SPD) zitiert. 

Die Staatsbank KfW koordiniert den Fonds und fungiert als Ansprechpartnerin für nationale und internationale Investoren. Nach Angaben der Bundesregierung zielt der Deutschlandfonds darauf ab, die Wettbewerbs- und Zukunftsfähigkeit des Wirtschaftsstandorts Deutschland zu stärken. Der Fonds sei eine Dachstruktur, unter der verschiedene Finanzierungsinstrumente gebündelt werden. Diese sollen gezielt Industrie und Mittelstand, Start-ups und junge Wachstumsunternehmen sowie Energieversorgungsunternehmen adressieren.

Energieinvestitionen anreizen

Zu den zentralen Investitionsfeldern zählen Industrie und Mittelstand, Wagniskapital und Energieinfrastruktur. Gefördert werden sollen unter anderem neue Produktionsanlagen, Zukunftstechnologien, der Ausbau Erneuerbarer Energien, von Strom- und Wärmenetzen sowie Projekte zur Rohstoffgewinnung. Auch Investitionen in Deep Tech, Künstliche Intelligenz, Biotechnologie und sicherheitsrelevante Technologien sind vorgesehen.

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) verwies auf den hohen Investitionsbedarf zur Modernisierung des Landes. Entscheidend sei, privates Kapital dort zu mobilisieren, wo Innovation entstehe und Lieferketten widerstandsfähiger würden.

Der Fonds besteht aus mehreren Bausteinen. In der Energieinfrastruktur soll die Kreditaufnahme von Stromverteil- und Wärmenetzbetreibern abgesichert werden, um deren steigende Investitionen zu ermöglichen. Zudem wird im Bereich Geothermie das sogenannte Fündigkeitsrisiko bei Bohrungen abgesichert. Nach Angaben der Bundesregierung sollen so insbesondere kommunale und private Energieversorgungsunternehmen gestärkt werden.

Im Bereich Industrie und Mittelstand sollen unter anderem große Transformationsinvestitionen abgesichert werden, etwa in der Stromerzeugung, im Wasserstoffsektor oder in der Automobil- und Zulieferindustrie. Ergänzend stellt die KfW mit einem Rohstofffonds Eigenkapital und Kredite bereit, um Projekte zur Gewinnung kritischer Rohstoffe zu finanzieren.

Im Baustein Start-ups und Scale-ups tritt die KfW künftig auch als Co-Investor auf. Bis Ende 2030 stehen dafür insgesamt eine Milliarde Euro zur Verfügung, pro Investition maximal 50 Millionen Euro. Weitere 300 Millionen Euro sind für Beteiligungen an Kreditfonds vorgesehen. Ab 2026 soll zudem der Zukunftsfonds aufgestockt und verstetigt werden, um die Wagniskapitalfinanzierung zu stärken.

Schrittweiser Start geplant

Der Start des Deutschlandfonds erfolgt schrittweise. Noch im Dezember 2025 beginnen laut Bundesregierung unter anderem das Absicherungsinstrument für Transformationsindustrien, ein Kreditprogramm für Geothermie-Projekte sowie ein neues Finanzierungsinstrument für Start-ups und Scale-ups.

Ab 2026 sollen weitere Module folgen, darunter Instrumente zur Modernisierung der Energieinfrastruktur und neue private Kreditfonds. Auch ein Modul für den Wohnungsbau ist in Vorbereitung, um private Investitionen in bezahlbares und nachhaltiges Wohnen zu fördern.

Positive Reaktionen kommen vom Verband kommunaler Unternehmen (VKU). Sein Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing bezeichnete den Deutschlandfonds als wichtigen Schritt, um die hohen Investitionen für die Energiewende zu ermöglichen.

Besonders begrüßte der VKU den Start des Förderkredits Geothermie, der Kommunen bei der Wärmewende unterstützen soll. Zugleich mahnte Liebing eine zügige Ausarbeitung weiterer Programme an, um insbesondere das Eigenkapital von Stadtwerken zu stärken.

Der Startup-Verband begrüßt den Fonds ebenfalls, sieht aber weiteren Handlungsbedarf. Die Vorstandsvorsitzende Verena Pausder erklärte, der Fokus auf die Wachstumsphase sei richtig, angesichts großer Finanzierungslücken brauche es jedoch zusätzliche Anstrengungen. Der Verband spricht sich unter anderem für eine stärkere Mobilisierung institutioneller Investoren aus und verweist auf internationale Unterschiede bei Pro-Kopf-Investitionen in Start-ups.

Weitere Informationen zum Deutschlandfonds stehen im Internet bereit.

Hattmannsdorfer möchte im Rahmen der Arbeitsgruppe nicht zuletzt die Preisbildung im europäischen Stromgroßhandel diskutieren. Ein weiteres Thema ist die Pflicht der Übertragungsnetzbetreiber, 70 Prozent der Kapazität auf ihren grenzüberschreitenden Leitungen für den internationalen Stromhandel zur Verfügung zu stellen. Beide Themen stellen Österreich vor erhebliche Herausforderungen, erläuterte der Minister. 

Hinsichtlich der Preisbildung wiederholte Hattmannsdorfer die Kritik der österreichischen Regierung am Merit-Order-System: „Unsere Stromerzeugung beruht zwar zu über 90 Prozent auf erneuerbaren Energien. Bei den Preisen schlägt sich das aber nicht nieder, weil immer das teuerste Kraftwerk preissetzend ist.“ Das müsse sich ändern. Die Leitungskapazität für den internationalen Stromhandel freizuhalten, stelle wiederum eine Kostenbelastung dar, die nicht ausreichend abgegolten werde, kritisierte Hattmannsdorfer. 

Zu den Fragen der Redaktion nach der Zusammensetzung der Arbeitsgruppe sowie nach einem Zeitplan für ihre Tätigkeit äußerte sich der Minister nicht. 

Gedämpfte Erwartungen 

Jörgensen konstatierte, er habe ein sehr gutes und konstruktives Gespräch mit Hattmannsdorfer geführt, dämpfte aber allfällige Erwartungen: „Die Strompreise zu senken, die Wirtschaft zu dekarbonisieren und gleichzeitig von russischem Erdgas unabhängig zu werden, ist sehr ambitioniert.“ Die Frage der Preisbildung lasse sich wohl nur auf längere Sicht lösen und könne überdies nicht zwischen Österreich und der EU-Kommission alleine geklärt werden. In die Diskussionen über diese Angelegenheit müssten alle EU-Mitgliedsstaten eingebunden werden. 

Ähnliches gelte hinsichtlich der Leitungsthematik. Letzten Endes gehe es darum, die Übertragungskapazitäten in Europa insgesamt zu erhöhen. Und das funktioniere nur mit einem verstärkten sowie beschleunigten Ausbau der Transversalen. Jörgensen verwies in diesem Zusammenhang auf das von ihm am 10. Dezember präsentierte 
„European Grids Package“, das unter anderem eine „europäische Perspektive für die Infrastrukturplanung“ sowie raschere Genehmigungsverfahren vorsieht. 

Immerhin könne die Arbeitsgruppe der Kommission und Österreichs „pragmatische Lösungen“ diskutieren, beschied Jörgensen. 

„Energiepolitischer Fehler“ 

Zur Ankündigung Ungarns und der Slowakei, gegen das ab 2027 geltende Verbot der Importe russischen Erdgases in die EU zu klagen, stellte Jörgensen fest: „Ich halte das für einen energiepolitischen Fehler.“ Die Mitgliedsstaaten der EU hätten für Einfuhren russischen Gases mehr Geld ausgegeben als für die Unterstützung der Ukraine: „Künftig werden wir Putins Krieg nicht mehr finanzieren.“

Rechtlich betrachte er die Sache gelassen, betonte Jörgensen: „Die Entscheidung, die wir getroffen haben, wird halten.“ Wie Ungarn und die Slowakei ihre Gasversorgung ohne Einfuhren aus Russland bewerkstelligen sollen, erläuterte der Kommissar indessen nicht.

Nach Angaben der Bundesregierung reagiert das Gesetz auf den hohen Sanierungsbedarf bei Brücken, Schienenwegen und Wasserstraßen sowie auf bislang lange und komplexe Genehmigungsprozesse. Durch Änderungen im Verwaltungsverfahrensrecht sowie in Fachplanungs-, Raumordnungs- und Umweltvorschriften sollen mehr Tempo, Verlässlichkeit und Planungssicherheit erreicht werden.

Digitale Verfahren

Schnieder erklärte, mit dem Gesetz solle die Dauer von Planungs- und Genehmigungsverfahren spürbar reduziert werden. So sollen Behörden und Unternehmen verbindlichere Fristen, klarere Zuständigkeiten und digitale Instrumente erhalten, damit Infrastrukturprojekte schneller umgesetzt werden können. Konkret sieht der Gesetzentwurf unter anderem vor, doppelte Prüfungen in Raumordnungs- und Linienbestimmungsverfahren zu vermeiden. 

Nach Angaben des Bundesverkehrsministeriums (BMV) könnten dadurch Monate bis Jahre eingespart werden. Zudem sollen digitale Verfahren Verwaltungsprozesse um bis zu 30 Prozent verkürzen, etwa mithilfe von Building Information Modeling und KI-gestützter Einwendungsbearbeitung. Verbindliche Entscheidungsfristen sollen verhindern, dass Verfahren durch ausbleibende Entscheidungen ins Stocken geraten. Mit dem Kabinettsbeschluss beginnt nun das parlamentarische Verfahren. 

Änderungen im Umweltrecht folgen

Nach Einschätzung der Bundesregierung könnten bereits Effizienzgewinne von zehn Prozent dazu führen, mit den vorhandenen Haushaltsmitteln mehr Projekte umzusetzen und inflationsbedingte Kostensteigerungen zu begrenzen.

Das BMV hatte den Gesetzentwurf vorgelegt und betont, dass die Änderungen ganzheitlich angelegt seien. Die politische Einigung vom 10. und 11. Dezember sieht zudem vor, weitergehende Anpassungen im Umweltrecht in einem zweiten Gesetzgebungspaket vorzunehmen. Dieses soll laut Bundesregierung bis Ende Februar vom Bundesumweltministerium (BMUKN) eingebracht werden.

Verbände mit unterschiedlicher Bewertung

Unterstützung für das Gesetz kommt vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae, erklärte, das Gesetz greife zentrale Forderungen nach Bürokratieabbau auf. Positiv bewertete der Verband unter anderem Regelungen zum Geheimnisschutz, forderte aber, dass auch kritische Infrastrukturen der Energie- und Wasserwirtschaft umfassend berücksichtigt werden.

Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) begrüßt grundsätzlich schnellere Verfahren. VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing kritisierte allerdings kurze Beteiligungsfristen im Gesetzgebungsverfahren, die aus seiner Sicht das Vertrauen in staatliches Handeln beeinträchtigen. Kritik äußerten auch mehrere Umwelt- und Verkehrsverbände. 

Die Allianz pro Schiene bezweifelt, dass die Planungsbeschleunigung für Bahnprojekte eine große Wirkung entfalten wird, solange der Bund nicht ausreichend Mittel für Aus- und Neubau bereitstellt. Straßenbauprojekte könnten hingegen schneller vorankommen, da hierfür mehr Gelder vorgesehen seien.

Deutliche Ablehnung für das Gesetz kommt von Umweltverbänden wie dem Deutschen Naturschutzring (DNR), dem Naturschutzbund Deutschland (Nabu) und dem Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland (BUND). Sie halten die Umstellung auf Ausgleichs- und Kompensationszahlungen statt konkreter Flächenkompensation für falsch. BUND-Geschäftsführerin Verena Graichen warnte, dass der Verzicht auf umfassende Prüfungen und Beteiligung zu schlechteren Entscheidungen führen könne.

Der Entwurf zum Infrastruktur-Zukunfts-Gesetz steht im Internet bereit.

Um zu untersuchen, ob die Energieversorger nicht ungerechtfertigt zu hohe Preise angesetzt haben, eröffnete das Bundeskartellamt 2023 und 2024 bei Erdgas, Strom und Wärme insgesamt 70 Prüfverfahren aufgrund auffälliger Sachverhalte wie etwa besonders hoher Arbeitspreise. „Damit wurden stichprobenartig circa 14 Prozent des gesamten Antragsvolumens überprüft“, erklärte ein Sprecher.

Das Volumen der Anträge von Versorgern auf staatliche Ausgleichszahlungen habe zum Zeitpunkt der Verfahrenseinleitungen bei mehr als 25 Milliarden Euro gelegen. Zu den geprüften Unternehmen zählen unter anderem Stadtwerke, Vertriebsgesellschaften von Energiekonzernen und Energie-Discounter.

61 Verfahren seien bereits abgeschlossen, berichtete das Kartellamt. „In weniger als einem Drittel der abgeschlossenen Prüfverfahren bestanden aufgrund unserer Analyse der individuellen Erlös-/Kostensituation Bedenken“, sagte Behördenpräsident Andreas Mundt laut der Mitteilung.

„Die betroffenen Lieferanten konnten diese Bedenken jedoch durch Rückzahlungen an die Staatskasse im Zusammenhang mit der Endabrechnung oder schon vorher durch Absenken ihrer Vorauszahlungsanträge ausräumen.“ In der Breite hätten sich die geprüften Lieferanten regelkonform verhalten.

Auch in den kritischen Fällen hätten die Verfahren bislang ohne förmliche Verfügung eingestellt werden können, so das Kartellamt weiter. In einigen Fällen seien von den Lieferanten bereits Rückzahlungen vorgesehen gewesen. In den meisten kritischen Fällen habe man die Rückzahlungen im Verständigungswege erreicht. Bei den übrigen abgeschlossenen Prüfverfahren habe sich ein Missbrauch der Entlastungsregeln nicht feststellen lassen.

Neun Prüfverfahren gegen vier Lieferanten von Erdgas und Strom dauern allerdings noch an. „Hier laufen zurzeit Anhörungen und erforderlich gewordene Nachermittlungen“, so das Kartellamt. Um welche Unternehmen es sich handelt, teilte die Behörde nicht mit.

Dass sie da wirklich steht, bezweifeln Konservative und Grüne, wenn auch aus unterschiedlichen Gründen. Letztere werfen den Autobauern vor, nicht konsequent auf Elektrofahrzeuge zu setzen und gegenüber der chinesischen Konkurrenz ins Hintertreffen zu geraten. Konservativ regierte Länder wie Deutschland, Italien oder Tschechien machen für das schleppende Geschäft der Autoindustrie dagegen unrealistische Vorgaben aus Brüssel verantwortlich. Sie haben in den vergangenen Wochen erheblichen Druck auf die Kommission ausgeübt, um das eigentlich schon beschlossene Aus für Verbrennungsmotoren ab 2035 aufzuweichen.

Mehr Flexibilität, aber auch höhere Auflagen

In welchem Umfang das gelungen ist, läßt sich noch nicht mit Sicherheit sagen. Ein umfangreiches „Autopaket“, das die Kommission am 16. Dezember vorgelegt hat, gibt anderen Technologien als E-Fahrzeugen eine Chance, erfüllt aber wohl nicht alle Wünsche der Autoländer. Auf die Industrie kommen zahlreiche neue Auflagen zu. Zum Trost schlägt die Kommission eine Reihe von Vereinfachungen vor. Die Industrie könne dadurch rund 700 Millionen Euro im Jahr einsparen, behauptet die Kommission. So sollen bestimmte Tests für Neufahrzeuge seltener durchgeführt werden.

Kern des „Autopaketes“ ist, dass die Industrie mehr technologische Flexibilität erhält. Bislang gilt: Im Jahr 2035 müssen die Hersteller die Emissionen der Neufahrzeuge um 100 Prozent − im Vergleich zu 2021 − reduzieren. Jetzt schlägt die Kommission vor: die Emissionen müssen nur noch um 90 Prozent reduziert, 10 Prozent können dadurch kompensiert werden, dass neue Fahrzeuge aus „grünem“ Stahl hergestellt und klimaneutrale Kraftstoffe verwendet werden. Mehr Flexibilität bei der Erfüllung von Abgasnormen erhalten auch die Anbieter von Nutzfahrzeugen.

Neben Erleichterungen für die Anbieter soll das Autopaket auch die Nachfrage ankurbeln. Dazu zählt die Kommission vor allem die Einführung einer neuen Fahrzeugkategorie, des „kleinen erschwinglichen Elektroautos“. Damit soll ein starker Anreiz zum Bau von kleinen Fahrzeugen geschaffen werden, die sich auch einkommensschwache Verbraucher leisten können. Die Autoindustrie erhält für den Verkauf der kleinen E-Autos „Superkredite“, also Gutschriften bei der Erfüllung ihrer Klimaauflagen. Außerdem erwartet die Kommission, dass die Mitgliedsstaaten zusätzliche Anreize setzen, um den Absatz der Kleinwagen zu unterstützen.

Firmenflotten sollen bestimmten Anteil an E-Autos nachweisen

Auch Fahrzeugflotten von Firmen sollen künftig mehr E-Autos aufweisen. Die Mitgliedsstaaten müssen durch Quoten, Steuervorteile oder andere Anreize durchsetzen, dass der Anteil an Stromern steigt. Weil Dienstfahrzeuge mehr Kilometer im Jahr zurücklegen, bedeute das auch eine höhere Emissionssenkung. Private Verbraucher würden davon durch eine Belebung des Gebrauchtwagenhandels profitieren, heißt es in Brüssel.

E-Fahrzeuge blieben dabei die tragende Säule der Dekarbonisierung des Verkehrs, sagte Klimakommissar Woepke Hoekstra. Damit die Europäer auch beim Bau wettbewerbsfähiger werden, stellt die Kommission 1,8 Milliarden Euro für den Aufbau einer vollständig europäischen Wertschöpfungskette für Batterien bereit, davon 1,5 Milliarden Euro als zinslose Darlehen.

Welche Wirkung das Maßnahmenpaket genau auf die Branche haben wird, konnte Hoekstra nicht sagen. Zunächst komme es darauf an, das Autopaket zügig zu verabschieden. Dieser Wunsch wird möglicherweise nicht in Erfüllung gehen. Die Sozialdemokraten sehen die Zukunft zwar in der Elektromobilität, unterstützen aber die Flexibilisierung des Übergangs. Widerstand kommt vor allem von den Grünen. Der Verbrenner sei ein Auslaufmodell und werde die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Autoindustrie weiter schwächen. Die Vorschläge der Kommission seien „ein fatales Signal der Verunsicherung für Verbraucher, Industrie und den Klimaschutz“, sagt der Abgeordnete Michael Bloss (Grüne).

Für die Konservativen ist das Verbrenner-Aus dagegen „ein Fehler, der nun korrigiert wird“. Die EU schwenke damit auf einen Kurs ein, der „Klimaschutz und industrielle Wettbewerbsfähigkeit gleichermaßen berücksichtigt“, sagt der Europaabgeordnete Jens Gieseke (CDU). Der Vorschlag der Kommission sei allerdings erst „der Startpunkt für eine endgültige Kurskorrektur“.

 

Diese erfolgt gemäß § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 21a Abs. 3 Satz 3 Nr. 3 EnWG i.V.m. Tenorziffer 7.6 Satz 1 der Festlegung GBK-25-01-2#1 vom 08.12.2025 („RAMEN Gas“).

Zur Umsetzung des Regelbeispiels in Tenorziffer 7.6 Satz 1 der Festlegung RAMEN Gas sollen in einem ersten Schritt Zuführungen zu und Auflösungen von entsprechenden Rückstellungen als Kostenanteile, die nicht dem Effizienzvergleich unterliegen (KAnEu), bereits mit Wirkung für 2025 anerkannt werden. Dies teilte die Behörde am 16. Dezember mit.

Kostenanerkennung schon ab 2025

Hierbei soll die Anerkennung im Hinblick auf Ist-Kosten erfolgen. Die Berücksichtigung etwaiger Kosten im Basisjahr 2025 für die fünfte Regulierungsperiode Gas (2028 bis 2032) soll durch eine Übergangsregelung erfolgen (Verteilung des Betrages auf die Jahre 2028 bis 2030 analog zu den Regelungen zum Regulierungskonto).

Die Kostenanerkennung soll auf notwendige Maßnahmen der Stilllegung und des insofern unvermeidbaren Rückbaus beschränkt werden. Es ist jedoch, auch mangels Rechtsgrundlage, nicht beabsichtigt, per Festlegung den Begriff des unvermeidbaren Rückbaus näher zu definieren. Diese Abgrenzung wird sich vielmehr aus § 48b EnWG-E zur Duldungspflicht von Grundstückseigentümern ergeben.

Die Beschlusskammer kündigt ein zeitnahes Eckpunktepapier zur Konsultation an, voraussichtlich im Januar 2026. Darin werden neben Detailregelungen auch Instrumente aufgezeigt, die ein möglichst effizientes Verhalten der Netzbetreiber anreizen sollen. Diese Anreizinstrumente sollen überhöhte Rückstellungsbildungen zu Lasten der Netznutzer vermeiden.

Nähere Informationen zum Festlegungsverfahren „Brücken“ BK9-25-618 stehen im Internet bereit.

Zukünftig soll an dem Standort die Wärme über einen neuen Heizkondensator an das Fernwärmenetz der Stadtwerke Lünen übertragen werden. Als weitere Wärmequelle wird zudem ein neues Heizwerk errichtet. Damit sollen jährlich bis zu 90.000 MWh Wärme bereitgestellt werden. Die Höhe der Investition beläuft sich insgesamt auf 15 Millionen Euro.

Bislang kommt für das Wärmenetz ein großer Teil der Wärme aus dem lokalen Steinkohlekraftwerk. „Mit dem Rückgriff auf das neue Biomasse-Heizkraftwerk verbessert sich die Klima-Bilanz erheblich. Die Fernwärme wird grüner, bleibt sicher und zugleich investieren wir massiv in den Standort Lünen“, teilte Andreas Böffel mit, Geschäftsführer der BMK von Iqony Energies.

Für die Stadtwerke Lünen kommt neben ihrem bestehenden Blockheizkraftwerk, damit eine wichtige Erneuerbaren-Quelle dazu, wie Urs Reitis, Co-Geschäftsführer der Stadtwerke Lünen, erklärte: „Durch die Auskopplung von Wärmeenergie aus dem Biomassekraftwerk stellen wir die Fernwärmeversorgung bereits im Laufe des Jahres 2028 auf erneuerbare Wärme um. Damit wird die Fernwärme in Lünen deutlich vor dem bundesweit angestrebten Zieljahr 2045 klimaneutral und entwickelt sich zu einem verlässlichen, zukunftssicheren Baustein der nachhaltigen Energieversorgung unserer Stadt.“

Wen wundert es, dass auch Stadtwerke diesen Markt für sich entdeckt haben, nicht nur große Player – die tun das längst –, sondern auch kleine und mittlere Stadtwerke mit Zugang zu eigenen oder stadteigenen Flächen.

Zudem können sie in den verschiedenen Phasen der Projektentwicklung und des Betriebs auch zusätzliche Einnahmen generieren. Zunehmend erfolgt dies in Joint Ventures mit etablierten Projektentwicklern.

Die „Stadtwerke Musterstadt“ als Beispiel für ein Joint Venture

Um keine individuellen Sachlagen offenzulegen, werden in diesem Gastbeitrag die Erfahrungen aus unterschiedlichen Projekten als „Stadtwerke Musterstadt“ gebündelt. Die Stadtwerke Musterstadt verfügen dabei über Zugang zu eigenen sowie städtischen Flächen, die sich in einer ersten Analyse als windhöffig und genehmigungsfähig gezeigt haben.

Der private Partner ist ein überregionaler Energieversorger, der bereits über einen ansehnlichen Track Record an selbst projektierten und realisierten Windenergieanlagen verfügt.

Für die Stadtwerke bedeutete dies aber ein deutliches Know-how- und Erfahrungsgefälle zwischen den Partnern. Für sie war deshalb entscheidend, Zugang zu Branchen-Know-how sowie zu Benchmarks für die geplanten Projektkosten zu bekommen. Diese „Leitplanken“ wurden von der LBD-Beratungsgesellschaft beigesteuert.

Gemeinsame Ziele und Arbeitsteilung der Partner

Am Anfang stand die Zielbestimmung, was beide Partner mit dem Projekt erreichen wollen:

 


Im Folgenden wurden hieraus die Eckpunkte des Zusammenarbeitsmodells und der Arbeitsteilung zwischen den Partnern entwickelt, um die 50/50-Beteiligung vor einer Befassung der Gremien weiter auszugestalten.

 

 Businessplanung für das Joint Venture

Der wesentliche Grund für die gesuchte Beratungsunterstützung war das Fehlen von eigenen Benchmarks des Stadtwerks zu Investitionen, den Kosten im laufenden Betrieb und möglichen Erträgen. Die Businessplanung war zudem essenziell dafür, Chancen und Risiken des Projekts realitätsnah zu bewerten, um Zustimmung zum Projekt bei den Unternehmensgremien und der Gesellschafterin Stadt zu bekommen.

Basis der Businessplanung der LBD waren aktuelle Ausschreibungsergebnisse für die Beschaffung von Windenergieanlagen, Operation- und Maintenance-Verträge (O&M) und Finanzierungsangebote aus parallelen und weiter fortgeschrittenen Projekten. Berücksichtigt wurden des Weiteren vor allem die steuerliche Abschreibung (AfA), Inflation und Preisentwicklungen bei den O&M-Kosten, Pachtentgelt, Strompreisreihe nach EEG beziehungsweise Marktpreise ab dem Jahr 2021 sowie Betriebskosten (Opex).

Die Projekte wiesen eine interne Verzinsung bezogen auf das Eigenkapital von knapp 8 Prozent nach Unternehmenssteuern auf.

Als wesentliche Diskussionspunkte erwiesen sich nachfolgend die vertraglichen Finanzierungsverpflichtungen sowie angemessene Betriebsführungsentgelte und die Vereinbarung zustimmungspflichtiger Geschäfte.

Alle Projekte laufen noch, insofern gibt es noch kein Happy End in Form von Umsetzungsbeschlüssen der Gremien. Zwischenzeitlich erfolgte Abstimmungen haben jedoch gezeigt, wie erfolgskritisch es ist, die Projekte von Anfang an durchzuplanen und mit einem vollständigen „Gesamtbild“ zum Projekt an die Entscheider heranzugehen.

*Dr. Christof Schorsch ist seit 1998 in der Energiewirtschaft tätig, darunter 24 Jahre als Prokurist der LBD-Beratungsgesellschaft mbH. Für die Caeli Wind GmbH war er in den Jahren 2022 bis 2025 mehrfach als Interimsmanager tätig. Er bringt Know-how aus beiden Bereichen mit und berät aktuell Stadtwerke bei der Ausgestaltung ihres Joint Ventures zur Windparkerrichtung.

Bei der Übernahme der Stromnetze und für die nächsten sieben Jahre werden sowohl die Stadtwerke Schwäbisch Hall sowie die Netze BW die Böblinger Stadtwerke unterstützen, teilten die SWBB dazu mit. Der im Jahr 2013 gegründete junge Versorger setzt auf das Know-how der beiden Unternehmen bei Abrechnung und technischer Betriebsführung. Die drei Energieversorger hatten auch den Übergang vom bisherigen Pächter und Betreiber Netze BW GmbH gemeinsam vorbereitet.

Die Betriebsübernahme des Stromnetzes stellt die Stadtwerke vor „neue Herausforderungen – fachlich, technisch und personell“, hatten die SWBB bereits im Geschäftsbericht erklärt, der im Juli 2025 erschien. „Anders als beim Gasnetz erfordert das Stromnetz den Umgang mit zahlreichen dezentralen Einspeisern. Damit verbunden sind auch Themen wie EEG-Abrechnung, Redispatch oder Messstellenbetrieb. Hier unterstützen uns die Stadtwerke Schwäbisch Hall“, so Sabine Kaebert, Technische Geschäftsführerin der SWBB.

Mit der Übernahme werden auch neue Stellen geschaffen

So übernehmen die Stadtwerke Schwäbisch Hall die kaufmännischen Dienstleistungen wie die Abrechnung der Netzentgelte und die regulatorisch vergebene Marktkommunikation. Die Netze BW verantwortet die technische Betriebsführung und damit etwa den Betrieb der Leitstelle und die Abwicklung von Entstörungsprozessen. Bei den SWBB selbst sind Themen wie das Regulierungsmanagement und die strategische Netzplanung sowie die Planung und Baukoordination von Baumaßnahmen verortet.

Der Böblinger Gemeinderat hatte bereits im April 2022 einstimmig beschlossen, Gas- und Stromnetze eigenständig durch die Stadtwerke betreiben zu lassen. Damit wurde ein wichtiger Punkt aus dem Konsortialvertrag zur Gründung der Stadtwerke Böblingen GmbH & Co. KG vor 13 Jahren erfüllt. Dieser sieht vor, dass die Netze nach Ablauf der Pachtverträge mit der Netze BW GmbH − Ende Juni 2023 − an die Stadtwerke zurückfallen. Anteilseigner der SWBB sind die Stadt Böblingen (59 Prozent) und die EnBW Kommunale Beteiligungen GmbH (41 Prozent). 

Seit dem 1. Januar 2024 betreiben die Stadtwerke bereits das Gasnetz in Böblingen und Dagersheim. Zum 1. Januar 2026 steht die Übernahme des Netzbetriebes in der Sparte Strom an. Für die Stadtwerke Böblingen ist dies ein „wichtiger Meilenstein“, wie sie in ihrer Mitteilung schreiben. Nun könnten alle Versorgungssparten – Wasser, Wärme, Gas und Strom – aus einer Hand betrieben und weiterentwickelt werden.

Dies ermöglicht laut den SWBB vereinfachte Abstimmungsprozesse, Synergien im technischen wie kaufmännischen Betrieb und wirtschaftliche Vorteile für die Stadt. „So können wir die Energieversorgung ganzheitlich denken“, betont Sabine Kaebert, Technische Geschäftsführerin der SWBB. Außerdem sollen im Zuge der Übernahme des Stromnetzes sechs neue Stellen geschaffen werden.

 
Im Zeitraum von 1990 bis 2024 sind die Treibhausgasemissionen im Sektor „Abfall und Sonstiges“ mit rund 87 Prozent am stärksten reduziert worden. Im Verkehrssektor wurden seit 1990 nur rund 12 Prozent Treibhausgasemissionen eingespart.

Laut einer Mitteilung des Verteilnetzbetreibers aus dem Eon-Konzern hat das Unternehmen bereits seit 2019 die Idee verfolgt, die Steuerungslogik direkt in das Smart Meter Gateway zu integrieren. Dazu hatte das Bayernwerk auch im Rahmen des Forschungsprojekts „BDL“ (Bidirektionales Laden) entsprechende Versuche durchgeführt.

Mit der Veröffentlichung des Schutzprofils PP-0073 Version 2.0 durch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) am 13.12.2024 sei es dann auch offiziell erlaubt gewesen, Steuerbefehle im Smart Meter Gateway entgegenzunehmen und lokal weiterzuleiten, heißt es in einer Mitteilung des Netzbetreibers. Dies geschehe auf Basis des Kommunikationsstandard EEBUS.

In Tests zwischen September und Oktober 2025 seien dann rund 1.100 Steuerbefehle erfolgreich über das Smart Meter Gateway von PPC übermittelt worden. Die Erfolgsquote betrug laut Bayernwerk 99,63 Prozent. In dem Verfahren sei auch die zukünftige Backend-Infrastruktur in einem Ende-zu-Ende-Prozess genutzt worden.

Anfang 2026 soll nun die Zertifizierung des dafür nötigen Softwarestacks bei den SMGW-Herstellern beginnen, heißt es in der Mitteilung weiter. So könnte nach entsprechenden Software-Updates die Funktionalität ab Mitte 2026 großflächig genutzt werden.

„Mit der erfolgreichen Testreihe haben wir die Grundlagen für eine Standardisierung geschaffen, die das Messen und Steuern zusammen denkt“, sagt Joachim Kabs. Mit einer Verringerung der Hardware und der Schnittstellen gehe auch eine Reduktion der Komplexität in den Haushalten einher, so der Geschäftsführer der Bayernwerk Netz. Dadurch werde die Energiewende „im Kleinen einfacher, sicherer und effizienter“, was die Umsetzung beschleunige.

Die Ergebnisse zeigen, dass sowohl Lösungen mit Steuerbox als auch ohne Steuerbox möglich sind. Ein Großteil der im Bayernwerk-Netzgebiet verbauten Smart Meter Gateways sei bereit für diese Steuerungslogik.

Den Partnern zufolge wurden in diesem Jahr die ersten 1.000 Endpunkte des Netzes in Betrieb genommen. In einer Mitteilung heißt es, der weitere Ausbau werde „zügig“ erfolgen. Für 2026 sei die Anbindung von 15.000 Endpunkten vorgesehen.

Die PPC-Tochter habe die Monteure der Pfalzwerke geschult, stelle die BPL-Hardware und das Anschlusszubehör bereit und verantworte auch die technische Anbindung an den Smart-Meter-Gateway-Administrator. Diese Rolle übernimmt die Voltaris GmbH, der auch die Beschaffung der Geräte obliegt. An diesem Unternehmen sind die Pfalzwerke mit 50 Prozent beteiligt.

Der Smart-Meter-Gateway-Administrator ist entweder der Messstellenbetreiber oder ein Unternehmen, das vom Messstellenbetreiber beauftragt wurde. Zur Stellenbeschreibung des Administrators gehören beispielsweise die Installation der Smart Meter Gateways, ihre Konfiguration und Inbetriebnahme, die informationstechnische Anbindung von Messgeräten und anderen technischen Einrichtungen an das Gateway sowie dessen Wartung. Um die Rolle auszuüben, muss man vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) zertifiziert sein.

„Die zugesicherte hohe Konnektivität von mehr als 90 Prozent für die SMGWs im Keller stärkt die Effizienz und Resilienz im Rollout“, sagt Roland Klaiber, Geschäftsführer der Coms4Grid.

Eine wesentliche Herausforderung für die Anbindung von intelligenten Messsystemen an eine Kommunikationsinfrastruktur zur Übertragung von Messwerten und auch zu Schalten und Steuern von Anlagen ist die Konnektivität. Smart Meter Gateways (SMGW), die in tiefliegenden Kellerräumen verbaut sind, lassen sich in der Regel nicht mit herkömmlichem Mobilfunk erreichen.

Neben der Breitband-Powerline-Technologie ist das 450-MHz-Netz, das derzeit bundesweit von 450 Connect und Partnern aus der Energiewirtschaft errichtet wird, eine Alternative. Auch diese Technologie wird von den Pfalzwerken nach eigenen Angaben genutzt, um den Rollout intelligenter Messsysteme voranzubringen und die gesetzlich vorgegebenen Pflichteinbaufälle bei intelligenten Messsystemen zu erreichen.

Beide Unternehmen sprechen in einer gemeinsamen Mitteilung zum einen von einer „Entwicklungspartnerschaft“. Daraus sollen perspektivisch neue Funktionen hervorgehen, von denen Elektro-Auto-Fahrende an den Ladesäulen profitieren können.

Die neue Vereinbarung umfasst zum anderen einen Wartungsservice, den EnBW sich für zunächst fünf Jahre bei den Südtirolern sichert. Dieser Dienstleistung soll im weiter wachsenden Ladenetz von EnBW einen weitgehend unterbrechungsfreien Betrieb gewährleisten.

Die intensivierte Kooperation mit Alpitronic schaffe laut Volker Rimpler, Chief Technology Officer E-Mobility der EnBW, „Sicherheit für den weiteren Ladenetzausbau“. Dabei hatten die Karlsruher sich für den Aufbau ihres Schnellladenetzes (DC) schon früh auf die Italiener fokussiert. Seit 2018 verwendet EnBW die Produkte von Alpitronic im „HyperNetz“ genannten Schnellladepark.

Damit zählt die EnBW zu den allerersten Abnehmern der DC-Ladestationen von Alpitronic, das Säulen dieser Art erstmals vor mehr als sieben Jahren auf den Markt gebracht hatte. Die Firmengründung von Alpitronic erfolgte 2009.

EnBWs Schnellladenetz umfasst derzeit nach Unternehmensangaben mehr als 8.000 Schnellladepunkte mit einer Ladeleistung von bis zu 400 kW. Der Großteil der Anlagen, teilen die Karlsruher mit, seien von Alpitronic hergestellt.

Der nun geschlossene Vertrag soll nicht der letzte seiner Art bleiben. Die Unternehmen haben darin bereits eine Option auf eine neuerliche Verlängerung der Zusammenarbeit hinterlegt.

Elektro Sa & Söhne ist seit knapp 30 Jahren als Fachbetrieb in der Region tätig und beschäftigt 35 Mitarbeitende. Mit der Übernahme firmiert der Betrieb künftig unter dem Namen „1KOMMA5° Euskirchen“, wird jedoch künftig weiterhin vom jetzigen Geschäftsführer Gil Lima Sa geleitet, dem Sohn des Gründers Armindo da Silva Sa. Die Firma ist auf Energietechnik spezialisiert, unter anderem auf den Bau von Solaranlagen, die Installation von Wallboxen sowie Heizung und Beleuchtung.

Mit der Übernahme durch Einskommafünfgrad erweitert der Betrieb nun sein Produktportfolio um Heartbeat AI, eine auf KI basierte Strommarkt-Software von den Hamburgern. Ende vergangenen Jahres hatte das Unternehmen bekannt gegeben, weitere 100 Millionen Euro in die Weiterentwicklung der Software Heartbeat AI zu investieren. 

Einskommafünfgrad setzt auf KI und Partnerschaften 

Über eine Tochtergesellschaft mit dem gleichen Namen „Heartbeat AI“ optimiert Einskommafünfgrad aktuell mehr als 50.000 dezentrale Energiesysteme weltweit. Die Plattform verknüpft Haushalte zu virtuellen Kraftwerken und steuert unter anderem Batterien, Wärmepumpen und Ladegeräte für Elektrofahrzeuge. Heartbeat AI analysiert kontinuierlich laut dem Unternehmen Börsenpreise und Netzzustände, um Verbrauch und Einspeisung einzelner Anlagen in Echtzeit anzupassen. Die Plattform „Heartbeat AI“ hatte es bereits 2022 auf den Markt gebracht. Seit 2023 ermöglicht diese die aktive Optimierung von Energieflüssen. 

In diesem Jahr hat Einskommafünfgrad zudem eine weitere Partnerschaft abgeschlossen (wir berichteten). Der Energiedienstleister Einskommafünfgrad arbeitet seit Juni 2025 mit dem Münchner Unternehmen Ampeers Energy zusammen. Die Partnerschaft soll die energetische Sanierung und Dekarbonisierung in der Wohnungswirtschaft beschleunigen. 

Einskommafünfgrad wurde 2021 in Hamburg gegründet und bietet integrierte Energielösungen wie Photovoltaik, Speicher, Wärmepumpen und Ladelösungen aus einer Hand. Die firmeneigene Energiemanagement-Software Heartbeat AI vernetzt nach eigenen Angaben mittlerweile mehr als 50.000 Systeme zu einem virtuellen Kraftwerk. Das Unternehmen betreibt rund 80 Standorte in sieben Märkten und hat mehr als 300.000 steuerbare Energiesysteme installiert.

An den AC-Ladestationen sinkt der Standardpreis demnach von 55 auf 49 Cent pro kWh, was einer Reduktion um etwa 16 Prozent entspricht. Für Kundinnen und Kunden mit SWS-Ökostromvertrag beträgt der neue Tarif 39 Cent/kWh. Noch stärker fällt die Preisanpassung beim Schnellladen aus: Der Preis für das DC-Laden reduziert sich von 79 auf 59 Cent/kWh, für SWS-Ökostromkunden von 60 auf 49 Cent/kWh – eine Ersparnis von bis zu 20 Prozent. 

Als Grund für die Tarifsenkung nennt das Unternehmen eine langfristige und nachhaltige Strategie in der Strombeschaffung. Alle Ladepunkte der Stadtwerke Stuttgart werden mit Ökostrom versorgt. 

Bis zum Jahr 2035 will das Unternehmen im Rahmen der kommunalen Klimastrategie insgesamt 14.000 Ladepunkte im Stadtgebiet realisieren, darunter 2.000 DC-Schnellladepunkte. Aktuell betreiben die Stadtwerke 59 DC-Stationen und 1.723 AC-Ladepunkte.

Die Stadtwerke Stuttgart hatten erst kürzlich die Senkung der Preise für Strom, Erdgas und Biogas angekündigt (wir berichteten). Der Neukunden-Preis für Strom beträgt ab Januar 29,95 Cent/kWh.

Das Ergebnis der Vertriebsgesellschaft EVN KG verbesserte sich deutlich. Sie schrieb mit einem Gewinn von 2,1 Millionen Euro laut Konzernchef Stefan Szyszkowitz eine „schwarze Null“, nachdem sie im vorigen Geschäftsjahr einen Verlust von 162,3 Millionen Euro verzeichnet hatte.

Die Investitionen der EVN lagen erstmals in der Konzerngeschichte über 900 Millionen Euro. Laut Finanzchefin Alexandra Wittmann wird dieses Niveau im Durchschnitt der kommenden fünf Jahre übertroffen. Die EVN werde bis einschließlich 2030 insgesamt 5,5 Milliarden Euro und damit mehr als 1 Milliarde Euro pro Jahr investieren, vor allem in den Ausbau der Verteilnetze für Strom, Gas und Wärme, die Steigerung der Stromproduktion mit erneuerbaren Energien, die Fernwärmeversorgung und die weitere Verstärkung der E-Lade-Infrastruktur. Dies führe zu einer Verdopplung des Verschuldungsgrads von 17,3 Prozent auf über 34 Prozent, räumte Wittmann ein: „Wir haben das aber mit den Ratingagenturen besprochen und können von weiterhin stabilen Ratings im A-Bereich ausgehen.“ 

Ausbau bei Wind, PV und Großbatterien 

Laut Technik-Vorstand Stefan Stallinger will die EVN die Leistung ihrer Windparks von derzeit 532 MW bis 2030 auf 770 MW erhöhen, jene der Photovoltaikanlagen von 120 MW auf 300 MW. Eine massive Kapazitätserhöhung ist auch bei den Großbatteriespeichern vorgesehen. Derzeit verfügt die EVN über eine Anlage mit 8 MW am Standort der mit Erdgas betriebenen Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) Theiß etwa 70 Kilometer westlich von Wien. Ab 2030 möchte die EVN Batteriespeicher mit insgesamt 300 MW betreiben. 

Stichwort Theiß: Bei der Ausschreibung der Netzreserve durch den Übertragungsnetzbetreiber Austrian Power Grid (APG) kam die dortige KWK mit 470 MW Leistung diesmal nicht zum Zuge. „Sie steht also bis Ende September 2026 still“, erläuterte Stallinger. Bei Theiß handelt es sich laut Stallinger um ein älteres Kraftwerk mit einem vergleichsweise niedrigen Wirkungsgrad. 

Rücklage für Sozialtarif 

Wie berichtet, plant die österreichische Bundesregierung einen Appell an die EU-Kommission zur Reform der Preisbildung im Stromgroßhandel, die auf dem Merit-Order-System beruht. Von der Redaktion darauf angesprochen, konstatierte Szyszkowitz, die Merit Order bestehe im Wesentlichen seit Beginn der Strommarktliberalisierung vor etwa 25 Jahren: „Sie hat bis zur Preiskrise vor drei Jahren gut gedient.“ Wegen des damals erfolgten Anstiegs der Gaspreise und der Kosten für CO2-Zertifikate sei es zu Problemen gekommen. Die Frage nach einem besseren System, die die EU-Kommission untersucht habe, sei indessen bislang unbeantwortet geblieben, stellte Szyszkowitz fest. 

Zum Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG), das das Bundesparlament am 11. Dezember beschlossen hatte, sagte Szyszkowitz, die Umsetzung werde in den kommenden Jahren viel Arbeit verursachen. Für den sogenannten „Sozialtarif“ für einkommensschwache Haushalte, der sich auf 6 Cent/kWh für einen Bedarf von maximal 2.900 kWh pro Jahr beläuft, müsse die Vertriebsgesellschaft EVN KG voraussichtlich Rückstellungen in einem „höheren einstelligen Millionen-Euro-Bereich“ bilden. 

Mindestdividende von 90 Cent 

Für das am 1. Oktober begonnene Geschäftsjahr 2025/26 stellte Szyszkoswitz „bei einem stabilen regulatorischen und energiepolitischen Umfeld“ ein Konzernergebnis von 430 bis 480 Millionen Euro in Aussicht. Dieses würde somit 1,5 Prozent unter bis 9,9 Prozent über jenem des Geschäftsjahres 2024/25 liegen. 

Geplant ist ferner, künftig eine Dividende von mindestens 90 Cent/Aktie auszuzahlen. Dies ist auch jener Wert, den der EVN-Vorstand der Hauptversammlung am 25. Februar 2026 vorschlagen wird. Ab dem Geschäftsjahr 2029/30 soll die Höhe der Mindestdividende auf 1,10 Euro/Aktie ansteigen, kündigte Szyszkowitz an.

Wie ein Sprecher des Unternehmens auf Anfrage dieser Redaktion erklärt, habe die Geschäftsführung der Stadtwerke um Olaf Hermes die Anwaltskanzlei „Feigen Graf“ damit beauftragt, eine unabhängige Compliance-Prüfung durchzuführen. Es gehe um den „Verdacht der unangemessenen Beeinflussung auf den Entscheidungsprozess der Beteiligungsgesellschaft zur Ausübung eines Vorkaufsrechts für eine Immobilie“.

Was diese sperrige Formulierung praktisch bedeutet, ist der Bonner Öffentlichkeit seit der Berichterstattung durch den örtlichen General-Anzeiger bekannt. Die Stadtwerke Bonn haben demnach über ihre Mehrheitsbeteiligung (49,6 Prozent) an der Flugplatzgesellschaft Hangelar mbH den Kauf eines Grundstücks am kleinen Airport durchgesetzt.

Der neue Co-Dezernent und bisherige persönliche Referent des OB, Christian Siegberg, soll per Weisung an die SWB-Geschäftsführung versucht haben, den Kauf zu unterbinden. Anfang Dezember habe der Vertreter der Stadtwerke in der Versammlung der Flugplatzgesellschaft dennoch für das Ausüben des Vorkaufsrechts gestimmt.

Kompliziert wird die Angelegenheit, weil die neue Stadtspitze wirtschaftliche Risiken als Grund für ihre Intervention bei dem Grundstücksdeal geltend gemacht haben soll. So hätten auch die weiteren Gesellschafter des Flugplatzes argumentiert, der Rhein-Sieg-Kreis und die Stadt Sankt Augustin. Ausschlaggebend und ausreichend sei schließlich das Votum der Stadtwerke und des zusätzlich an der Gesellschaft beteiligten Vereins (Fliegergemeinschaft Hangelar, 2 Prozent) gewesen.

Die Wellen schlagen hoch, weil die Stadtwerke das politische Bonn über das Compliance-Verfahren erst sehr kurz vor einer Personalentscheidung des Stadtrates informiert hatte. In der Sitzung sollte Christian Siegberg per Votum zum Co-Dezernenten aufsteigen. Die politischen Konkurrenten der CDU wollten die Wahl aussetzen, bis die Rolle Siegbergs in dem Vorfall geklärt sei. Darüber setzte die Ratsmehrheit sich hinweg.

Der neue OB Deus bemüht sich offenbar, die Situation zu versachlichen. Er hat dem Rat zugesichert, das Rechnungsprüfungsamt einzuschalten. Das Amt soll die Geschehnisse um die Weisung von Christian Siegberg prüfen und dazu einen Bericht vorlegen. Die Stadtwerke Bonn sagten dieser Redaktion, keine weiteren Angaben zur laufenden unabhängigen Untersuchung machen zu wollen. Das Ergebnis der internen Prüfung durch die Kanzlei wollen sie allerdings „selbstverständlich“ bekanntgeben.

Hansewerk Natur hat in Hamburg einen Wärmeabsatz von rund 600 Millionen kWh im Jahr und eine Netzlänge von über 350 km. Insbesondere die großen Verbundnetze des Unternehmens haben Potential, weiter ausgebaut zu werden, was gleichzeitig zur Dekarbonisierung genutzt werden soll. Die Planungen umfassen laut dem Versorger die Erhöhung der Anschlusskapazität sowie zur Integration neuer Gebiete in die bestehende Fernwärmeversorgung.

Hansewerk Natur hat mit der Stadt vereinbart, ihre Hamburger Wärmenetze auszubauen und die Wärmeversorgung auf erneuerbare Energien und unvermeidbare Abwärme umzustellen. Hierzu will das Unternehmen, die Hamburger Ziele für die Dekarbonisierung von Wärmenetzen übertreffen und bis 2030 bereits rund zwei Drittel der eingesetzten Energie umweltfreundlich gewinnen. 

Außerdem hat Hansewerk Natur Vorschläge für Wärmeversorgungsgebiete vorgestellt, die sie aus Eigeninitiative im freien Wettbewerb umsetzen möchte. Das Unternehmen wird mit der Hansestadt bei der Suche nach erneuerbaren Energiequellen sowie Abwärmepotenzialen und Grundstücken für Energieerzeugungsanlagen kooperieren. Ein zentrales Anliegen sei sowohl der Stadt als auch Hansewerk Natur eine „nachhaltige und sozialverträgliche Gestaltung der Preise sowie die maximale Transparenz und Nachvollziehbarkeit der Preisstruktur“. 

Als zweitgrößter Wärmeversorger in Hamburg „unterstützen wir konsequent den Kurs des Senats, die Wärmeversorgung der Stadt auf Erneuerbare Energien und unvermeidbare Abwärme umzustellen“, sagte Gerta Gerdes, Sprecherin der Geschäftsführung von Hansewerk Natur, bei der Vertragsunterzeichnung. 

Und Hamburgs Umweltsenatorin Katharina Fegebank betonte laut Mitteilung: „Die Hamburger Energiewerke setzen den Kohleausstieg bis 2030 um und transformieren das städtische Fernwärmenetz hin zu einem ökologischen, versorgungssicheren und wirtschaftlichen Wärmeversorgungssystem.“ Allerdings würde nicht nur das städtische Unternehmen ambitioniert vorangehen. Hamburg würde nun auch gemeinsam mit Hansewerk Natur „alle Hebel in Bewegung setzen, um eine klimaneutrale Wärmeversorgung für Hamburg bis 2040 zu erreichen“.

Strom: Überwiegend etwas leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-Ahead verlor 4,25 auf 70,25 Euro/MWh im Base und gewann 4 auf 95,25 Euro/MWh im Peak. An der Börse kostete der Day-Ahead 70,07 Euro in der Grundlast und 94,87 Euro in der Spitzenlast. Ausschlaggebend für den relativ niedrigen Day-Ahead-Preis ist das hohe Aufkommen an Erneuerbaren-Strom.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Freitag 28,7 GW erreichen. Für den Berichtstag hatte Eurowind 29,7 GW vorhergesagt. Allerdings wird der Preis im Base durch eine verminderte Last unter das Vortagesniveau gedrückt. Diese gibt MBI Research mit 59,7 GW für den Freitag an nach 61 GW für den Berichtstag.

Die Wetterdienste gehen davon aus, dass der Freitag noch recht mild ausfallen wird, danach dürften die Temperaturen jedoch kontinuierlich zurückgehen. An Heiligabend werden diese laut dem US-Wettermodell auf den saisonalen Durchschnittswert gesunken sein und danach noch etwas weiter fallen. Für die kommenden zwei Wochen rechnen die US-Meteorologen mit einem insgesamt recht schwachen Windaufkommen in Deutschland, das allerdings von einer Starkwindphase vom 24. bis 27. Dezember unterbrochen werden dürfte.

Am langen Ende sank das Strom-Frontjahr um moderate 0,31 auf 84,69 Euro.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag marginal zugelegt. Der Dec 25 gewann bis 13.30 Uhr 0,10 Euro auf 86,90 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 16,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 87,05 Euro, das Tief bei 85,56 Euro.

Am CO2-Markt herrscht laut Marktbeobachtern ein leicht bullisher Ton. Sie verweisen auf die absehbar kältere Witterung, die Pause bei den Primärmarktauktionen und die zum Jahresende hin rückläufige Liquidität, die Preissprünge erleichtert. Die nächste Versteigerung am Primärmarkt findet erst am 7. Januar statt.

Erdgas: Kaum verändert haben sich die europäischen Gaspreise am Berichtstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.45 Uhr um 0,02 auf 27,30 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es um 0,03 auf 28,87 Euro nach oben.

Die Preise am europäischen Gasmarkt scheinen sich, wenn auch noch auf niedrigem Niveau, stabilisiert zu haben, so die Analysten der Commerzbank. Für Unterstützung sorgen zum einen die niedrigen und fallenden Speicherfüllstände. In der EU sind diese mittlerweile unter 70 Prozent gefallen, in Deutschland sogar auf nur noch 63 Prozent.

Zwar hat sich der Abstand der deutschen Füllstände zur Gesamt-EU seit Ende November verringert. Das liegt aber daran, dass sich die Entnahme in den anderen Ländern beschleunigt hat. Zudem wird in den kommenden Tagen mit niedrigeren Temperaturen gerechnet, die den Heizbedarf erhöhen. Dem gegenüber steht allerdings ein feiertagsbedingt niedrigerer Bedarf seitens der Industrie.

Im Blick zu behalten sind laut Commerzbank zudem die steigenden LNG-Importe Chinas. Diese sind im November nicht nur gegenüber dem Vorjahr um kräftige 14 Prozent gestiegen, sondern auch um 20 Prozent zum Vormonat. Mit 6,94 Millionen Tonnen haben sie zudem ein Jahreshoch erreicht. Eine stärkere Nachfrage aus dem weltweit wichtigsten Importland könnte die Angebotslage am LNG-Markt für die EU etwas eintrüben und ebenso für Aufwärtsdruck bei den Preisen sorgen.