Allerdings gebe es weiterhin Hindernisse. So kritisierte er die bislang ausgebliebene Bekanntgabe der Zuschläge aus der jüngsten Ausschreibung vom 1. November. Aus Sicht des Verbandes müsse der Bund die Bundesnetzagentur personell besser ausstatten, um solche Verzögerungen zu vermeiden. 

Zugleich bewertete der BWE die Rahmenbedingungen für die kommenden Ausschreibungen. Die Bundesnetzagentur hatte den Höchstwert für Ausschreibungen für Windenergie an Land im Jahr 2026 auf 7,25 ct/kWh festgelegt. Das entspricht einer Absenkung um 1,36 Prozent gegenüber dem bisherigen Höchstwert.

Dennoch sei damit laut Gutachten der Deutschen Wind Guard eine Realisierungswahrscheinlichkeit für unterschiedliche Standortgüten von über 90 Prozent möglich. Axthelm erwartet, dass sich der durchschnittliche Zuschlagswert aufgrund der hohen Zahl an Bewerbern unterhalb des Höchstwertes einpendeln wird, was den Wettbewerbsdruck weiter erhöht.

Modernisierungsagenda ausweiten

Ein weiteres Thema war die Modernisierungsagenda, die am 4. Dezember 2025 von der Ministerpräsidentenkonferenz gemeinsam mit dem Bundeskanzler beschlossen wurde. Mit Blick auf den Energiesektor prüft der Bund laut Beschluss unter anderem eine Genehmigungsfiktion für das Repowering von Windenergieanlagen nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG). Für Ersatzneubauten an bestimmten Verkehrswegen und Energieleitungen soll zudem auf Planfeststellungsverfahren und Umweltverträglichkeitsprüfungen verzichtet werden. 

Vorgesehen sind darüber hinaus generelle Vereinfachungen und reduzierte Anforderungen bei der Umweltverträglichkeitsprüfung sowie Maßnahmen, um den Netzausbau effizienter zu gestalten. Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeicher sollen in den Status des überragenden öffentlichen Interesses aufgenommen werden. Axthelm begrüßte diese Ansätze, kritisierte jedoch, dass es bei der Beschleunigung von Schwerlast- und Großraumtransporten weiterhin an Genehmigungsvereinfachungen wie Fahrzeugclustern fehle.
 
Viele Vorhaben für 2026

Mit Blick nach vorn erwartet der BWE Anfang 2026 den Referentenentwurf für die EEG-Novelle 2026, einschließlich einer Verbändebeteiligung. Geplant sind unter anderem Regelungen zu Differenzverträgen (CfD) für Windenergie an Land sowie die Umsetzung der Net Zero Industry Act-Vorgaben. Das Inkrafttreten zum 1. Januar 2027 hält der Verband für erforderlich, da die beihilferechtliche Genehmigung des EEG ausläuft. 

Ein ausführliches Positionspapier mit Leitplanken für die Novelle will der BWE im Januar 2026 vorlegen. Zentrale Punkte sind Anreize für einen flächendeckenden, systemdienlichen Ausbau, Investitionssicherheit für alle Akteursgruppen, insbesondere für Bürgerenergie, sowie die Stärkung der deutschen und europäischen Wertschöpfung entlang der Lieferketten.

Kritisch begleitet der Verband auch die Debatte um Netzanschlüsse und Redispatch. Im Zusammenhang mit dem NEST-Prozess der Bundesnetzagentur rechnet der BWE mit steigendem Druck auf Netzbetreiber, Abregelungen durch Netzausbau zu reduzieren. Ein Antrag aus Mecklenburg-Vorpommern im Bundesrat sieht vor, die Redispatchkompensation für Neuprojekte einzuschränken und in bestimmten Netzabschnitten einen zeitlich befristeten Redispatch-Vorbehalt einzuführen. Der BWE warnt vor negativen Investitionssignalen und verweist auf Alternativen wie eine bessere Netztransparenz, Digitalisierung und den beschleunigten Ausbau der Verteilnetze.

Ausgleichszahlungen auch für Windkraft

Schließlich nahm Axthelm Bezug auf aktuelle Gesetzesinitiativen zur Infrastruktur und zu Speichern. Beim geplanten Infrastruktur-Zukunftsgesetz kritisierte der Verband, dass die im Kabinettsbeschluss vorgesehene Eingriffsregelung des Bundesnaturschutzgesetzes Zahlungen statt Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen auf Verkehrsprojekte und Vorhaben aus dem Klimatransformationsfonds beschränkt. Eine Ausweitung auf Erneuerbare Energien und Netze hätte aus Sicht des BWE dem Klimaschutz dienen können. 

Positiv bewertet der Verband hingegen die jüngsten Beschlüsse zur Privilegierung von Geothermie und untertägigen Wärmespeichern sowie die Klarstellungen für Batteriespeicher im Baugesetzbuch, auch wenn hier weiterhin Steuerungselemente erforderlich seien.

BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser erklärte, das Gesetz sende ein wichtiges Signal an Investoren. Entscheidend sei jedoch, dass die neuen Regelungen ihr Potenzial auch tatsächlich entfalten könnten und nicht durch zusätzliche bürokratische Hürden in anderen Phasen der Entscheidungs- und Genehmigungsprozesse gebremst würden. In Verbindung mit dem Deutschlandfonds sieht der Verband zusätzliche Impulse. Für den Fonds stellt der Bund öffentliche Mittel und Garantien in Höhe von rund 30 Milliarden Euro bereit, um zusätzliche private Investitionen auszulösen. 

Verschiedene Gesetze verändert

Positiv bewertet der Verband die vorgesehenen Änderungen in mehreren Gesetzen, darunter im Kapitalanlagegesetzbuch, im Real Estate Investment Trust-Gesetz sowie im Vermögensanlagengesetz. „Diese Anpassungen stärkten die investitionsrechtlichen Rahmenbedingungen und sorgten an zentralen Stellen für mehr Rechtssicherheit“, kommentierte BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser. Als Beispiel nennt der BEE eine einheitliche Definition von erneuerbaren Energien, die Investoren und Fonds Planungssicherheit geben könne.

Kritisch sieht der Verband dagegen neue Melde-, Dokumentations- und Reportingpflichten, die das Standortfördergesetz vorsieht. Diese könnten den administrativen Aufwand für Fonds und Investoren spürbar erhöhen. Der BEE appelliert deshalb an die Bundesregierung, die Umsetzung des Gesetzes eng zu begleiten und dort zeitnah nachzusteuern, wo Investitionen in Erneuerbare Energien aus Sicht des Verbandes unnötig erschwert werden.

Mehr als die Hälfte der Erneuerbaren in privater Hand

Nach Angaben von Heinen-Esser spielen private Investitionen eine zentrale Rolle für das Gelingen der Energiewende. Mehr als die Hälfte der installierten Leistung aus Erneuerbaren Energien in Deutschland befinde sich in den Händen von Privatpersonen, landwirtschaftlichen Betrieben und Gewerbe. Diese Akteure seien auf verlässliche Rahmenbedingungen sowie praxistaugliche Regelungen und Genehmigungsprozesse angewiesen.

Inhalt des Standortfördergesetzes

Das Standortfördergesetz umfasst umfangreiche Maßnahmen zur Förderung des Wirtschaftswachstums und zur Mobilisierung privater Finanzmittel. Dazu zählen Erleichterungen beim Zugang zu Finanzierungen für Unternehmen, Maßnahmen zur Stärkung des Fondsmarkts und des Venture-Capital-Ökosystems sowie eine Verschlankung aufsichtlicher Vorgaben. Zudem sieht das Gesetz Vertriebserleichterungen für Wertpapiere, Anpassungen steuerlicher Rahmenbedingungen und Erleichterungen für Investitionen in Infrastruktur und Erneuerbare Energien vor.

Insgesamt ändert das StoFöG 29 Gesetze und 13 Rechtsverordnungen, ergänzt weitere Regelungen und hebt zwei Verordnungen auf. Gleichzeitig setzt es mehrere kapitalmarktrechtliche EU-Rechtsakte um, die Teil der Weiterentwicklung der europäischen Spar- und Investitionsunion sind. Aus Sicht des BEE können diese Schritte dazu beitragen, mehr privates Kapital für die Energiewende zu mobilisieren, sofern die Umsetzung investitionsfreundlich ausgestaltet wird.

Das Standortförderungsgesetz (StoFöG) steht als PDF zum Download bereit.

Netzbetreiber sollen die Erzeugung aus erneuerbaren Energien und die verbrauchsseitige Elektrifizierung in ihren Netzen möglichst schnell und umfassend unterstützen. „Dreh- und Angelpunkt ist dabei die Digitalisierung“, sagt der Präsident.

Mit der Qualitätsregulierung schaffe die Behörde Transparenz über die Leistungsfähigkeit der Netzbetreiber im Bereich der Versorgungsqualität und setze deutliche Impulse für Verbesserungen. „Finanzielle Anreize in der Regulierung zur Verbesserung der neu eingeführten Qualitätskriterien sind hier in einem ersten Schritt noch nicht vorgesehen“, so Müller.

Energiewende und Digitalisierung ergänzt

Der Festlegungsentwurf stellt dem bekannten Element der Netzzuverlässigkeit das neue Element der Netzleistungsfähigkeit mit den neuen Bestandteilen Energiewendekompetenz und Digitalisierung zur Seite. Die Festlegung soll zunächst nur für Elektrizitätsverteilernetzbetreiber gelten. Die Situation in den Gasnetzen, in Stromübertragungsnetzen und in den geschlossenen Verteilernetzen lasse derzeit keine Bildung sinnvoller Kennzahlen zu.

Alle Interessengruppen sind aufgefordert, zu dem Festlegungsentwurf bis zum 6. Februar 2026 Stellung zu nehmen. Zu Beginn des Jahres 2026 wird ebenfalls die Festlegung zur Datenerhebung konsultiert. Wie auch in diesem Jahr sei die Abfrage der Daten über das bewährte Monitoring geplant, kündigt die Bundesnetzagentur an.

Netzzuverlässigkeit

Die Netzzuverlässigkeit ist die Fähigkeit des Elektrizitätsversorgungsnetzes, Elektrizität möglichst unterbrechungsfrei und unter Einhaltung der Spannungsqualität zu transportieren. Diese soll, wie bisher, auch in der fünften Regulierungsperiode ab dem 1. Januar 2029 jährlich neu bestimmt und veröffentlicht werden. Ebenfalls wie bisher bleibt die Netzzuverlässigkeit zunächst auf Netzbetreiber im Regelverfahren begrenzt. 

Die integralen Bestandteile der aktuellen Qualitätsregulierung, die Kennzahlen SAIDI für die Niederspannung und ASIDI für die Mittelspannung, bleiben auch in der neuen Systematik erhalten und bilden die Basis für die weitere qualitätsgetriebene Optimierung der Netzzuverlässigkeit. 

Energiewendekompetenz

Die Energiewendekompetenz eines Netzbetreibers ist die gegebenenfalls vorausschauende Umsetzung von Anforderungen, die die Transformation der Energiewirtschaft fördert. Diese abstrakte Beschreibung der Energiewendekompetenz eines Netzbetreibers wird durch die folgenden Kennzahlen beschrieben und messbar gemacht:

• Zusätzlich angeschlossene erneuerbare Energieerzeugung
• Zusätzliche angeschlossene Verbrauchseinrichtungen, bei denen Elektrizität fossile Energieträger ersetzt, sowie Speicher (Energiewendetechnologien)
• Minimierung der Dauer zwischen Antragstellung und Inbetriebnahme eines Netzanschlusses für Erneuerbare-Energien-Anlagen
• Minimierung der Dauer zwischen Antragstellung und Inbetriebnahme eines Netzanschlusses von Energiewendetechnologien

Diese Kennzahlen wurden auf Basis einer Datenerhebung im Frühjahr 2025 ermittelt. Dabei wurde die Bundesnetzagentur wissenschaftlich beraten. Die netzbetreiberindividuellen Ergebnisse (Kennzahlenwerte) werden zukünftig für alle Netzbetreiber von der Bundesnetzagentur veröffentlicht.

Im Unterschied zur Netzzuverlässigkeit ist ein finanzieller Anreiz für die Energiewendekompetenz mit Bonus- oder Malus-Zahlungen noch nicht vorgesehen. Zunächst setzt die Bundesnetzagentur auf die Anreizwirkung der Transparenz.

Digitalisierung

Die Digitalisierung soll ebenfalls jährlich anhand von Kennzahlen transparent und messbar werden. Dazu wird die Digitalisierung in den folgenden, die Energiewendekompetenz fördernden Dimensionen untersucht:

• Smart Grids,
• Digitale Prozesse und Systeme,
• Datenmanagement und Analyse 

In diesen Dimensionen werden laut der Behörde für jede Spannungsebene Indizes sowie ein Webportalindex und ein Gesamtindex gebildet. Die Kennzahlenwerte werden sowohl netzbetreiberindividuell als auch deutschlandweit gebildet. Die Kennzahlen und die Kennzahlenwerte sollen ebenfalls für alle Netzbetreiber auf der Internetseite der Bundesnetzagentur veröffentlicht werden. Auch bei der Digitalisierung bleiben finanzielle Anreize einer späteren Festlegung vorbehalten.

Das Dokument zur Konsultation der Methoden für das Qualitätselement steht im Internet bereit.

Im Bereich der Haushalte steigen die Stromnetztarife im österreichweiten Durchschnitt um etwa 1,3 Prozent. Ein durchschnittlicher Haushalt mit 3.500 kWh Jahresbedarf hat dadurch Mehrkosten von rund 5 Euro, verlautete die Behörde. Als Gründe für die Steigerungen nannte der zuständige Vorstand der E-Control, Alfons Haber, den erhöhten Investitionsbedarf in einigen Bundesländern Österreichs sowie rückläufige Abgabemengen.

Neu eingeführt werden die sogenannten „Reduzierten Sommer-Arbeitspreise“ (RSAP). Sie gelten auf der Netzebene 7, über die Haushalts- und Gewerbekunden versorgt werden, von 1. April bis inklusive 30. September zwischen 10 und 16 Uhr. Die RSAP sind um 20 Prozent niedriger als die Arbeitspreise während des übrigen Jahres. 

Die größten Tarifsteigerungen verzeichnen das Burgenland mit 15,9 Prozent auf 10 Cent/kWh, Tirol mit 10,9 Prozent auf 8,66 Cent/kWh sowie die oberösterreichische Landeshauptstadt Linz mit 7,5 Prozent auf 7,60 Cent/kWh.

Am stärksten sinken die Tarife dagegen im über Deutschland versorgen Kleinwalsertal. Sie fallen dort um 10,2 Prozent auf 19,67 Cent/kWh. Im Land Salzburg verringern sich die Tarife um 9,1 Prozent auf 8,49 Cent/kWh, in Kärntens Landeshauptstadt Klagenfurt fallen sie um 4 Prozent auf 9,02 Cent/kWh. 

Für Großkunden, die über die Netzebene 3 versorgt werden, steigen die Tarife im Burgenland um 16,3 Prozent auf 1,54 Cent/kWh, in Tirol um 14,2 Prozent auf 1,47 Cent/kWh und in Niederösterreich um 7,1 Prozent auf 1,55 Cent/kWh.

Die größten Senkungen verzeichnen das Land Salzburg mit 14,2 Prozent auf 1,33 Cent/kWh, Wien mit 8,7 Prozent auf 1,12 Cent/kWh und die Steiermark mit 1,7 Prozent auf 1,23 Cent/kWh. 

Gasnetztarife steigen deutlich 

Teils erhebliche Kostensteigerungen erfolgen im Gasbereich. Als einen der wichtigsten Gründe hierfür nennt E-Control-Vorstand Haber den Ausfall der Gastransite von Russland über Österreich nach Italien und Deutschland. Damit entgehen den Fernleitungsbetreibern Gas Connect Austria (GCA) und TAG GmbH Transitgebühren, die durch höhere Netztarife ausgeglichen werden müssen.

Weitere Gründe sind der rückläufige Gasbedarf für Kraftwerke infolge des Ausbaus der erneuerbaren Energien, die schwache Konjunktur sowie der tendenziell sinkende Einsatz von Erdgas im Wärmebereich. 

Infolge dessen steigen die Gasnetztarife für einen durchschnittlichen Haushalt mit 15.000 kWh Jahresbedarf um etwa 18,2 Prozent oder 76,8 Euro pro Jahr. Am stärksten erhöhen sie sich auf der betreffenden Netzebene 3 in Kärnten mit 35 Prozent auf 3,04 Cent/kWh.

An zweiter Stelle liegt Niederösterreich mit einer Erhöhung um 30,6 Prozent auf 2,38 Cent/kWh. Die dritthöchsten Steigerungen haben die Haushalte in der Steiermark mit 27,7 Prozent auf 2,66 Cent/kWh hinzunehmen. 

Auf der Netzebene 2, über die insbesondere Kraftwerke und Industrieanlagen versorgt werden, beläuft sich die Tariferhöhung für Musterkunden mit einem jährlichen Bedarf von 90 Millionen kWh auf 26,8 Prozent.

Die höchste Tarifsteigerung haben solche Kunden in Salzburg mit 67,7 Prozent auf 0,45 Cent/kWh hinzunehmen. Auf den zweiten Platz kommt Wien mit einer Erhöhung um 53,5 Prozent auf 0,27 Cent/kWh. An dritter Stelle liegt das Burgenland. Dort steigen die Netztarife um 47,7 Prozent auf 0,41 Cent/kWh. 

Deutschland: Stromnetzentgelte sinken 

Anders als in Österreich stellt sich die Lage im Stromsektor in Deutschland dar. Laut einer Zusammenstellung des Dienstleistungsunternehmens Enet sinken die Stromnetzentgelte für Haushalte mit 4.000 kWh Jahresbedarf im bundesweiten Durchschnitt um 17,95 Prozent. Im Gasbereich steigen die Netzentgelte für einen Haushalt mit 20.000 kWh Jahresbedarf dagegen um 10,79 Prozent. Ein Gewerbebetrieb mit 5 Millionen kWh Jahresbedarf wiederum hat mit einer Steigerung um 11,5 Prozent zu rechnen.

Die beiden Unternehmen planen laut einer gemeinsamen Mitteilung vom 17. Dezember ein Leitungssystem, das überwiegend auf bestehenden Erdgasleitungen basieren und auf den Transport von Wasserstoff umgerüstest werden soll. Über die Grenzpunkte Oude Statenzijl in der niederländischen Provinz Groningen sowie Vlieghuis in der Provinz Drenthe soll eine durchgehende Achse entstehen. Diese Verbindung soll niederländische Industriegebiete, Importwege über Häfen sowie Speicher- und Produktionsanlagen mit Abnehmern in Deutschland verknüpfen. Die beiden Unternehmen haben dabei vor allem die Versorgung des Ruhrgebiets und des Rheinlands im Fokus.

Ziel ist es, über das neue Leitungssystem den ersten grenzüberschreitenden Wasserstofftransport zwischen beiden Ländern zu ermöglichen. Die Infrastruktur soll zunächst sogenannte Startkunden versorgen. Die Vereinbarung definiert dafür technische und organisatorische Eckpunkte, die einen sicheren und zuverlässigen Betrieb über die Landesgrenze hinweg gewährleisten sollen.

Gasunie ist ein europäisches Energieinfrastrukturunternehmen mit Hauptsitz in Groningen. Das Unternehmen betreibt und wartet Gastransport- und Speicherinfrastrukturen in den Niederlanden sowie im Norden Deutschlands. 

Thyssengas hat seinen Sitz in Dortmund und ist vor allem in Nordrhein-Westfalen und Niedersachsen tätig. Das Unternehmen betreibt ein überregionales Erdgasnetz und treibt den Umbau hin zu einer Wasserstoffinfrastruktur voran.

Innerhalb des Projekts bringt Thyssengas eine bestehende Erdgasleitung zwischen Vlieghuis in den Niederlanden und Ochtrup in Nordrhein-Westfalen ein. Die Umstellungsarbeiten auf Wasserstoff haben nach Unternehmensangaben bereits im Sommer dieses Jahres begonnen.

Teil des Wasserstoff-Kernnetzes

Die Leitung ist Teil des deutschlandweiten Wasserstoff-Kernnetzes sowie der Wasserstoff-Initiative GET H2. Perspektivisch soll die neue Verbindung nicht nur den bilateralen Transport zwischen Deutschland und den Niederlanden ermöglichen, sondern auch Anbindungen in Richtung Dänemark unterstützen.

Helmie Botter, Direktorin Wasserstofftransport bei Gasunie, betont die Bedeutung des grenzüberschreitenden Handels für einen funktionierenden Wasserstoffmarkt in Nordwesteuropa. Die getroffene Vereinbarung ermögliche den Transport über die Infrastruktur zwischen den Niederlanden und Deutschland und unterstütze zugleich weitere internationale Verbindungen.

Auch Thyssengas misst dem Projekt eine strategische Rolle bei. Nach Einschätzung von Thomas Gößmann, Vorsitzender der Geschäftsführung, stärkt die geplante Verbindung sowohl den internationalen Wasserstofftransport als auch den Aufbau des deutschen Wasserstoff-Kernnetzes. Zudem leiste das Projekt einen Beitrag zur industriellen Dekarbonisierung im Ruhrgebiet und im Rheinland.

Unterstützung erhält das Vorhaben auch aus der Landespolitik. Das NRW-Wirtschaftsministerium sieht in der Vereinbarung einen Beitrag zur Versorgungssicherheit sowie zur Anbindung an internationale Importrouten. Zugleich soll das Projekt Planungssicherheit für Unternehmen und Kommunen schaffen.

Der mit Centrica Energy vereinbarte Vertrag bezieht sich auf Nordrhein-Westfalen, wo sich mehrere Industriestandorte der Saint-Gobain Gruppe befinden. Der Vertrag mit Iqony betrifft das Bundesland Rheinland-Pfalz mit einem 150 Kilometer von einem Werk des Konzerns in Speyer entfernt gelegenen Solarpark. Isover, eine Marke von Saint-Gobain, stellt dort Glaswolle her. Der Standort plant im Rahmen eines Klimaschutzvertrages die Elektrifizierung seiner Schmelzwanne im Jahr 2027.

Die neu geschlossenen Grünstromverträge sind Teil der Gesamtstrategie der Saint-Gobain Gruppe, die darauf setzt, ihren CO2-Fußabdruck zu reduzieren und die Versorgung mit erneuerbarer Energie sicherzustellen. Bis ins Jahr 2050 will der Konzern klimaneutral produzieren. 

Saint-Gobain produziert und vertreibt unter verschiedenen Marken Baustoffe und Dienstleistungen für den Bausektor und die Industriemärkte. Darunter gehören Trockenbaumaterialen wie Rigips, Dämmstoffe, Sonnenschutzglas oder auch Bautechnik und Bauchemie. Der Konzern ist weltweit in 80 Ländern mit 161.000 Beschäftigten tätig und hat im vergangenen Jahr einen Umsatz von 46,6 Milliarden Euro erwirtschaftet.

Davon entfallen 2,3 Milliarden Euro auf Deutschland. Hierzulande arbeiten 8.000 Beschäftigte an mehr als zehn Standorten. Die Hauptverwaltung hat ihren Sitz im nordrhein-westfälischen Herzogenrath.

Hintergrund ist das Ziel des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG), die installierte Leistung von Photovoltaikanlagen von derzeit rund 112.000 MW bis 2040 auf 400.000 MW zu erhöhen. Laut dem UBA spielt Solarenergie eine zentrale Rolle, um den Klimaschutz voranzubringen und die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern zu verringern. Entscheidend sei dabei die Auswahl geeigneter Flächen.

Vorrang für bereits versiegelte Flächen

Aus Sicht der Behörde sollten Photovoltaikanlagen vorrangig auf Dächern sowie auf bereits versiegelten oder vorbelasteten Flächen entstehen. Dazu zählen unter anderem Parkplätze, Deponien, Industrie- und Gewerbeflächen. Diese Standorte verursachen laut UBA die geringsten zusätzlichen Eingriffe in Natur und Landschaft und nutzen vorhandene Flächen effizient.

Um die Ausbauziele rechtzeitig zu erreichen, hält das UBA zusätzliche Freiflächenanlagen für unverzichtbar. Landwirtschaftliche Flächen sollten jedoch nur dann genutzt werden, wenn andere Optionen nicht ausreichen. In diesem Fall empfiehlt die Behörde, Flächen mit geringer bis mittlerer Bodengüte und geringer ökologischer Bedeutung zu wählen.

Naturschutzfachlich sensible Gebiete sowie besonders fruchtbare Böden sollten demnach freigehalten werden. Auch die Bündelung von Photovoltaik mit vorhandener Infrastruktur, etwa entlang von Autobahnen, könne helfen, Lebensräume weniger stark zu zerschneiden.

Empfehlungen für Agri-PV 

UBA-Präsident Dirk Messner betont laut der Veröffentlichung, dass Wind- und Sonnenenergie nicht nur zum Klimaschutz beitragen, sondern auch eine kostengünstige und umweltverträgliche Energieversorgung ermöglichen. Gleichzeitig sei es möglich, Photovoltaikanlagen so zu errichten, dass Böden fruchtbar bleiben und naturnahe Bereiche erhalten werden. Nach Angaben des UBA erzeugt Photovoltaik selbst bei umweltschonender Umsetzung pro Hektar ein Vielfaches an Strom im Vergleich zum Anbau von Energiepflanzen.

Das Factsheet mit dem Titel „Photovoltaik auf dem Acker? – Ein Positionspapier“ benennt zudem konkrete Umweltkriterien für Freiflächenanlagen. So sollten Module und Nebenanlagen höchstens 60 Prozent der Fläche überdecken. Vorgesehen sind außerdem ein biodiversitätsfreundliches Vegetationsmanagement, die Durchgängigkeit für Tiere sowie Biotopelemente wie Blühstreifen auf mindestens zehn Prozent der Anlagenfläche. Trocken gelegte Moorböden sollen grundsätzlich ausgeschlossen bleiben, mit Ausnahme spezieller Moor-PV-Projekte, die eine Wiedervernässung vorsehen.

Ein weiteres zentrales Element ist die Förderung von Agri-PV. Diese Systeme kombinieren landwirtschaftliche Nutzung und Stromerzeugung auf derselben Fläche. Laut dem UBA können sie Erträge stabilisieren, indem sie Nutzpflanzen und Tiere vor extremen Wetterereignissen schützen, und gleichzeitig sehr flächeneffizient Strom liefern.

Weniger Energiepflanzen anbauen

Vor dem Hintergrund dieser Effizienzvorteile empfiehlt das Umweltbundesamt, den Anbau von Bioenergiepflanzen deutlich zu reduzieren. Konventionelle PV-Freiflächenanlagen lieferten pro Hektar 28- bis 50-mal mehr Strom als Mais oder andere Energiepflanzen, heißt es in dem Papier. Frei werdende Flächen könnten für Nahrungsmittelproduktion, Naturschutzmaßnahmen und die Stärkung der Klimarobustheit landwirtschaftlicher Böden genutzt werden.

Insgesamt kommt das UBA zu dem Schluss, dass für die Erreichung der Ausbauziele nur rund 0,5 Prozent der Bundesfläche benötigt würden, wenn Dach- und Freiflächen etwa gleich stark genutzt werden. Der Photovoltaikausbau könne daher so gestaltet werden, dass Klimaschutz, Landwirtschaft und Naturschutz miteinander vereinbar bleiben.

Das Positionspapier „Photovoltaik auf dem Acker? – Ein Positionspapier“ des UBA zur Photovoltaik steht im Internet bereit.

 
Der Teilindex für Primärenergie notierte im Oktober 2025 bei 96,2 Punkten. Im Vergleich zum Vormonat September ging der Index um überdurchschnittliche 2,9 Prozent zurück. Verantwortlich für das Minus im Oktober gegenüber dem Vormonat September waren insbesondere niedrigere inländische Erzeugerpreise für Braunkohle (-8,0 Prozent) sowie rückläufige Einfuhrpreise für Erdöl (-4,1 Prozent) und Steinkohle (-2,0 Prozent).

Der Teilindex für Sekundärenergie stieg im Oktober, entgegen dem allgemeinen Trend, leicht an. Gegenüber September lag er um 0,3 Prozent höher bei 119,8 Punkten. Verantwortlich für den leichten Anstieg im Vormonatsvergleich waren unter anderem höhere Erzeugerpreise für Flüssiggas (+6,1 Prozent) und Fernwärme (+0,8 Prozent). Die Erzeugerpreise für leichtes Heizöl (-3,4 Prozent) und Diesel (-0,4 Prozent) gingen gegenüber September hingegen zurück.

Der Strompreisindex, der im Index für Sekundärenergie enthalten ist und der neben dem Einfuhrpreis auch die inländischen Erzeugerpreise enthält, stieg im Oktober 2025 um 1,0 Prozent gegenüber September auf 112,8 Punkte an. 
 
Aus Sicht der VBW braucht der Wirtschaftsstandort dringend ein deutlich wettbewerbsfähigeres Energie- und Strompreisniveau. „Unsere Unternehmen leiden weiterhin unter den hohen Belastungen durch teure Energie. Eine schnelle und spürbare Entlastung der Industrie – insbesondere bei den Strompreisen – ist dringend nötig, um die bereits voranschreitende De-Industrialisierung zu stoppen. Die beschlossene Einführung eines Industriestrompreises im kommenden Jahr ist ein wichtiger Schritt. Unverzichtbar bleibt auch eine dauerhafte Absenkung der Stromsteuer für alle Branchen auf das europäische Mindestniveau“, sagt VBW-Hauptgeschäftsführer Bertram Brossardt.

Augusta verbindet die bayerische Verdichterstation in Wertingen im Landkreis Dillingen an der Donau mit dem Netzknoten Kötz im Landkreis Günzburg auf einer Länge von rund 40,5 Kilometer und verläuft dabei parallel zur bestehenden Gasleitung Senden - Vohburg. Die Röhre hat einen Durchmesser von 700 Millimetern, der Betriebsdruck wird mit 100 bar angegeben. 

Bayernets-Geschäftsführer Matthias Jenn betonte die „hohe Relevanz“ von Augusta im Zusammenhang mit der laufenden Diskussion über flexible Gaskraftwerke als Sicherungssystem für die erneuerbare Stromproduktion. Die Leitung soll ermöglichen, neue Gaskraftwerke in Bayern sowie Baden-Württemberg an die Gasspeicher im südbayerischen und Salzburger Raum anzubinden. Zudem wurde laut dem Fernleitungsnetzbetreiber die Pipeline H2-ready errichtet, sodass sie in Zukunft optional Wasserstoff transportieren kann. 

Der Fernleitungsnetzbetreiber Bayernets hat mit den Baumaßnahmen insgesamt rund 180 Millionen Euro in die bayerische Gasinfrastruktur investiert. Die Münchener Bayernets ist eine Tochtergesellschaft der beiden Stadtwerke in München und Augsburg sowie des mehrheitlich kommunalen Versorgers Bayerngas. 
 

Der Green Hydrogen Hub Stuttgart wird derzeit gebaut. Es ist vorgesehen, mit vier Elektrolyseuren dort zukünftig jährlich bis zu 1.200 Tonnen hochreinen grünen Wasserstoff aus Ökostrom zu erzeugen. ​Die Arbeiten am Hub haben mit einem symbolischen Spatenstich im April 2025 begonnen und sollen bis Ende 2026 abgeschlossen sein.

„Mit dem Projektbaustein GH2Splus erhöhen wir nicht nur die Kapazität, sondern vor allem die Flexibilität des gesamten Green Hydrogen Hubs“, sagt Peter Drausnigg. Die vier modularen Elektrolyseure ermöglichten eine fein skalierbare, wirtschaftliche und netzdienliche Betriebsführung, so der technische Geschäftsführer der Stadtwerke Stuttgart. Dadurch könne der grüne Strom optimal genutzt und die Anforderungen aus der Industrie zuverlässig erfüllt werden.

Der Wasserstoff-Hub in Stuttgart besteht insgesamt aus drei Teilprojekten:

• Green Hydrogen Hub: Standort für die Produktion von grünem Wasserstoff und Basis für die klimaneutrale Wasserstoffversorgung in der Region
• H2 GeNeSiS: Das Projekt umfasst eine Pipeline und einen der Elektrolyseure im Hub. Damit soll eine nachhaltige Wasserstoffwirtschaft im Neckartal aufgebaut werden.
• HyPulseST: Das dritte Teilprojekt hat die Wasserstoff-Anwendungen im Fokus, etwa in Bussen und Lastkraftwagen oder BHKW.

Partner im Gesamtprojekt sind neben den Stadtwerken Stuttgart auch die Wirtschaftsförderung Region Stuttgart GmbH, die Stadtwerke Esslingen am Neckar, das Steinbeis-Innovationszentrum Energieeffiziente und emissionsfreie Technologien sowie das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW).

 
Im Jahr 2024 erzielte das deutsche Unternehmen Bosch mit Sitz in Gerlingen (Baden-Württemberg) im Bereich Energie- und Gebäudetechnik einen Umsatz in Höhe von rund 7,5 Milliarden Euro. Insgesamt erwirtschaftete die Bosch-Gruppe im gleichen Jahr einen Gesamtumsatz von rund 90,3 Milliarden Euro. Zum Unternehmensbereich Energy and Building Technology gehören die Geschäftsbereiche Building Technologies, Thermotechnology sowie Bosch Global Service Solutions.

Auf Google findet sich noch ein alter Zweizeiler: „Bei dem Gasanbieter Stadtwerke Fürstenfeldbruck erhalten Sie 100 Prozent Ökogas. Mit dem nachhaltigen Erdgas tun Sie etwas für das Klima.“ Hintergrund ist, dass die Stadtwerke CO2-Emissionen durch Wasserkraft- und Waldschutzprojekte kompensieren. „Die Stadtwerke Fürstenfeldbruck dürfen zukünftig ihren Gastarif nicht wie bisher als CO2-kompensiert bewerben“, heißt es in einer Mitteilung der DUH.

Aktuell (Stand 19. Dezember) führen die Stadtwerke zu ihrem Angebot aus: „Gas stellt einen fossilen Energieträger dar. Mit dem Ziel, dem damit verbundenen CO2-Ausstoß etwas entgegenzusetzen, wird ein Teil der Einnahmen (Ihrer Zahlungen) in zertifizierte Klimaschutzprojekte (insbesondere nach dem VCS- oder Goldstandard) investiert.“

42 Versorger abgemahnt, 37 Unterlassungserklärungen

Die Stadtwerke Fürstenfeld gehören zu einer Liste von Versorgern, deren Gaswerbung die DUH auf den Plan gerufen hat. „Seit April 2024 haben wir insgesamt 42 Gasversorger, teilweise zweimal, aufgefordert, ihre verbrauchertäuschende Werbung für angeblich ,klimaneutrales', ,CO2-neutrales‘ oder ,CO2-kompensiertes‘ Erdgas zu beenden und entsprechende Unterlassungserklärungen zu unterzeichnen“, schildert Agnes Sauter, Leiterin ökologische Verbraucherberatung und Marktüberwachung bei der Organisation.

In 37 Fällen seien strafbewehrte Unterlassungserklärungen abgegeben worden, in sechs Fällen Gerichtsurteile zugunsten der DUH ergangen. „Ein Unterlassungsanspruch ist noch gerichtsanhängig, bei einem weiteren Vorgang haben wir das Verfahren eingestellt, weil ein ähnlicher Sachverhalt in dem derzeit noch gerichtsanhängigen Fall geklärt werden wird“, so Sauter gegenüber der Redaktion.

DUH-Geschäftsführer Jürgen Resch sieht den Handel mit CO2-Zertifikaten als moderne Form des „Ablasshandels“. „Er erweckt fälschlicherweise den Eindruck, dass Unternehmen sich von ihrer Verantwortung im Kampf gegen die Klimakrise mit Zertifikaten freikaufen können“. Der vermeintliche CO2-Ausgleich suggeriere Klimaneutralität des Erdgases, dabei funktioniere er nicht.

Zu den Gasanbietern, die die DUH im vergangenen Jahr abgemahnte (wir berichteten), zählen unter anderem (in alphabetischer Reihenfolge): Brillant Energie GmbH (Leipzig), Enercity (Hannover), Eprimo (Neu-Isenburg), Erlanger Stadtwerke (Erlangen), Homee (Berlin), Knauber Erdgas (Bonn), NEW Niederrhein Energie und Wasser (Mönchengladbach), Stadtwerke Geseke, Langenfeld, Lauffen am Neckar, Mühlheim am Main, München, Recklinghausen und Zeven sowie die TWL Technischen Werke Ludwigshafen am Rhein AG.

Nach Zustimmung der kommunalen Gesellschafter und der zuständigen Behörden haben die Unternehmen die Kooperation nun formal abgeschlossen. Dies gibt der kommunale Energieversorger Westfalen Weser in einer Mitteilung vom 18. Dezember bekannt. Bei „WestfalenWIND Strom“ handelt es sich um einen privaten Energieversorger, der sich auf Handel und Vertrieb von zertifiziertem regionalem Ökostrom spezialisiert hat.

Das gemeinsame Unternehmen soll den Handel und Vertrieb von regional erzeugtem Grünstrom für Privat-, Gewerbe- und Industriekunden deutlich ausweiten. Nach Angaben der Partner zielt das Joint Venture darauf ab, regional erzeugte Energie möglichst auch regional zu nutzen. Andreas Speith, Geschäftsführer von Westfalen Weser, erklärt, die Energiewende erfordere ein ganzheitliches Management der Energiesysteme. Die Zusammenarbeit solle dazu beitragen, Erzeugung, Vermarktung und Verbrauch stärker miteinander zu verzahnen.

Zielgruppe vor allem kleinere Stadtwerke

Nach eigenen Angaben bringt „WestfalenWIND Strom“ eine vollständig integrierte Energiebewirtschaftung in die Kooperation ein – vom Einkauf bis zum Verkauf von zertifiziertem, regionalem Ökostrom. Durch das Joint Venture sollen künftig auch kleinere kommunale Partner Zugang zu notwendigen IT-Systemen, Beratungsleistungen und regionalem Strom erhalten. Laut Andreas Schmitt, Geschäftsführer der „WestfalenWIND Strom“, richtet sich das Angebot insbesondere an kleinere Stadtwerke, die vor wachsenden regulatorischen und organisatorischen Anforderungen stehen.

Beide Unternehmen betonen, das Joint Venture sei langfristig angelegt. Die regionale Wertschöpfung im Strommarkt solle damit gestärkt werden. Kommunen und Stadtwerke solle damit stabile Vermarktungsstrukturen für regionalen Grünstrom geboten werden. Daher liege der Schwerpunkt der Zusammenarbeit auf der Einbindung weiterer kommunaler Partner. Westfalen Weser will dafür seine bestehenden Beziehungen zu Kommunen und Stadtwerken in der Region nutzen. Perspektivisch soll die Kooperation in der Strombeschaffung und -vermarktung weiter ausgebaut werden.

Wemag gebe diese Entlastung „vollständig“ an Verbraucher weiter, erklärt der kaufmännische Vorstand des Versorgers, Caspar Baumgart, in einer Mitteilung. Zum anderen berücksichtige man bei der Preiskalkulation für das kommende Jahr die gesunkenen Stromeinkaufspreise.

Für einen typischen Haushalt mit einem Wemag-Vertrag und einem durchschnittlichen Jahresverbrauch von 3.000 kWh ergibt sich nach Kalkulation des Vertriebs eine jährliche Ersparnis von rund 10 Prozent beziehungsweise 120 Euro.

Im Grundversorgungstarif „Ökostrom Regional“ sinkt der Arbeitspreis zum 1. Januar 2026 von 37,66 auf 33,32 Cent/kWh brutto. Der monatliche Grundpreis in dem Tarif steigt von 16,65 auf 17,54 Euro brutto.

Insgesamt rund 100.000 Stromkundinnen und -kunden profitierten von den Preisanpassungen, heißt es.

Preiserhöhungen bei Erdgas

„Aktuell haben wir 21.000 Gaskunden im Bestand, bei rund 6.000 Kunden müssen wir die Preise erhöhen“, schreibt das Unternehmen. Zu Begründung verweist es auf steigende Kosten für die Netzentgelte sowie die CO2-Umlage. Haushaltskunden in der Grundversorgung (Tarif „Erdgas Regional“) mit einem Jahresverbrauch ab 4.001 kWh zahlen einen Verbrauchspreis 13,17 Cent/kWh brutto. Der monatliche Grundpreis beläuft sich auf 20,67 Euro.

Nach Angaben des Vergleichsportals Verivox lag der Haushaltspreis für Erdgas im November im bundesweiten Durchschnitt bei 10,97 Cent/kWh; der Rechnung zugrunde liegt ein Jahresverbrauch von 20.000 kWh. Im November 2024 betrug der Preis 11,39 Cent/kWh. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft beziffert den durchschnittlichen Erdgaspreis für einen Musterhaushalt mit 20.000 kWh Verbrauch im laufenden Jahr – Zeitraum Januar bis Oktober – auf 12,07 Cent/kWh.

Der studierte Wirtschaftsingenieur Wollscheidt ist seit mehr als sechs Jahren alleiniger Geschäftsführer der Stadtwerke Völklingen Holding GmbH. In Flensburg übernimmt er die Aufgabe von Dirk Thole, der das Unternehmen mit Ablauf seines Vertrages zum 30. Juni 2026 verlassen wird. 
 
Bereits im Juni dieses Jahres hatten die Stadtwerke Flensburg das Ausscheiden von Thole bekanntgegeben (wir berichteten). Seit August 2024 führen Thole und Müller-Janßen das kommunale Unternehmen gemeinsam. Müller-Janßen wurde damals zum technischen Geschäftsführer berufen. Thole, der seit April 2023 als alleiniger Geschäftsführer tätig war, übernahm damals den Vorsitz der Geschäftsführung.

Der Schritt zur neuen Führungsstruktur steht in Zusammenhang mit der Abberufung des früheren Geschäftsführers Dirk Wernicke. Aufsichtsrat und Gesellschafterversammlung hatten im März 2023 in einer gemeinsamen Sitzung beschlossen, dessen Tätigkeit mit sofortiger Wirkung zu beenden. Als Grund nannten die Stadtwerke „unterschiedliche Auffassungen über die künftige strategische Ausrichtung“ des Unternehmens. 

Daraufhin wurde Thole als interimistischer Geschäftsführer eingesetzt, zunächst mit einem Vertrag datiert bis zum 30. Juni 2024. Dieser wurde später bis Mitte 2026 verlängert.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag präsentiert. Der Montag kostete im Base 84,50 Euro/MWh. Im Peak war kein Handel zustande gekommen. Am Donnerstag hatte der Freitag selbst im außerbörslichen Handel 70,25 Euro/MWh in der Grundlast gekostet. 

Marktbeobachter führen den Preisanstieg von Freitag auf Montag auf die geringere Einspeiseleistung der Erneuerbaren am ersten Tag der neuen Arbeitswoche zurück. Die Meteorologen von Eurowind erwarten für den Montag nurmehr 23,9 Gigawatt. Für den Berichtstag waren hingegen noch 29,7 Gigawatt an Einspeiseleistung von Wind und Solar prognostiziert worden. Für die Folgetage ab Dienstag geht Eurowind von einer schwankenden Einspeiseleistung auf etwas überdurchschnittlichem Niveau aus.

Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr unter dem Eindruck festerer Gaspreise 0,77 Euro auf 85,46 Euro/MWh. „Bevor die Liquidität in der neuen Woche noch weiter zurückgeht, bemühten sich viele Marktteilnehmer um letzte Käufe vor dem Jahreswechsel“, führte dazu ein Händler aus. 

Wahrscheinlich reagiere der Markt auch auf Aussagen des russischen Präsidenten Wladimir Putin, der Hoffnungen auf einen schnellen Frieden in der Ukraine gedämpft hat. Russland sei bereit, den Konflikt mit friedlichen Mitteln zu lösen, sagte Putin und verwies dafür auf seine Bedingungen aus dem Juni vorigen Jahres. Diese gehen weit über den sogenannten Friedensplan der Vereinigten Staaten hinaus.

CO2: Seitwärts haben die CO2-Preise am Freitag notiert. Bis 14.10 Uhr gewann der Benchmark-Kontrakt Dec 26 in impulsarmem Handel um 0,01 Euro auf 86,49 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 9,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 86,87 Euro/Tonne, das Tief bei 86,08 Euro/Tonne.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF notierte gegen 14.10 Uhr mit einem Plus von 0,43 Euro auf 28,32 Euro/MWh. 

Neben der Verhärtung der russischen Position im Ukrainekonflikt dürften die Wetterprognosen zu den höheren Preisen beigetragen haben. Diese entwickeln sich nun doch für die Zeit ab Mitte der neuen Woche in Richtung Kältewelle, mit Temperaturen, die im Tief in Deutschland bis zu 7 Grad Celsius unter dem Saisondurchschnitt liegen könnten. Laut dem US-Wettermodell soll die Kälte bis zum Ende des aktuellen Prognosezeitraums Anfang Januar anhalten. Zudem rechnen die US-Meteorologen mit einer überwiegend unterdurchschnittlichen Windeinspeisung. 

Die Heating Degree Days in Deutschland, in denen sich die Temperaturentwicklung der kommenden sieben Tage widerspiegelt, sind für den Berichtstag laut MBI Research bereits auf 98 von 88,6 am Vortag gestiegen. Der Saisondurchschnitt liegt bei 99,7.