Wie die Bundesregierung argumentiert, dazu äußern sich die Kläger derzeit nicht. „Generell äußern wir uns im Detail zur Bundesregierung in unserer Erwiderung, die wir dann auch ins Netz stellen, die aber noch einige Zeit benötigen wird“, erklärt der Prozessvertreter der Umweltverbände, Professor Felix Ekardt, auf Anfrage der Redaktion.

Die Einschätzung der Verbände aber spricht bereits für sich: „Klare Mängel durch die letzte Reform werden als nachrangig heruntergespielt, etwa bei der Nachsteuerung, wenn gesetzlich vorgegebene Ziele verfehlt werden“, heißt es in einer gemeinsamen Mitteilung der fünf Verbände.

BUND: „Behäbiges Abwinken und weiteres Schönreden“

„Wir werden die Stellungnahmen nun ausführlich juristisch prüfen lassen, aber können uns nur schwer vorstellen, wie die Bundesregierung ihre veraltete Klimapolitik erfolgreich rechtfertigen möchte“, kommentiert die Geschäftsführerin des Solarenergie-Fördervereins Deutschland (SFV), Susanne Jung, das Schreiben der Regierung. Scharfe Kritik kommt vom Bund für Umwelt und Naturschutz (BUND): „Von der Bundesregierung bekommen wir vor allem behäbiges Abwinken und weiteres Schönreden“, wird Verena Graichen, Geschäftsführerin Politik, in einer Mitteilung zitiert.
Neben der Bundesregierung waren auch umwelt- und klimawissenschaftliche Einrichtungen vom Bundesverfassungsgericht zu Stellungnahmen aufgefordert. Deren Argumentation sehen Umweltverbände als Unterstützung für die Klagen. Der Sachverständigenrat für Umweltfragen habe in seiner Stellungnahme darauf hingewiesen, „dass durch die Novellierung des Klimaschutzgesetzes die Erreichung der Klimaziele erschwert worden ist“, schreiben sie.

Das Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung habe kritisiert, „dass sich der Nachsteuerungsmechanismus auf die Zielerreichung im laufenden Jahrzehnt beschränkt und erst bei Verfehlungen in zwei aufeinanderfolgenden Jahren greift“. Zudem habe der Expertenrat für Klimafragen deutlich gemacht, dass aufgrund der absehbaren Zielverfehlungen für die Bundesregierung dringender klimapolitischer Handlungsbedarf bestehe.

Die Kläger berufen sich auf CO2-Prognosen des Umweltbundesamts. Danach werden die gesetzlich vorgeschriebenen Klimaziele für 2030 und 2040 verfehlt.

Hinter den Verfassungsbeschwerden stehen neben SFV und BUND auch Greenpeace, Germanwatch und die Deutsche Umwelthilfe (DUH). Hinzu kommen nach Angaben der Organisationen noch 54.000 Einzelpersonen.

Giffey widersprach damit jüngsten Äußerungen von Bundeskanzler Friedrich Merz (CDU), der der Konjunktur Vorrang vor Umweltpolitik eingeräumt und vor wirtschaftlichen Risiken gewarnt hatte. Auch die Kritik von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) an den Kosten der Energiewende könne sie nicht nachvollziehen. Investitionen in erneuerbare Energien und Netze aus Spargründen infrage zu stellen, sei kurzsichtig, so Giffey. „Das ist so ähnlich, als würde man nicht in die Zukunft investieren, um Geld zu sparen.“ 

Giffey: Länder wollen keine Rückschritte

Nach Angaben der Senatorin stößt der Kurs der Bundesregierung auch in den Ländern auf Skepsis. Bei der Energieministerkonferenz hätten die Länder deutlich gemacht, dass sie keine Rückschritte bei der Energiewende wollten. Viele Regionen hätten sich auf diese Politik eingestellt und nutzten deren Potenziale bereits. Unternehmen entwickelten darauf aufbauend neue Geschäftsmodelle, etwa in den Bereichen Effizienz, Nachhaltigkeit und Kreislaufwirtschaft. „Das muss ohne Wackeln weitergehen“, forderte Giffey. 
Förderprogramme seien dabei ein zentrales Instrument, um Investitionen auszulösen. Ziel sei es, Anreize zu setzen, damit sich neue Technologien durchsetzen und langfristig wirtschaftlich trügen. Förderungen müssten regelmäßig überprüft werden, grundsätzlich sei es aber richtig, Transformation aktiv zu unterstützen. 

Giffey verwies auf die wirtschaftliche Entwicklung in Berlin sowie auf wachsende Zukunftsbranchen wie Green Tech, Start-ups und Künstliche Intelligenz. Viele von ihnen beschäftigten sich mit ökologischen Themen − „nicht aus Altruismus, sie möchten ein Geschäftsmodell aufbauen. Das müssen wir unterstützen“.

Mit Blick auf das mögliche Scheitern des ehemaligen Northvolt-Projekts im schleswig-holsteinischen Heide sagte Günther, es werfe kein gutes Licht auf die großen deutschen Automobilkonzerne, dass sich dort erst nur ein schwedisches Unternehmen engagiert habe und sich jetzt noch eine US-Firma dafür interessiere. 

„Man kann das Verbrenner-Aus in Europa vielleicht zeitlich strecken, aber der Elektromobilität gehört die Zukunft“, sagte der CDU-Politiker. „Und wenn wir weiter eine führende Automobilindustrie in Deutschland haben wollen, dann wird das ohne Batterieproduktion nicht funktionieren.“

Ursprünglich wollte Northvolt in der Region Dithmarschen eine Batteriefabrik mit rund 3.000 Arbeitsplätzen errichten, ist inzwischen aber insolvent. Deshalb verhandelt nun das US-Unternehmen Lyten mit dem Bund und dem Land Schleswig-Holstein über den Bau einer kleineren Produktionsstätte für Batterien am selben Ort. 

Allerdings gibt es derzeit erheblichen Streit zwischen Schleswig-Holstein und dem Bund. Der Landtag hat bereits einstimmig die restriktive Informationspolitik der Bundesregierung im Fall Northvolt missbilligt und juristische Schritte angedroht. Diese bekräftigte Günther nun noch einmal. 

Günther: Landesregierung schließt juristische Schritte nicht aus

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) enthalte Informationen vor, „die für die nötige Entscheidung des Landtags über die Freigabe von weiteren gemeinsamen Kreditmitteln wichtig“ seien, klagte Günther. „So wichtig, dass wir als Landesregierung juristische Schritte nicht ausschließen, um an diese Informationen zu kommen.“

Anfang Dezember hatten Wirtschafts- und Finanzausschuss in vertraulicher Sitzung über die Verwendung noch verfügbarer Millionen aus einer Wandelanleihe zur Rettung der bislang nicht von der Insolvenz betroffenen deutschen Tochter beraten. Nach Informationen der Deutschen Presse-Agentur stimmten die Koalitionsfraktionen CDU und Grüne einer Freigabe weiterer Mittel zu, die Oppositionsfraktionen SPD, FDP und SSW lehnten dies ab. Hintergrund ist der Versuch, noch verhandelte öffentliche Mittel zu retten.

Northvolt hatte von der staatlichen Förderbank KfW für den geplanten Fabrikbau bei Heide über eine Wandelanleihe rund 600 Millionen Euro erhalten. Eine Wandelanleihe ist keine Förderung im eigentlichen Sinn. Sie ermöglicht es dem Empfänger, das Geld zu einem späteren Zeitpunkt beispielsweise in Unternehmensanteile umzuwandeln.

Bund und Land bürgten für die Wandelanleihe jeweils zur Hälfte. Davon sollen noch 264 Millionen Euro erhalten sein. Das übrige Geld wurde dort bereits verbaut oder beispielsweise für den Kauf von Maschinen und Land eingesetzt.

Die Datenanalysten haben die neuen Jahreskosten für Haushalte in betroffenen Gebieten – also nicht bundesweit – mit jenen vom 1. Dezember 2025 verglichen. Haushalte mit einem Jahresverbrauch von 3.500 Kilowattstunden und konventionellem Zähler werden demnach durchschnittlich um 12,86 Prozent entlastet. Umgerechnet bedeutet das laut Analysten für Kunden in der Grundversorgung im Mittel ein Ersparnis in Höhe von 213,12 Euro im Jahr.

Das bundesweite Mittel der Jahreskosten – errechnet aus den Mittelwerten über alle Postleitzahlen – beträgt in diesem Verbrauchsfall 1.441,16 Euro. Umgerechnet auf die Kilowattstunde entspricht das 41,18 Cent.

Die größte relative Senkung beobachten die Analysten bei Eon in Hessen. Um 24,81 Prozent sinkt der Preis, das sind 445,24 Euro. Kunden mit einem Verbrauch von 3.500 kWh zahlen ab Februar nächsten Jahres 1.349,23 Euro brutto.

Fast 1.800 Euro in Bitterfeld-Wolfen

Die größte absolute Senkung vollziehen der Erhebung zufolge die Stadtwerke Bitterfeld-Wolfen: Dort geht der Preis um 526,65 Euro – 22,69 Prozent – zurück. Gleichwohl liegt der Versorger mit dem neuen Tarif deutlich über dem Durchschnitt: 1.794,50 Euro pro Jahr werden ab Januar 2026 fällig.

Die stärkste Erhöhung erfahren Stromkunden in der Grundversorgung bei der Energieversorgung Dahlenburg-Bleckede: Zum Januar steigen die Jahreskosten bei oben genanntem Verbrauchsfall um 18,89 Prozent beziehungsweise 240,24 auf 1.512,22 Euro pro Jahr (brutto).

Mehrbelastung um rund 11 Prozent

Angesehen haben sich die Analysten der GET AG auch die Entwicklung der Kostenbestandteile. Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber hatten bereits Anfang Oktober – damals vorläufig – die Senkung ihrer bundeseinheitlichen Netzentgelte ab 2026 um durchschnittlich 57 Prozent bekanntgegeben.

Unter dem Strich beläuft sich laut Erhebung des Leipziger IT-Dienstleisters die Mehrbelastung aus den netzentgeltbasierten Umlagen beziehungsweise Aufschlägen zum kommenden Jahr auf 0,295 Cent/kWh (netto), beziehungsweise 11,13 Prozent. Ein Haushaltskunde mit nicht-privilegiertem Stromverbrauch von 3.500 kWh muss demnach künftig 12,29 Euro brutto mehr pro Jahr entrichten.

PSI entwickelt Softwarelösungen für Energie, Fertigung, Infrastruktur und Logistik. Besonders relevant für die Energiewirtschaft ist das Produkt „PSIcontrol“, ein Leitsystem zur Steuerung, Überwachung und Simulation von Stromnetzen. Dieses wird von mehreren großen Flächenverteilnetzbetreibern in Deutschland eingesetzt. 

Nach Einschätzung des Bundeskartellamtes bestehen gegen den Zusammenschluss keine wettbewerbsrechtlich relevanten Bedenken. Eon sei bereits heute in der Lage, durch seine Stellung als größter PSI-Kunde Einfluss auf die Produktentwicklung zu nehmen. Dieser Einfluss werde sich durch die Beteiligung nicht signifikant erhöhen. Warburg Pincus habe laut Behörde zudem kein wirtschaftliches Interesse daran, andere PSI-Kunden zugunsten von Eon zu benachteiligen. 

Warburg Pincus hatte die Übernahme am 13. Oktober angekündigt. Der Investor halte bereits 28,5 Prozent der Anteile an PSI, heißt es in der entsprechenden Pressemitteilung. Ziel sei eine Beteiligung von mehr als 50 Prozent. Das Handelsblatt berichtetet von Sicherheitbedenken innerhalb der Energiebranche, da PSI durch die Übernahme potenziell dem Zugriff von US-Behörden ausgesetzt sein könnte. Warburg Pincus und PSI widersprächen dieser Darstellung, schreibt die Zeitung. 

Das Bundeskartellamt betont, dass sicherheitspolitische Aspekte der Übernahme nicht Gegenstand der fusionskontrollrechtlichen Prüfung sind. Diese würden dem Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) im Rahmen der außenwirtschaftsrechtlichen Kontrolle obliegen.

Die Kilowattstunde Holzenergie kostet zum aktuellen Zeitpunkt 7,95 Cent. „Eine zentrale Rolle spielen die bislang moderaten Temperaturen, die den Heizbedarf niedrig halten und damit auch die Nachfrage nach Holzpellets in der laufenden Heizperiode dämpfen“, erklärt Depi-Geschäftsführer Martin Bentele. Zudem würden private Endverbraucher üblicherweise außerhalb der Wintermonate bestellen. 

Im Dezember 2025 ergeben sich beim Preis für Holzpellets folgende regionale Unterschiede (bei einer Abnahmemenge von 6 Tonnen): In Nord- und Ostdeutschland kosten Pellets 391,7 Euro/Tonne, gefolgt von Mitteldeutschland mit 393,66 Euro/Tonne. In Süddeutschland beträgt der Preis 399,49 Euro.

Größere Mengen (26 Tonnen) werden im Dezember 2025 zu folgenden Konditionen gehandelt: Mitte: 374,04 Euro/Tonne, Nord/Ost: 379 Euro/Tonne und Süd: 382,66 Euro/Tonne (alle Preise verstehen sich laut Depi inklusive Mehrwertsteuer).

Der Depi-Pelletpreis wird seit 2011 monatlich veröffentlicht. Er bezieht sich auf Pellets der Qualitätsklasse „ENplus A1“ und berücksichtigt die Lieferung im Umkreis von 50 Kilometern inklusive Umsatzsteuer. Er soll einen bundesweiten Referenzwert für Endverbraucher und Energieversorger bilden, so das Deutsche Pelletinstitut.
 

 
In den vergangenen zehn Jahren ist bei den Baugenehmigungen im deutschen Wohnungsneubau ein stetiger Zuwachs der Elektro-Wärmepumpe zu erkennen - im Jahr 2025 bis zum Monat September lag der Anteil dieser primären Heizenergie bei 67,2 Prozent. Indes ist der Energieträger Gas und Bioerdgas zurückgegangen. War bei etwa 48,3 Prozent der im Jahr 2013 zum Bau genehmigten Wohnungen Gas der primäre Energieträger zur Beheizung, so waren es in den ersten neun Monaten des Jahres 2025 lediglich 3,7 Prozent.

Ziel des Abwärme-Netzwerks ist es, alle Partner in den Austausch zu bringen: die Unternehmen, den Wärmenetzbetreiber und die Kommune mit ihrer Wärmeplanung. Schließlich soll die Nutzung der Abwärme helfen, dass die Ziele der kommunalen Wärmeplanung erreicht werden können. Dazu ist es laut dem Versorger auch notwendig, die Potenziale der Abwärme vor Ort frühzeitig in die kommunale Wärmeplanung einzubinden, damit alle Partner Planungssicherheit bekommen.

Initiator ist die Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) mit Sitz in München. Sie soll Workshops organisieren und das Netzwerk mit Fachexpertise zur Abwärmenutzung unterstützen. Weitere Fachpartner sind die Innovationsagentur des Freistaats Bayern − Bayern innovativ (BEEN-i) − sowie das Abwärmenetzwerk „AwaNetz“.

Weitere Partner gesucht

Letztendlich sollen Abwärmeprojekte zügig von den Netzwerkpartnern umgesetzt werden, von der Analyse und Prüfung des Abwärmepotenzials bis hin dazu, die Abwärme intern zu nutzen, in die Fernwärmeleitungen oder in Quartierslösungen zu bringen und damit für die Energiewende nutzbar zu machen. „Dem Netzwerk können und sollen sich gerne weitere Unternehmen anschließen und sich bei den swa melden“, erklärt Frank Kaminke, Leiter Fernwärmevertrieb bei den SWA.
Gleichzeitig haben die Stadtwerke Augsburg angekündigt, rund eine Milliarde Euro bis 2040 in den Ausbau der Fernwärme zu investieren. Dann wollen sie zwischen 60 und 70 Prozent des Wärmebedarfs in Augsburg mit Fern- oder Nahwärmenetzen mit erneuerbaren Energien und Abwärme decken. Der Energiebedarf für die Fernwärmeversorgung wird sich dadurch fast verdoppeln, von heute 570 MWh auf 1.100 MWh. 

Neben Anlagen, wie dem Biomasseheizkraftwerk, setzen die SWA auf dezentrale Anlagen wie etwa Großwärmepumpen und die Nutzung unvermeidbarer Abwärme. Sie soll 2040 rund 35 Prozent der Fernwärme oder 380 MWh ausmachen. Das ist mehr als eine Verdreifachung im Vergleich zu heute. Derzeit stammen 20 Prozent der Augsburger Fernwärme aus Abwärme von der Abfallverwertungsanlage.

Hintergrund der Ausschreibungen ist die gesetzlich festgelegte maximale Vertragslaufzeit von 20 Jahren. Mit dem Ablauf der bestehenden Konzessionsverträge zum 31. Dezember 2025 war in allen Fällen eine Neuausschreibung notwendig geworden. 

• In Weiterstadt (etwa 27.000 Einwohner) erstreckt sich das Stromnetz über rund 300 Kilometer, das Gasnetz über 100 Kilometer. Derzeit bestehen mehr als 6.300 Strom- und etwa 3.900 Gasanschlüsse. 
• In Otzberg mit mehr als 6.000 Einwohnern umfasst das Stromnetz über 120 Kilometer, das Gasnetz rund 15 Kilometer. Die Fläche beträgt mehr als 40 Quadratkilometer. 
• Ober-Ramstadt (rund 15.000 Einwohner) betreibt ein Stromnetz von fast 200 Kilometern Länge sowie ein 40 Kilometer langes Gasnetz. Insgesamt sind über 4.500 Strom- und knapp 1.400 Gasanschlüsse verzeichnet. 
• In Modautal (über 5.000 Einwohner) beträgt die Länge des Stromnetzes etwa 100 Kilometer, die des Gasnetzes 5 Kilometer. Die Netzfläche liegt bei über 30 Quadratkilometern. 
• Breuberg im Odenwaldkreis (circa 7.000 Einwohner) verfügt über ein Stromnetz von knapp 120 Kilometern sowie ein Gasnetz mit rund 17 Kilometern. Dort bestehen rund 2.300 Strom- und knapp 600 Gasanschlüsse. 

Die jeweiligen Verträge wurden zwischen dem 15. und 19. Dezember 2025 in den Rathäusern der Kommunen unterzeichnet. Anwesend waren neben den jeweiligen Bürgermeistern oder Bürgermeisterinnen auch Vertreter von Entega und E-Netz Südhessen, darunter Vorstand Andreas Niedermaier und Holger Klein.

Das Amt für Landwirtschaft und Umwelt in Stralsund hat die immissionsrechtliche Genehmigung am 16. Dezember 2025 erteilt und am 19. Dezember dem zuständigen Landesministerium in Rostock übergeben. Das geht aus einer Mitteilung des Projektierers hervor. Die Genehmigung erlaubt die Errichtung von 63 Windenergieanlagen der 15-MW-Klasse auf einer rund 15 Kilometer nördlich der Halbinsel Fischland-Darß-Zingst gelegenen Vorrangfläche für Offshore-Windenergie.

Die ursprüngliche Planung sah 103 kleinere Anlagen mit jeweils 9 MW Leistung vor. Die immissionsrechtliche Genehmigung dafür hatte Skyborn Renewables bereits im Jahr 2019 erhalten, dann aber gemeinsam mit dem Windturbinen-Hersteller Siemens Gamesa umgeplant (wir berichteten).

Das Projekt, benannt nach dem Vorwindsegel „Gennaker“, soll nach Fertigstellung jährlich etwa 4 Milliarden kWh Strom liefern. Das entspricht dem Jahresverbrauch von rund einer Million Haushalten. Skyborn verweist auf hohe Umweltstandards und sieht das Projekt als Beitrag zur Versorgungssicherheit und Diversifizierung des Energiemixes. 

„Mit der nun erteilten Genehmigung sind wir bestens aufgestellt, um den FID vorzubereiten und in die Bauphase einzutreten. Gennaker wird einer der größten Offshore Windparks Deutschlands und langfristig lokale Arbeitsplätze sichern“, sagt Lars Muck, Gesamtprojektleiter von Skyborn.

Der Abbau der bestehenden Anlagen ist Teil des Repowering-Vorhabens, bei dem elf ältere Windenergieanlagen durch acht neue Turbinen ersetzt werden sollen. Zum Einsatz kommen Anlagen des Typs 6 MW-164m von GE Vernova.

Der Rückbau der bestehenden Windenergieanlagen ist für Mitte Februar 2026 vorgesehen und soll rund sechs Monate dauern, heißt es in einer Mitteilung. Bereits angelaufen sind vorbereitende Maßnahmen wie der Ausbau von Wegen und Stellflächen. Die Inbetriebnahme der neuen Anlagen plant Prokon für das Frühjahr 2027.

Nach Angaben der Energiegenossenschaft soll das Repowering die Stromerzeugung pro Anlage erhöhen und gleichzeitig die Anzahl der Anlagen am Standort reduzieren. Ziel ist es, die Flächennutzung zu begrenzen und die Erzeugungsstruktur wirtschaftlich weiterzuentwickeln.

Fleetmark III ist das erste Repowering-Projekt im Portfolio von Prokon. „Fleetmark III steht beispielhaft dafür, wie Bürgerenergie langfristig wachsen und wirtschaftlich stabil bleiben kann. Unsere Mitglieder ermöglichen es, dass solche Projekte in ihrer Hand bleiben und zugleich die Energiewende voranbringen“, wird Katharina Beyer, Vorständin von Prokon, in der Mitteilung zitiert.

Der Darmstädter Energieversorger Entega hatte die Nachfolge an der Unternehmensspitze bereits Anfang des Jahres geregelt (wir berichteten). In seiner Sitzung am 19. März 2025 wählte der Aufsichtsrat Thomas Schmidt zum künftigen Vorstandsvorsitzenden. Er folgt damit auf Dr. Marie-Luise Wolff, die ihren Vertrag wie geplant bis Ende 2025 erfüllt. 

Schmidt ist seit 2014 bei Entega tätig und leitete zuvor verschiedene Tochtergesellschaften des Unternehmens, darunter die Entega Plus GmbH und die Entega Medianet GmbH. Zuletzt war er seit Februar 2022 Vorstand Vertrieb und Handel der Entega. Seine berufliche Laufbahn begann er als Unternehmensberater und war später in leitenden Funktionen bei der Mainova AG in Frankfurt am Main tätig.

Der „C7 Ultra-Fast Charger“ von XCharge liefert bis zu 400 kW bei maximal 600 A und ermöglicht dadurch deutlich kürzere Ladezeiten, teilte der Hersteller dazu weiter mit. Er verfügt über zwei CCS-Anschlüsse, eine Touchscreen-Oberfläche sowie ein kompaktes Design, das Installation und Wartung vereinfachen soll. Optional verfügbare flüssigkeits- oder luftgekühlte Kabel sollen einen flexiblen Betrieb unter hoher Last erlauben.

Deutschland als „Schlüsselmarkt“

Mit zwei Hauptsitzen in Hamburg und Texas sieht XCharge diese Testkooperation mit EnBW als wichtigen Schritt, da das Unternehmen Deutschland als „Schlüsselmarkt“ für die Produkte in Europa sieht. XCharge ist nach eigenen Angaben ein Anbieter integrierter Ladelösungen für Elektrofahrzeuge und wurde von ehemaligen Tesla-Mitarbeitern gegründet. Seit 2017 stellt das Unternehmen Kunden auch in Europa Ladelösungen sowie After-Sales-Services bereit.

Die EnBW verfügt über mehr als 900.000 Ladepunkte in Europa, davon rund 8.000 hierzulande. Der Energiekonzern arbeitet und testet auch Systeme anderer Hersteller. So hatte das Unternehmen zuletzt Mitte Dezember bekannt gegeben, auch weiterhin mit dem Ladesystem-Anbieter Alpitronic zusammenzuarbeiten (wir berichteten). 

Die neue Vereinbarung umfasst unter anderem einen Wartungsservice, den EnBW sich für zunächst fünf Jahre bei den Südtirolern sichert. Diese Dienstleistung soll im weiter wachsenden Ladenetz von EnBW einen weitgehend unterbrechungsfreien Betrieb gewährleisten. Seit 2018 verwendet EnBW die Produkte von Alpitronic im „HyperNetz“ genannten Schnellladepark. Der Großteil der Anlagen, teilen die Karlsruher mit, seien von Alpitronic hergestellt.

„Mehr als 40 Prozent der kleinen und mittleren Unternehmen kämpfen mit Stellenbesetzungsschwierigkeiten“, heißt es in der Mitteilung der DIHK. Gleichzeitig gebe knapp die Hälfte aller Betriebe an, aktuell keinen Personalbedarf zu haben. Das sind fünf Prozentpunkte mehr als bei der vorherigen Erhebung.

„Die vermeintliche Entspannung beim Fachkräftemangel ist trügerisch“, warnt Achim Dercks, stellvertretender Hauptgeschäftsführer der DIHK, in der Mitteilung des Wirtschaftsverbands. Ein wachsender Anteil der Unternehmen reduziere zwar seine Personalnachfrage als Folge der strukturellen Wirtschaftsschwäche. Doch die beschleunigte demografische Entwicklung in den kommenden Jahren stelle die Wirtschaft in der Breite vor enorme Herausforderungen. „Fachkräftesicherung muss deshalb weiter ganz oben auf der politischen Agenda stehen“, so Dercks.

42 Prozent der Energieversorger haben Engpässe bei Schlüsselstellen

Besonders begehrt sind Fachkräfte mit dualer Berufsausbildung. 57 Prozent der Unternehmen mit Besetzungsproblemen fänden keine entsprechend qualifizierten Bewerber. Im Unterschied zu den anderen Qualifikationsniveaus habe sich dieser Anteil im Vergleich zum Vorjahr sogar leicht erhöht, heißt es.

Auch Personal mit Weiterbildungs- und Hochschulabschlüssen sei rar. Gerade in den Schlüsselbranchen wie Digitalisierung, Energie und Infrastruktur fehlen häufig die Spezialisten. 42 Prozent der Umfrageteilnehmer aus der Energieversorgung berichten über Engpässe bei der Besetzung von Schlüsselpositionen. „Das ist für die Energiewende, für Investitionen in Forschung und Entwicklung sowie für den Einsatz neuer Technologien gleichermaßen eine Wachstumsbremse“, betont Dercks.
83 Prozent der Unternehmen erwarten laut DIHK in den kommenden Jahren negative Auswirkungen durch Arbeits- und Fachkräftemangel. 55 Prozent sehen Mehrbelastungen auf die Belegschaft zukommen. 36 Prozent befürchten Einschränkungen des Angebots von Waren und Dienstleistungen. Zudem treibt die Wirtschaft die Sorge, dass betriebsspezifisches Wissen durch altersbedingtes Ausscheiden erfahrener Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter verloren geht.

„Wir müssen alle Potenziale heben – von der Weiterbildung über die Zuwanderung bis hin zur Beschäftigung älterer Menschen“, so Dercks. Als wesentlichen Baustein zur Fachkräftesicherung sieht die DIHK „die stärkere Aktivierung von Frauen im Arbeitsmarkt“. Eine bessere Vereinbarkeit von Familie und Beruf bleibe eine Daueraufgabe.

Dem Fachkräftereport liegen nach Angaben der DIHK mehr als 21.000 Unternehmensantworten zugrunde. Nach Wirtschaftsbereichen stammen die Antworten aus Industrie (26 Prozent), Bauwirtschaft (7 Prozent), Handel (22 Prozent) und Dienstleistungen (46 Prozent).

Der DIHK-Fachkräftereport 2025/2026 steht online als Download bereit.

Das Geld kommt von einem Bankenkonsortium, das von der Commerzbank und ING geführt wird. Die grüne Kreditlinie löse die bisherige syndizierte Kreditlinie in Höhe von 200 Millionen Euro ab, die im August nächsten Jahres ausgelaufen wäre, teilt Alterric mit.

Das Unternehmen will mit der neuen Finanzspritzen seinen Wachstumskurs sichern: „Mit unserer Finanzierungsstrategie schaffen wir die Grundlage für unseren Wachstumskurs und umfangreiche Investitionen“, wird Kai Zoellmann, Chief Financial Officer (CFO) von Alterric, in einer Mitteilung zitiert.

Alterric entwickelt, baut und betreibt in Deutschland und Europa Energieparks. Die installierte Leistung summiert sich nach Unternehmensangaben inzwischen auf 2.400 MW. In der Projekt-Pipeline befinden sich dem Vernehmen nach 10.000 MW. Alterric ist ein Gemeinschaftsunternehmen von EWE und Aloys Wobben Stiftung.

Die Redaktion von Energie & Management ist nach den Feiertagen von Montag an, 29. Dezember, wieder wie gewohnt für Sie da.

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Strom: Ohne klare Richtung hat sich der deutsche OTC-Strommarkt zum Start in die neue Arbeitswoche präsentiert. Der Strommarkt zeigte sich damit geprägt von gegensätzlichen Impulsen, festeren CO2-Preisen einerseits
und einem etwas zur Schwäche neigenden Gas-Frontmonat andererseits. 

Der Dienstag wurde mit 75 Euro/MWh in der Grundlast und 82,75 Euro/MWh in der Spitzenlast bewertet. Am Freitag kostete der Montag im Base 84,50 Euro. An der Börse wurden für den Dienstag im Base 74,73 Euro/MWh und für den Peak 82,36 Euro/MWh gezahlt. Grund für den Preisrückgang von Montag auf Dienstag war die Prognose für die Einspeiseleistung der Erneuerbaren, die am Dienstag mit 29,5 GW höher ausfallen soll als am Berichtstag, für den Eurowind noch 23 GW vorhergesagt hat.

Für den Heiligabend (30,8 GW) und den ersten Weihnachtstag (24,5 GW) erwarten die Meteorologen von Eurowind gleichfalls eine recht hohe Einspeiseleistung. An den Tagen zwischen den Jahren dürfte sich laut den Wetterdiensten allerdings ein sehr viel geringeres Windaufkommen einstellen, während die Temperaturen weiter unterdurchschnittlich bleiben sollen. 

Am langen Ende des deutschen Strommarktes gewann das Cal 26 bis zum Nachmittag um 0,24 auf 85,70 Euro/MWh.
CO2: Etwas fester haben die CO2-Preise am Montag notiert. Bis 13.25 Uhr gewann der Benchmark-Kontrakt Dec 26 in vorweihnachtlich dünnem Handel um 0,42 auf 87,47 Euro/Tonne. Der Dec 25 zeigt sich damit weiter mit einem bullishen Grundton. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 8,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 87,95 Euro, das Tief bei 86,71 Euro.

Erdgas: Uneinheitlich haben sich die europäischen Gaspreise am Montag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF notierte gegen 13.35 Uhr mit einem Minus von 0,33 auf 27,875 Euro/MWh. Am deutschen THE hingegen legte der Day-Ahead um 0,535 auf 29,525 Euro/MWh zu.

Händler verweisen auf die gute Versorgungslage und die schwache Nachfrage als Ursache für die leichten Abgaben beim Gas-Frontmonat. Laut der Branchenvereinigung Gas Infrastructure Europe sind die Gasspeicher in der Europäischen Union derzeit zu etwa 67 Prozent gefüllt und liegen damit zwar unter dem saisonalen Durchschnitt. Allerdings ist die Gasnachfrage in Europa im Vergleich zum Vorjahr um 11 Prozent zurückgegangen, während die Pipeline-Gasexporte aus Norwegen laut Analysten von DNB am oberen Ende der saisonalen Bandbreite liegen. Laut Gassco beträgt der norwegische Gasexport für den Berichtstag 341,5 Millionen Kubikmeter.