31. Dezember 2025
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
MOBILITÄT: Neue gesetzliche Regelungen für Erneuerbaren-Kraftstoffe
EUROPA: VIK lobt Strompreiskompensation der EU
GASNETZ: Wie es bei der Gassuche am Ammersee weitergeht
HANDEL & MARKT
VERTRIEB: Umfrage: Mehrheit will Energieverbrauch nicht senken
PHOTOVOLTAIK: Hunderttausende neuer Balkonkraftwerke
KLIMASCHUTZ: So warm ist es in Deutschland 2025 geworden
TECHNIK
STROMNETZ: N-Ergie startet Projekt zu FCA
UNTERNEHMEN: Stadtwerke Flensburg verkaufen Biomasse-Heizkraftwerk
UNTERNEHMEN
WIRTSCHAFT: Kraken erhält 850 Millionen Euro
VERTRIEB: Enercity beliefert weiterhin ARD und ZDF mit Ökostrom
STATISTIK DES TAGES : Investitionen der Übertragungsnetzbetreiber von 2015 bis 2025
TOP-THEMA
Alte Windräder verteuern Windkraft
Quelle: Fotolia / Mellimage
WINDKRAFT ONSHORE.
Der Bund verspricht für neue Windkraft an Land im nächsten Jahr geringere Subventionen, an See sogar weiter null Cent. Im Bestand sieht es ganz anders aus.
Für das ablaufende Jahr 2025 geht die Bundesregierung von einer durchschnittlichen Einspeisevergütung für Windenergie-an-Land-Anlagen von rund 8,9 Cent/kWh aus. Das ist um 21 Prozent mehr als die höchste Einspeisevergütung, die Neuanlagen seit 2023 erhalten konnten, nämlich 7,35 Cent/kWh.
Die tatsächlich in den drei veröffentlichten Ausschreibungen des Jahres erzielten mengengewichteten Zuschläge für Neuanlagen waren aufgrund des massiven Zubaus und Wettbewerbs sowie der erleichterten Genehmigungen von 7 Cent auf 6,57 Cent/kWh gesunken; die Zuschläge vom 1. November sind fast zwei Monate danach immer noch nicht bekanntgegeben.
2026 sinkt die höchste erzielbare Einspeisevergütung, der Höchstwert, weiter auf 7,25 Cent/kWh (wir berichteten), die erste von vier Ausschreibungen ist am 1. Februar.
Die Regierung machte sich mit den Zahlen für 2025 in einer Antwort auf eine Anfrage der windkraftgegnerischen AfD-Fraktion die Prognose der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) vom September 2024 zum EEG-Finanzierungsbedarf zu Eigen.
Dass die durchschnittlichen Auszahlungen pro kWh so weit höher liegen als bei den Neuanlagen alleine, liegt an dem schon von der Ampelregierung so genannten „Kostenrucksack“ der wesentlich höheren Einspeisevergütungen für bis zu 20 Jahre alte Anlagen. Vor 2017 mussten Windanlagen-Betreiber, um EEG-Subventionen zu erhalten, nicht mit einem Gebot in wettbewerbliche Ausschreibungen gehen, sondern bekamen gesetzliche Fördersätze − wie heute noch die Millionen Eigentümer kleiner privater Dach-Photovoltaikanlagen.
Und der Durchschnitt 8,9 Cent/kWh für alle deutschen Windenergieanlagen an Land ist auch nicht die ganze Wahrheit. Die meisten Anlagen unterliegen nämlich dem sogenannten Marktprämienmodell, einer EEG-geförderten Variante der Direktvermarktung. Da praktisch alle Windräder der Direktvermarktungspflicht ab 100 kW unterliegen, müssen praktisch alle Betreiber den Strom auf eigene Rechnung ohne die ÜNB vermarkten oder durch Direktvermarkter vermarkten lassen.
Kommt dabei weniger heraus als das anlagenspezifische Subventionsversprechen („Anzulegender Wert“) in Cent/kWh, erhalten die Betreiber die Differenz aus dem EEG-Konto der ÜNB als „Marktprämie“. Machen sie mehr Geld, dürfen sie es behalten − ein Modell, das Deutschland noch auf Differenzverträge (CFD) umstellen muss, bei denen „Übergewinne“ abgeschöpft werden.
Rechnet man die Wirkung der Marktprämie, die je nach Strommarktniveau mal ausgezahlt werden muss, mal nicht, in die durchschnittliche Onshore-Einspeisevergütung ein, kommen die ÜNB und damit auch die Bundesregierung auf nur noch 8,5 Cent/kWh.
Die AfD suggeriert in ihrer parlamentarischen Anfrage, dass auch für Windenergieanlagen, die fertig errichtet sind, deren Netzanschluss sich aber verzögert, EEG-Vergütungen gezahlt werden. Diesen Zahn zieht die Regierung beziehungsweise das federführende Energieministerium (BMWE) den Rechtspopulisten: Erstens wisse sie nichts davon, dass es einen solchen Fall gibt, und zweitens gäbe es dann mangels Einspeisung auch keine Vergütung.
Offshore: Differenz zwischen 0 und 17 Cent
Bei der Windenergie auf See sieht die Diskrepanz zwischen den Subventionsversprechen für Neuanlagen und den tatsächlich erwarteten Subventionen für alle Anlagen noch deutlicher aus, denn seit einigen Jahren winkt der Bund bei den Ausschreibungen gar nicht mehr mit Geld, sondern erwartet für den Zuschlag sogar noch Geldzahlungen.
Dennoch gehen die ÜNB davon aus, dass sie im ablaufenden Jahr noch gemittelt rund 17 Cent/kWh an die Offshore-Windanlagenbetreiber auszahlen. Die üppigen Fördersätze von vor 2017 zeigen hier ihre Wirkung.
Die Offshore-Ausschreibung vom 1. August 2025, die zweite des Jahres, war mangels Bietern erstmals geplatzt. Dem Vernehmen nach will die schwarz-rote Koalition im nächsten Jahr, in dem eigentlich auch zwei Ausschreibungen stattfinden müssten, nur jene vom August 2025 nachholen - lediglich 2.500 MW. Ob dann wieder Höchstwerte (Subventionsversprechen) im Windenergie-auf-See-Gesetz stehen werden, ist noch offen.
Zubauziele: BMWE hält sich bedeckt
Aus diesem Grunde, der Anfang 2026 anstehenden Novellen von Windenergie-auf-See-Gesetz und EEG, will die Regierung auch dann erst über den weiteren Zubaubedarf entscheiden, schreibt sie in ihrer Antwort. Dies geschehe „aus den Annahmen des Energiewendemonitorings zum künftigen Bruttostromverbrauch“. Im Oktober 2025 waren 67.000 MW Windkraft an Land und 9.200 MW auf See installiert.
Das Zwischenziel von 30.000 MW für Offshore 2030 etwa soll nach bisherigem Netzausbau-Tempo erst um ein bis zwei Jahre verzögert erreicht werden. Für Onshore lautet es 115.000 MW. Aber möglicherweise geht der Gesetzgeber ohnehin von Leistungszielen in MW ab und wendet sich Strommengen-Zielen in MWh zu.
Quelle: Fotolia / lassedesignen
Neue gesetzliche Regelungen für Erneuerbaren-Kraftstoffe
MOBILITÄT. Im neuen Jahr gibt es gesetzliche Änderungen im Kraftstoffbereich. Teurer wird es für Fahrzeughalter, die Methan in Form von CNG oder LNG nutzen − egal ob bio oder nicht.
Zum Jahreswechsel verschärfen sich die gesetzlichen Vorgaben für den Klimaschutz im Verkehr. Das betrifft sowohl die Zusammensetzung der Kraftstoffe als auch deren Preis. Darauf weist der Wirtschaftsverband Fuels und Energie „en2x“ hin.
Hintergrund ist eine Gesetzesnovelle, die höhere Anteile erneuerbarer Kraftstoffe vorschreibt. Gleichzeitig ändert sich die CO2-Bepreisung. Nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) wird der nationale CO2-Aufschlag auf Benzin, Diesel und Heizöl im Jahr 2026 erstmals nicht mehr fest vorgegeben, sondern innerhalb eines Versteigerungskorridors ermittelt. Der Preis entsteht damit über Auktionen.
Erneuerbare Kraftstoffe sind von diesem CO2-Aufschlag ausgenommen, für sie müssen keine Emissionszertifikate gekauft werden. Nach Angaben von En2x sollen die Auktionen den Übergang zum europäischen Emissionshandel (ETS 2) vorbereiten, der ab 2027 für Verkehr und Wärme geplant ist.
Im Jahr 2026 und voraussichtlich 2027 werden die Zertifikate in einem Preiskorridor von 55 bis 65 Euro pro Tonne CO2 versteigert. Das entspricht einem rechnerischen CO2-Aufschlag von bis zu 15,6 Cent je Liter Benzin und bis zu 17,4 Cent bei Diesel. 2025 verursacht der noch fix festgesetzte Preis für ein Zertifikat im nationalen Emissionshandelssystem (nEHS) einen CO2-Aufschlag von 13,2 Cent je Liter Benzin und 14,7 Cent für Diesel.
Treibhausgasminderungsquote soll erhöht werden
Parallel dazu steigen zum Jahreswechsel die Anforderungen bei der Treibhausgasminderungsquote für Kraftstoffe. Diese Quote legt fest, wie stark Kraftstoffanbieter die CO2-Emissionen ihrer Produkte senken müssen. Erreicht wird das vor allem durch höhere Beimischungen von Biokraftstoffen oder durch den Zukauf von THG-Zertifikaten, etwa aus der Elektromobilität.
Die Treibhausgasminderungsquote soll 2026 von 10,6 auf 12 Prozent steigen. Das Bundesumweltministerium hat dazu eine Gesetzesänderung vorgelegt. Das parlamentarische Verfahren ist noch nicht abgeschlossen, die Regelung könnte aber rückwirkend ab Jahresbeginn gelten.
Neu ist zudem eine verbindliche Beimischungsquote für erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs. Diese RFNBO, etwa E-Fuels oder Kraftstoffe auf Basis von grünem Wasserstoff, sollen ab 2026 mit mindestens 0,1 Prozent eingesetzt werden. In den Folgejahren ist eine schrittweise Erhöhung vorgesehen. Nach Einschätzung von En2x ist das ein Einstieg in den verpflichtenden Einsatz synthetischer Kraftstoffe im Straßenverkehr.
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| Quelle: En2x |
Teurer wird es hingegen für erdgasbasierte Kraftstoffe, die vor allem im Nutzfahrzeugbereich genutzt werden. Zum 1. Januar steigt die Energiesteuer um knapp 6 Cent je Kilogramm auf 29,25 Cent je Kilogramm Erdgas in Form von CNG oder LNG. „Das betrifft in vollem Umfang auch die regenerativen Kraftstoffe Bio-CNG und Bio-LNG“, schreibt der Verband.
Die Steuererhöhung auf methanbetriebene Fahrzeuge geht auf einen Beschluss des Bundestages aus dem Jahr 2017 zurück. Damals war eine befristete Steuersenkung in Höhe von 17,79 Cent je Kilogramm beschlossen worden, die seit 2024 schrittweise wieder zurückgenommen wird.
VIK lobt Strompreiskompensation der EU
Quelle: Shutterstock / jorisvo
EUROPA. Die Europäische Kommission hat die Strompreiskompensation (SPK) für energieintensive Unternehmen ausgeweitet. Der Energieverband VIK begrüßt dies ausdrücklich.
Die Europäische Kommission in Brüssel hat die Leitlinien für staatliche Beihilfen im Zusammenhang mit dem europäischen Emissionshandelssystem (ETS) geändert. Ziel ist es, der Verlagerung von CO2-Emissionen in besonders energieintensiven Industriezweigen entgegenzuwirken und Wettbewerbsnachteile europäischer Unternehmen zu begrenzen (wir berichteten).
Der Energieverband VIK begrüßt die Entscheidung aus Brüssel „ausdrücklich“, wie es in einem Statement heißt. „Die neuen Leitlinien sind ein bedeutender Schritt hin zu faireren Wettbewerbsbedingungen für energieintensive Industrien in Europa. Gerade in der aktuellen Phase hoher Transformationskosten ist die Strompreiskompensation ein unverzichtbares Instrument, um industrielle Produktion in Europa zu halten“, erklärt Christian Seyfert, Hauptgeschäftsführer des VIK.
Positiv bewertet der Verband zudem die Planungssicherheit für den Zeitraum 2026 bis 2030, die Investitionen in Dekarbonisierung und Elektrifizierung industrieller Prozesse erleichtern soll. Die überarbeiteten Leitlinien gelten bis 2030. Nun komme es darauf an, die erweiterten Möglichkeiten zügig und vollständig in nationales Recht zu überführen. Der VIK appelliert an die Bundesregierung, das bestehende deutsche Beihilfesystem „zeitnah anzupassen und bürokratiearm auszugestalten“.
Kern der Anpassung der EU ist die deutliche Ausweitung der Strompreiskompensation für indirekte ETS-Kosten. Die Liste der beihilfefähigen Industriezweige wurde um 20 Sektoren und zwei Teilsektoren erweitert. Neu aufgenommen wurden unter anderem die Herstellung organischer Chemikalien sowie bestimmte Tätigkeiten in der Keramik-, Glas- und Batterieindustrie.
Gleichzeitig erhöht die Kommission die maximale Beihilfeintensität für bereits zuvor begünstigte Sektoren von 75 Prozent auf 80 Prozent, um dem gestiegenen Risiko der Verlagerung von CO2-Emissionen Rechnung zu tragen.
Darüber hinaus erhalten die Mitgliedsstaaten die Möglichkeit, weitere Sektoren oder Teilsektoren zur Kompensation anzumelden, sofern sie ein tatsächliches Carbon-Leakage-Risiko nachweisen können.
Ergänzend verpflichtet die Kommission große Beihilfeempfänger, einen Teil der Unterstützung in Vorhaben zu investieren, die zur Senkung der Kosten des Stromsystems beitragen und damit den grünen Wandel unterstützen.
Hintergrund der Änderungen ist der anhaltende Anstieg der CO2-Kosten seit der Verabschiedung der ursprünglichen Leitlinien im Jahr 2020. Nach Einschätzung der Kommission hat sich das Risiko der Produktionsverlagerung insbesondere in international exponierten Branchen deutlich erhöht, die zuvor nicht als besonders gefährdet galten.
Wie es bei der Gassuche am Ammersee weitergeht
Quelle: Fotolia / zozzzzo
GASNETZ. In Oberbayern soll Gas gefördert werden. Nach der Probebohrung muss sich im Labor zeigen, ob es sich für das Unternehmen lohnt. Die Anwohnenden haben indes eine andere Sorge.
In der wegen der Suche nach Erdgas bundesweit bekannt gewordenen oberbayerischen Gemeinde Reichling am Ammersee wächst die Sorge vor möglichen Enteignungen. „Wenn die das durchziehen, wird es Enteignungen geben. Deshalb wächst hier schon mit jedem Tag die Sorge vor dem, was uns im nächsten Jahr erwartet“, fasst Claudia Danner von der Bürgerinitiative Reichling-Ludenhausen die Stimmungslage zusammen.
Die „Energieprojekt Lech Kinsau 1 GmbH“, ein Unternehmen der MRH Mineralöl-Rohstoff-Handel GmbH und der Genexco GmbH, plant nach eigenen Angaben eine Förderung von Erdgas über zehn bis 15 Jahre. Es wird nach ersten Untersuchungen eine Gasmenge von 400 bis 500 Millionen Kubikmetern vermutet. Derzeit wird in einem Labor analysiert, ob sich wie vermutet in rund 3.400 Metern Tiefe unter der Gemeinde nennenswerte Mengen an förderfähigem Erdgas befinden. Das Ergebnis könnte im ersten Quartal 2026 veröffentlicht werden.
Streit um Flächen für die Gasleitungen
Das große Konfliktpotenzial liegt jedoch bei einer anderen Frage: Denn wie das Gas vom Bohrfeld ins Gasleitungsnetz eingespeist werden soll, weiß derzeit niemand. Denkbar wären Leitungen zu den Anschlussstellen in Denklingen (rund 7 Kilometer entfernt), Landsberg (rund 17 Kilometer) oder Schongau (rund 15 Kilometer) − doch weder die anliegenden Privatgrundstück-Besitzer noch der Landkreis Landsberg am Lech wollen dafür freiwillig Flächen bereitstellen.
Bereits Anfang September 2024 machte die Bürgerinitiative ihre Ent- und Geschlossenheit in der Frage in einem Brief an Genexco Gas deutlich. Anwohner fürchten wegen der Gasförderung um ihre Heimat und die unweit der Bohrstelle gelegene Trinkwasserquelle der Gemeinde. Derzeit sind nach Auskunft der Bürgerinitiative die Grundstücke um den Bohrplatz nicht als Leitungskorridor verfügbar. Laut Danner liegen bisher auch keine finanziellen Angebote vor, um die Leitungen bauen zu dürfen.
Rechtlich ist die Enteignungsfrage nicht leicht zu beantworten. Tatsache ist, dass das Energieprojekt einen Rechtsanspruch nach Paragraf 20 des Energiewirtschaftsgesetzes hat. Laut hiesigem Wirtschaftsministerium wird hier auch der Netzanschluss geregelt. Anders als die Förderung des Gases sei dies nicht Sache des Bergrechts, das in der Vergangenheit − etwa beim Braunkohletagebau Garzweiler − Grundlage für Enteignungen war.
Bauliche Umsetzung entscheidend für rechtliche Frage
Aus Sicht der Umweltorganisation Greenpeace hängt die rechtliche Frage an der konkreten Umsetzung der Gasleitung: „Man kann das nicht klar beurteilen, wenn man nicht weiß, was für Pipelines das sein werden, wohin sie gehen und wie das geplant wird“, sagte die Hamburger Rechtsanwältin Roda Verheyen. Sie appellierte an alle Eigentümer, sich im Fall der Fälle zu wehren, denn Artikel 14 im Grundgesetz schütze „rechtswidriger Inanspruchnahme“, Enteignungen seien nur zum Wohle der Allgemeinheit zulässig.
Saskia Reinbeck, Klimaschutzaktivistin von Greenpeace Bayern, forderte von Bayerns Wirtschaftsminister Hubert Aiwanger (Freie Wähler), sich für die Eigentumsrechte starkzumachen: „Ausgerechnet auf ihren Feldern Pipelines für den Abtransport von klimaschädlichem Erdgas verlegen zu wollen, ist an Zynismus kaum zu überbieten.“
Das Wirtschaftsministerium betonte auf Nachfrage, es habe sich mit „mit Fragen der Enteignung aus bergrechtlicher Sicht im vorliegenden Fall bisher nicht befasst“. Dazu bestehe keine Veranlassung, da der Abtransport „nach unserer Einschätzung“ nicht mehr der Gewinnung oder Aufbereitung zuzurechnen sei. „Auch im Hinblick auf etwaige Netzausbaumaßnahmen, liegen uns keine Informationen zu möglichen Enteignungen vor.“
Für das „Energieprojekt Lech Kinsau 1 GmbH“ ist auf Nachfrage das Thema Enteignungen nicht von Relevanz. „Gegenwärtig konzentrieren wir uns auf die Auswertung der im Rahmen der Erkundungsbohrung gewonnenen Daten“, teilte ein Sprecher auf Anfrage mit. Die Planung der Einspeisung ins Netz werde „aktuell nicht konkret diskutiert“.
Für Claudia Danner und ihre Mitstreiter in Reichling geht es mit einem unguten Gefühl ins Jahr 2026. „Wir hängen hier in der Luft“, sagte sie. Anfang Januar werde das Thema dann wieder angegangen. „Dann besprechen wir, wie es weitergeht. Für uns steht aber fest, wir geben nichts her.“
Quelle: Pixabay / Stefan Schweihofer
Umfrage: Mehrheit will Energieverbrauch nicht senken
VERTRIEB. Etwa ein Drittel der Bevölkerung will nach einer aktuellen Umfrage den Energieverbrauch im Haushalt im kommenden Jahr verringern – ein bisschen zumindest.
Unter den Vorsätzen für das neue Jahr gehört das Energiesparen nicht zu den beliebtesten. Nach einer Umfrage des Meinungsforschungsinstituts Yougov will gut jeder dritte Deutsche den Energieverbrauch im Haushalt nächstes Jahr senken. Rund 27 Prozent sagen, dass sie mit „etwas“ weniger auskommen wollen, 7 Prozent wollen „deutlich“ sparen. Klimaschutz bewegt dabei eine Minderheit, wie der Heizkostenabrechnungsdienstleister Ista hervorhebt, der die Umfrage in Auftrag gegeben hat.
Für 69 Prozent sei der Wunsch, Geld zu sparen, der Hauptgrund für einen niedrigeren Energieverbrauch, heißt es. Gleichwohl planen laut der Erhebung 47 Prozent der Deutschen, 2026 genauso viel Energie zu verbrauchen wie 2025.
Mehr als jeder Dritte (38 Prozent) rechnet damit, dass die Heizungsrechnung für 2025 genauso hoch ausfällt wie die im Jahr davor. 33 Prozent erwarten höhere Heizkosten als 2024. Ein Viertel der Umfrageteilnehmer gibt an, dass sich gestiegene Heiz- und Energiekosten „sehr“ bei ihren Lebenshaltungskosten bemerkbar machen. 10 Prozent gehen davon aus, dass sie 2025 weniger fürs Heizen berappen müssen als im vergangenen Jahr.
CO2-Abgabe „verpufft“
Noch nicht ins Kalkül gezogen wird von vielen die CO2-Abgabe. Für mehr als jeden Dritten spielt sie bei den Sparbemühungen jedoch keine Rolle, schreibt Ista. 38 Prozent würden ihre CO2-Kosten nicht kennen, obwohl sie in der Heizkostenabrechnung ausgewiesen werden. Ista-Chef Hagen Lessing erinnert daran, dass die CO2-Bepreisung Lenkungswirkung entfalten soll, doch „aktuell verpufft dieser Effekt bei vielen“.
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| Umfrage zum Energieverbrauch 2026 (Zum Vergrößern auf die Grafik klicken) Quelle: Ista |
Als zentralen Punkt sieht man bei Ista die Zeit, die zwischen dem Ende des Abrechnungszeitraums und der Rechnungsstellung verstreicht. „37 Prozent der Befragten geben an, dass sie mit einer tagesaktuellen Information über ihren Wärmeverbrauch sparsamer heizen würden“, berichtet das Unternehmen.
Dass Rechnungen oftmals erst Monate nach dem Abrechnungszeitraum verschickt werden, bedeute für Verbraucher „Heizen im Blindflug“, moniert Ista. „Mehr Transparenz bedeutet mehr Kontrolle – und ist der Schlüssel, um Energie und Kosten wirksam zu senken“, meint Hagen Lessing.
Die Ergebnisse beruhen Yougov zufolge auf den Angaben von mehr als 2.000 Befragten. Die Umfrage fand Mitte Dezember statt.
Hunderttausende neuer Balkonkraftwerke
Quelle: Shutterstock / Mariana Serdynska
PHOTOVOLTAIK. Mehr als 1,2 Millionen Steckersolargeräte sind bislang in Deutschland angemeldet worden. Die Kleinanlagen werden immer beliebter.
In Deutschland sind auch 2025 wieder Hunderttausende Balkonkraftwerke in Betrieb genommen worden. Der Bundesverband Solarwirtschaft schätzt, dass es bis zum Jahresende rund 500.000 neue Anlagen sein werden. „Die Gesamtzahl registrierter Steckersolargeräte in Betrieb in Deutschland steigt damit bis Jahresende auf über 1,2 Millionen“, berichtete der Branchenverband auf Anfrage der Deutschen Presse-Agentur.
Bis zum 12. Dezember waren bei der Bundesnetzagentur rund 413.400 Steckersolargeräte − auch bekannt als Balkonkraftwerke − neu registriert und in Betrieb genommen worden. Im vergleichbaren Vorjahreszeitraum waren es fast genau so viele, nämlich rund 413.800.
Bis zum Jahresende kommen laut Verband noch weitere An- und Nachmeldungen hinzu. Außerdem gebe eine relevante Anzahl von Systemen, die nicht gemeldet würden. Steckersolargeräte müssen innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme im Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur registriert werden.
Leistung der Steckersolargeräte nimmt deutlich zu
Auch wenn etwa genau so viele Geräte wie 2024 installiert wurden − deren Power war insgesamt größer: „Die neu installierte Leistung von Steckersolargeräten nahm hingegen im gleichen Zeitraum um rund 26 Prozent zu, da die Steckersolargeräte im Durchschnitt leistungsfähiger geworden sind“, so der Verband.
Steckersolargeräte seien eine sinnvolle Möglichkeit, einen Teil des Strombedarfs kostengünstig selbst zu decken und aktiv die Energiewende mitzugestalten, meint der Solarverband. Die Geräte seien beliebt, weil die Käufer sie selbst in Betrieb nehmen könnten und die Anschaffungskosten vergleichsweise niedrig seien. „Die Investition in ein Steckersolargerät amortisiert sich oft schon innerhalb weniger Jahre.“
Mietwohnungen: Ablehnung ohne Begründung nicht mehr zulässig
Für Miet- und Eigentumswohnungen gilt laut Verbraucherzentrale, dass der Vermieter oder die Eigentumsgemeinschaft zustimmen müssen. Vermietende oder die Eigentümer-Versammlung dürfen die Anfrage aber nur ablehnen, wenn die Installation für sie unzumutbar wäre. „Eine Ablehnung ohne Begründung oder nur aus optischen Gründen ist nicht mehr zulässig“, betont die Verbraucherzentrale NRW.
So warm ist es in Deutschland 2025 geworden
Quelle: Pixabay / Jody Davis
KLIMASCHUTZ. Ungewöhnliche Wärme, deutliches Niederschlagsdefizit: 2025 zählt nach Angaben des Deutschen Wetterdienstes zu den zehn wärmsten Jahren seit Beginn der Aufzeichnungen.
Das 1,5-Grad-Ziel des Pariser Klimaabkommens mutet gemessen an der aktuellen deutschen Wirklichkeit geradezu vermessen an. Der Deutsche Wetterdienst (DWD) errechnet für das Jahr 2025 ein Temperaturmittel von 10,1 Grad Celsius. Damit liegt es um 1,9 Grad über der international gültigen Referenzperiode von 1961 bis 1990 (8,2 Grad). Im Vergleich zum Zeitraum von 1991 bis 2020 ergibt sich ein Anstieg um 0,8 Grad. Damit reiht sich 2025 unter die zehn wärmsten Jahre seit Beginn der Aufzeichnungen im Jahr 1881. Das teilte der DWD am 30. Dezember mit.
Für das Frühjahr bilanziert der DWD eine historische Trockenheit im Osten des Landes. Für den Juli verzeichnen die Meteorologen extreme Hitze. Als Höchstwert nennen sie 39,3 Grad, gemessen am 2. Juli in Andernach, 15 Kilometer nordwestlich von Koblenz. Für September verzeichnen sie vor allem im Westen intensiven Regenfälle. Im Oktober sei der sonnige Jahresverlauf gebietsweise durch „ungewöhnlich trübe Verhältnisse“ unterbrochen worden, danach habe sich die Sonne erneut großzügig gezeigt, heißt es.
Auch mit Blick auf die Niederschlagsmengen hebt das Jahr 2025 deutlich ab. Der DWD geht bis zum Jahreswechsel von einer Niederschlagsmenge von 655 Liter pro Quadratmeter aus. Gegenüber der Referenzperiode von 1961 bis 1990 (789 Liter pro Quadratmeter) entspreche dies einer Abweichung von minus 17 Prozent. Maßgeblich für das Defizit im Jahr 2025 sei eine Trockenphase von Februar bis Mai.
Die Sonnenscheindauer beziffert der DWD auf 1.945 Stunden. Das bedeutet ein Plus von rund 26 Prozent gegenüber dem Klimamittel von 1.544 Stunden (Periode 1961 bis 1990) und rund 17 Prozent gegenüber der neueren Referenzperiode 1991 bis 2020 (1.665 Stunden). „Auf dem Weg zu einem neuen Sonnenscheinrekord wurde die Bilanz lediglich durch den Juli und Oktober nach unten korrigiert“, so der DWD.
Der DWD hat auch die 2025er-Werte für die einzelnen Bundesländer mit den vieljährigen Mittelwerte (1961 bis 1990) verglichen (Tabelle). Der Vergleich aktueller mit diesen vieljährigen Werten ermögliche eine Einschätzung des längerfristigen Klimawandels, so die Meteorologen.
| Bundesland | Mitteltemperatur (°C) | Klimamittel (°C) | Höchstwert (°C) | Tiefstwert (°C) |
| Baden-Württemberg | 10,2 | 8,1 | 38,7 | −17,6 |
| Bayern | 9,4 | 7,5 | 39,1 | −18,5 |
| Berlin | 10,7 | 9,1 | 38,0 | -12,5 |
| Brandenburg | 10,6 | 8,7 | 38,8 | -17,6 |
| Bremen | 10,7 | 8,9 | 36,2 | -8,7 |
| Hamburg | 10,6 | 8,8 | 36,2 | -9,9 |
| Hessen | 10,1 | 8,2 | 38,5 | -14,3 |
| Mecklenburg-Vorpommern | 10,0 | 8,2 | 37,7 | -13,1 |
| Niedersachsen | 10,4 | 8,6 | 38,7 | -15,2 |
| Nordrhein-Westfalen | 10,8 | 9,0 | 38,3 | -15,6 |
| Rheinland-Pfalz | 10,6 | 8,6 | 39,3 | -10,4 |
| Saarland | 11,0 | 8,9 | 38,9 | -9,3 |
| Sachsen | 9,4 | 8,1 | 38,5 | -19,7 |
| Sachsen-Anhalt | 10,1 | 8,7 | 39,2 | -19,0 |
| Schleswig-Holstein | 10,1 | 8,3 | 37,6 | -12,8 |
| Thüringen | 9,5 | 7,6 | 37,9 | -14,4 |
Quelle: Fotolia / Silviu G Halmaghi
N-Ergie startet Projekt zu FCA
STROMNETZ. Flexible Netzanschlussvereinbarungen mit dem Netzbetreiber können das Stromnetz entlasten. Die Nürnberger N-Ergie untersucht mit Forschenden der FFE die Möglichkeiten dazu.
Der Verteilnetzbetreiber N-Ergie Netz mit Sitz in Nürnberg startet ein neues Projekt zur „volldynamischen Einspeisung“ erneuerbarer Energien. Ziel ist es, trotz hoher Netzauslastung zusätzliche Erzeugungsanlagen anzuschließen und damit den weiteren Ausbau von Windkraft, Solar und Bioenergie voranzutreiben.
Kernstück des Vorhabens ist eine gemeinsame Studie mit der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FFE) in München. Untersucht werden neue Formen flexibler Netzanschlussvereinbarungen, Flexible Connection Agreements (FCA). Diese Vereinbarungen erlauben es bereits heute, weitere Anlagen an stark ausgelastete Netze anzuschließen, indem feste Einspeisezeiten ausgeschlossen werden, etwa während der PV-Spitzenerzeugung zur Mittagszeit.
Im Rahmen der Studie soll dieses Prinzip weiterentwickelt werden. Statt starrer Zeitfenster soll künftig eine volldynamische Betriebsweise möglich sein. Dabei orientieren sich Einspeisebeschränkungen nicht mehr an festen Vorgaben, sondern an der tatsächlichen Auslastung des Netzes in Echtzeit. „Ziel der Studie ist es, bis Mitte 2026 den Grundstein für eine volldynamische Betriebsweise zu legen, das heißt weg von festen Ausschlusszeiten hin zur tatsächlichen Netzauslastung“, heißt es bei der N-Ergie Netz.
Hintergrund des Projekts ist der starke Zubau erneuerbarer Energien bei gleichzeitig sinkendem Stromverbrauch. „In den vergangenen vier Jahren wurden an das Netz der N-Ergie rund 55.000 neue PV-Anlagen mit einer Leistung von 1.400 MW angeschlossen“, heißt es dazu vom Unternehmen. Insgesamt stehen heute mehr als 4.400 MW installierter erneuerbarer Leistung einer Jahreshöchstlast von knapp 1.100 MW im N-Ergie-Netz gegenüber.
In sonnenreichen Zeiten führt dieses Ungleichgewicht dazu, dass Anlagen gedrosselt werden müssen, um Leitungen und Transformatoren vor Überlastung zu schützen. Das beeinträchtigt nicht nur bestehende Anlagen, sondern erschwert auch neue Netzanschlüsse. Zwar können kleinere Anlagen häufig weiterhin vor Ort angeschlossen werden, bei größeren Projekten zeigt die gesetzlich vorgeschriebene Prüfung des technisch und wirtschaftlich günstigsten Netzverknüpfungspunkts jedoch zunehmend Grenzen auf.
Mit der Kombination aus Netzausbau und flexibleren Anschlussmodellen will der Netzbetreiber die Voraussetzungen schaffen, damit der Ausbau erneuerbarer Energien auch unter schwierigen Netzbedingungen weitergehen kann.
Stadtwerke Flensburg verkaufen Biomasse-Heizkraftwerk
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
UNTERNEHMEN. Die Gemeindewerke Langballig übernehmen zum 1. Januar das Biomasse-Heizkraftwerk Langballig von den Stadtwerken Flensburg.
Nach einer Vorbereitungsphase von knapp drei Jahren ist es zum 1. Januar so weit: Die Gemeindewerke Langballig (Schleswig-Holstein) übernehmen von den Stadtwerken Flensburg das Biomasse-Heizkraftwerk Langballig. Alle beteiligten Gremien der Gemeinde Langballig sowie der Stadtwerke Flensburg haben dem Kaufvertrag zugestimmt, teilte der Versorger am 30. Dezember mit.
Die Gemeindewerke Langballig, eine Anstalt des öffentlichen Rechts, wurden eigens für die Übernahme des Heizkraftwerkes gegründet und gehören zu 100 Prozent der Gemeinde Langballig. Das am Ortsrand von Langballig gelegene Heizkraftwerk wird mit Holzhackschnitzeln und Biomethan betrieben und versorgt momentan 230 Haushalte in Langballig mit Fernwärme.
Die Stadtwerke Flensburg hatten das Heizwerk zunächst 2003 zu 75 Prozent und 2005 vollständig übernommen. Seitdem wurde laut dem Flensburger Versorger kontinuierlich in den Ausbau und die Modernisierung der Anlage investiert. So erfolgte beispielsweise im Sommer 2025 eine Generalüberholung des Holzkessels.
Bereits im Januar 2024 hatten Gemeinde und Stadtwerke eine Absichtserklärung unterzeichnet. Die Gemeinde hatte den Betreiberwechsel forciert. „Der gesicherte Betrieb eines klimaneutralen Biomasse-Heizkraftwerkes sowie die nachhaltige Wärmeversorgung im Zentrum der Gemeinde, ist der Antrieb der Gemeindevertretung gewesen, sich für die Übertragung der Anlagen, auf eine kommunale Gesellschaft, zu engagieren“, lässt sich Kurt Brodersen, Bürgermeister der Gemeinde Langballig, zitieren.
Die Stadtwerke wiederum wollen sich mehr auf Flensburg konzentrieren. Dirk Thole, Geschäftsführer der Stadtwerke Flensburg, sagte dazu: „Unsere oberste Priorität ist es, die Wärmeversorgung im Flensburger Heizkraftwerk bis 2035 vollständig CO2-neutral auszurichten. Das erfordert einen erheblichen technischen und personellen Einsatz.“
Quelle: Fotolia / caruso13
Kraken erhält 850 Millionen Euro
WIRTSCHAFT. Das Energieunternehmen Octopus hat für die Abspaltung des IT-Dienstleisters Kraken eine Investitionsrunde mit einem Volumen von 850 Millionen Euro auf die Beine gestellt.
Der Schritt soll den Weg für „die formale Unabhängigkeit von Kraken und die Abspaltung von Octopus“ ebnen. Bisherige und neue Investoren „erwerben“ rund 850 Millionen Euro an Kraken-Eigenkapital, teilt die Octopus Energy Group mit. Das Geld kommt dem Vernehmen nach von den Investmentgesellschaften D 1 Capital Partners, Fidelity International, Durable Capital Partners sowie dem Ontario Teachers‘ Pension Plan Board.
Es handle sich um die erste eigenständige Investitionsrunde für Kraken, heißt es. Insgesamt schwebt Octopus für die Abspaltung von Kraken eine Bewertung von 7,35 Milliarden Euro vor.
Das frische Kapital soll Kraken und Octopus zugutekommen. Zusätzlich sollen Investoren unter Führung von Octopus Capital rund 270 Millionen Euro in Octopus pumpen. Nach der Abspaltung soll der Energieanbieter einen Anteil von 13,7 Prozent an Kraken behalten.
Muttergesellschaft als „Innovationspartner“
„Die Unabhängigkeit als eigenes Unternehmen gibt Kraken den Fokus und die Freiheit, als neutrales, globales Betriebssystem für Energieversorger zu skalieren – wobei Octopus Energy ein zentraler Innovationspartner und ein vorausschauender globaler Kunde bleibt“, wird Kraken-Chef Amir Orad in einer Mitteilung zitiert. Die britische Muttergesellschaft hatte bereits im September dieses Jahres bekannt gegeben, Kraken auszugliedern. Kraken agiere bereits seit einiger Zeit eigenständig – die vollständige Unabhängigkeit sei daher ein folgerichtiger Schritt, hieß es damals.
Kraken betreibt eine IT-Plattform und zählt länderübergreifend mehr als 70 Millionen Kundenkonten – von Haushalten und Unternehmen. Zu den Energieversorgern, die die Technik nutzen, gehören etwa Eon, Edf und Tokyo Gas. Octopus ist nach eigener Darstellung in 27 Ländern aktiv und versorgt elf Millionen Haushalte.
Der deutsche Ableger, der im Jahr 2020 an den Start ging, zählt inzwischen mehr als eine Million Kunden. Im zu Ende gehenden Jahr habe man gut 10.000 Smart Meter installiert, bilanziert der Energieanbieter. Zudem habe die Idee „Zero Bills Homes“ 2025 Marktreife erlangt. Dieses Vertriebsmodell sieht so aus, dass Haushalte mit PV, Speicher und Wärmepumpe dank „intelligenter Steuerung“ von Energieerzeugung und -verbrauch durch Octopus, „mindestens sechs Jahre lang keine Energiekosten“ zahlen müssen. Mehr als 100 solcher Zero Bills Homes seien hierzulande aktuell am Netz.
Gemeinsam mit Partnerunternehmen Calisen will Octopus Energy in den kommenden drei Jahren bis zu 250.000 Smart Meter verbauen – ohne Installationskosten für Endkunden.
Enercity beliefert weiterhin ARD und ZDF mit Ökostrom
Das Landesstudio Niedersachsen des NDR. Quelle: NDR
VERTRIEB. Der Energieversorger Enercity wird weiterhin die Gebäude der Rundfunkanstalten von ARD und ZDF mit Strom versorgen. Die Verträge laufen bis 2029 und umfassen knapp 500 Gebäude.
Die Enercity AG hat sich erneut in einem europaweiten Vergabeverfahren den Zuschlag für die Stromversorgung aller öffentlich-rechtlichen Rundfunkanstalten in Deutschland gesichert, teilte der Energieversorger mit Sitz in Hannover am 30. Dezember mit. Die Verträge laufen bis 2029 und betreffen die Einrichtungen von ARD, ZDF und Deutschlandradio.
Zum Lieferumfang zählen zentrale Produktions- und Verwaltungsstandorte wie das ZDF-Sendezentrum am Lerchenberg in Mainz sowie die Funkhäuser und Studios der ARD-Anstalten. Auch Tochter- und Beteiligungsgesellschaften wie Bavaria Film, Deutsche Welle oder die WDR Mediagroup gehören zu den belieferten Organisationen. Der Auftrag umfasst bundesweit rund 500 einzelne Abnahmestellen.
Bereits seit 2022 beliefert Enercity den öffentlich-rechtlichen Rundfunk mit Strom (wir berichteten). Der erneute Zuschlag bestätigt nun die Fortsetzung dieser Geschäftsbeziehung über weitere fünf Jahre. Das jährliche Liefervolumen liegt bei etwa 270 Millionen kWh. Es handelt sich „um 100 Prozent Ökostrom mit Herkunftsnachweisen aus europäischen Anlagen“, teilte ein Sprecher auf Nachfrage der Redaktion mit.
Nach Angaben des Unternehmens spielte im Vergabeverfahren neben dem Preis auch die Fähigkeit zur Abbildung komplexer Lastprofile eine Rolle. „Diesen Vertriebserfolg sehen wir als Bestätigung von Enercity als zuverlässige Partnerin im B2B-Commodity-Geschäft. Institutionen mit komplexen Lastprofilen erwarten maßgeschneiderte Lösungen aus einer Hand“, sagte Steffen Harte, Leiter B2B-Commodity bei Enercity. Öffentliche Auftraggeber würden in solchen Ausschreibungen zudem Aspekte wie Vertragsgestaltung, Risikoabsicherung und die Qualität des Energie-Reportings bewerten.
Der Auftrag stärke die Position von Enercity im Geschäft mit Großkunden aus dem öffentlichen Sektor. Institutionen mit vielen dezentralen Standorten und hohem Energiebedarf stellen laut dem Versorger besondere Anforderungen an Lieferanten und Vertragsmodelle. Enge Abstimmung mit den Auftraggebern und stabile Prozesse gelten dabei als zentrale Kriterien.
Investitionen der Übertragungsnetzbetreiber von 2015 bis 2025
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES . Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchtet die Redaktion regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Die Statistik zeigt die Entwicklung der Investitionen und Aufwendungen für die Netzinfrastruktur der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) in Deutschland in den Jahren 2015 bis 2025. Im Jahr 2024 investierten die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (Tennet TSO GmbH, 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, EnBW Transportnetze AG) rund 16,5 Milliarden Euro in die Übertragungsnetzinfrastruktur.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Abgeblasene Kältewelle sorgt für günstige Gasnotierungen
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Tendenziell leichter haben sich die Energiemärkte am Dienstag gezeigt. Ausschlaggebend hierfür waren neue Wetterprognosen, die die bislang prognostizierte Kältewelle im Januar weitgehend abgeblasen haben. Das europäische Wettermodell geht aktuell nur noch von durchschnittlichen Temperaturen aus und die US-Meteorologen haben ihre Prognosen diesbezüglich deutlich zurückgenommen.
Strom: Leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Der Day-ahead kostete im Base 87,50 Euro/MWh und damit 0,50 Euro weniger als am Vortag. Der Peak sank um 1,00 auf 93,75 Euro/MWh. Aus der Börsenauktion ging die Grundlast für Mittwoch mit 87,31 Euro/MWh hervor und die Spitzenlast mit 93,54 Euro/MWh.
Für den Mittwoch erwartet Eurowind mit rund 26 Gigawatt eine etwas höhere Einspeiseleistung der Erneuerbaren als am Vortag, jedoch ist laut MBI Research nicht mit einer verminderten Last gegenüber Montag zu rechnen. Für den 1. und 2. Januar geht Eurowind von hohen Beiträgen an Wind- und Solarstrom aus, sodass mit sehr geringen börslichen Day-ahead-Preisen auf Viertelstundenbasis gerechnet werden muss.
Am langen Ende sank das neue Strom-Frontjahr 2027 unter dem Eindruck niedrigerer CO2- und Gaspreise um 0,81 Euro/MWh auf 82,96 Euro/MWh. Das alte Strom-Frontjahr 2026 notierte mit einem Abschlag von 0,65 Euro/MWh auf 84,85 Euro/MWh.
CO2: Etwas leichter haben die CO2-Preise am Dienstag notiert. Bis 13.33 Uhr verlor der Benchmark-Kontrakt Dec 26 in impulsarmem Handel um 0,25 Euro auf 87,21 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 7,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 87,60 Euro, das Tief bei 87,08 Euro je Tonne. Damit hält sich CO2 weiter in seiner überkommenen Spanne. Belastet wurden die Notierungen am CO2-Markt am Berichtstag von den Abgaben bei Gas und Strom.
Erdgas: Leichter haben sich die europäischen Gaspreise am Dienstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF notierte gegen 13.45 Uhr mit einem Minus von 0,87 Euro auf 27,62 Euro/MWh. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 0,85 Euro auf 29,45 Euro/MWh.
Marktbeobachter führen die Abgaben auf Aussichten für eine etwas mildere Witterung in Nordwesteuropa und Deutschland zurück. Das europäische Wettermodell hat die Prognose unterdurchschnittlicher Temperaturen für die erste Januarwoche kassiert und geht jetzt von einer Witterung aus, die den saisonalen Durchschnittswerten entspricht.
Das US-Wettermodell hingegen erwartet weiterhin niedrige Temperaturen für die genannten Regionen. Die von den US-Meteorologen vorhergesagte Kälte soll nun jedoch weniger intensiv ausfallen als am Vortag prognostiziert. Zudem rechnet das US-Wettermodell aktuell mit etwas mehr Wind als noch am Montag vermutet.
Die Versorgung bleibt unterdessen stabil. Die Lieferungen von norwegischem Pipelinegas nach Europa beliefen sich am Dienstag auf 343,5 Millionen Kubikmeter pro Tag. Während es zum Jahreswechsel zu einem Rückgang der Lieferungen von Flüssigerdgas kommen dürfte, sollten im Januar reichlich Lieferungen verfügbar sein, heißt es von Marktbeobachtern. Die Gasspeicher der EU waren zuletzt zu 66,89 Prozent gefüllt, wie Daten von Gas Infrastructure Europe zeigen.
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