Behördenpräsident Klaus Müller sprach von einem „Rekordjahr der Stromnetz-Genehmigungen“. „Der Ausbau des Stromnetzes ist unerlässlich für den Erfolg der Energiewende.“ Der Abschluss der Verfahren für die vier Stromautobahnen sei ein Ergebnis der Beschleunigung der vergangenen Jahre.

Der Bedarf für den Ausbau des Übertragungsnetzes ist derzeit gesetzlich auf rund 16.800 Kilometer festgelegt. Erfasst sind dabei sämtliche Vorhaben aus dem Gesetz zum Ausbau von Energie­leitungen (EnLAG) und dem Gesetz über den Bundes­bedarfsplan (BBPlG). Dabei ist die Bundesnetzagentur für die Genehmigung von 9.600 Kilometern Neubau zuständig. Mit den Genehmigungen 2025 seien jetzt für rund 4.700 Leitungskilometer die Verfahren vollständig abgeschlossen, sagte ein Sprecher. Die Genehmigung für die übrigen 7.200 Kilometer Übertragungsnetz-Neubau liegt in den Händen der Bundesländer. 

Von den 16.800 Kilometern waren Ende Juni 2025 etwa mehr als 3.500 Kilometer fertiggestellt, das waren 500 Kilometer mehr als ein Jahr zuvor. Die drei Projekte A-Nord, Südlink und Südostlink sollen 2027, Ultranet Ende 2026 in Betrieb genommen werden. Das Strom-Übertragungsnetz mit seinen Höchstspannungsleitungen hat bislang eine Länge von rund 39.000 Kilometern. Das Strom-Verteilnetz mit allen Spannungsebenen darunter hat eine Länge von insgesamt rund 1,8 Millionen Kilometern.
​Netzkapazitäten sollen steigen 

Müller bekräftigte im Oktober bei einem Pressetermin, wo die Bundesnetzagentur die Genehmigung des letzten Abschnitts von Südlink bekanntgegeben hatte, dass er ab 2026 mit sinkenden Kosten für den Redispatch rechnet. Dabei handelt es sich um Zahlungen für die Erzeuger von erneuerbarem Strom, deren Anlagen abgeregelt werden müssen, weil das Netz nicht genug Kapazität hat, den Strom aufzunehmen. Gleichzeitig müssen anderswo Anlagen hochfahren, um Strom zu erzeugen. Mit steigender Netzkapazität hofft Müller, weiter gute Argumente zu haben, eine von der europäischen Netzbehörde Entsoe geplante Aufteilung der deutsch-luxemburgischen Strompreiszone abzuwenden.

In einem „Bidding Zone Study Report“ des vom April 2025 schlägt der Verband der Europäischen Übertragungsnetzbetreiber (Entsoe) die Aufteilung der deutsch-luxemburgischen Stromgebotszone in fünf kleinere Zonen vor. Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) stellt sich mit ihrem „Aktionsplan Gebotszone 2025“ gegen die Pläne von Entsoe. „Als Reaktion hat Deutschland den Aktionsplan erarbeitet und bereits an die Europäische Kommission übermittelt, verbunden mit der Entscheidung, seine Gebotszone zu erhalten“, teilt das Ministerium mir Dezember mit.

Das bedeutet, dass der ermittelte Strompreis im Großhandelsmarkt für ganz Deutschland weiterhin gelten soll, von der Nord- bis zum Bodensee. Die Bundesregierung entscheidet sich bewusst gegen eine Aufteilung des Strommarkts in mehrere Preiszonen.

In dem Bericht von Entso-E vom April konnte die Aufteilung der einheitlichen Strompreiszone Deutschland-Luxemburg in mehrere Zonen je nach Modellierung ein rechnerisches Plus von 251 bis 339 Millionen Euro ergeben. Das heißt aber auch, es würde in Deutschland mehrere Zonen und Regionen mit unterschiedlicher Strompreisen geben. Die Bundesregierung bewertet diese Ergebnisse jedoch als Momentaufnahme mit begrenzter Aussagekraft (wir berichteten). 

Der Aktionsplan setzt stattdessen auf eine Reduzierung von Netzengpässen innerhalb der bestehenden Gebotszone. Vorgesehen sind Maßnahmen zum Ausbau und zur Optimierung der Übertragungsnetze, zur Weiterentwicklung des Engpassmanagements sowie zur besseren Abstimmung von Erzeugung, Verbrauch und Stromspeichern. Deutschland verfolgt damit das Ziel, auch künftig die europäischen Vorgaben zu Mindesthandelskapazitäten einzuhalten.

Zwar sei sich die SPD bei der Zielsetzung mit den Grünen einig: Diese laute, einen Weg in eine gesicherte Energieversorgung mit dem Ausbau der Erneuerbaren zu finden. „Aber ich bin überzeugt: Wir werden für die Energiewende Gas brauchen. Ohne wird es nicht gehen“, sagte Lies. 

Das gelte auch für die Herstellung von „blauem Wasserstoff“. „Ansonsten wird der Markt für Wasserstoff nie hochlaufen.“ Blauer Wasserstoff wird aus Erdgas gewonnen, grüner Wasserstoff mittels Elektrolyse mit Strom aus erneuerbaren Energien hergestellt. Die Transformation hin zu „grünem Wasserstoff“ soll die Industrie insgesamt klimafreundlicher machen.

Der Streit von Rot-Grün hat die geplante Gasförderung vor der Nordseeinsel Borkum zum Hintergrund. Die Grünen halten diese für unnötig und schädlich für Natur und Klima. Das niederländische Unternehmen One-Dyas plant, unter dem Meeresschutzgebiet Borkum Riffgrund nach Gas zu bohren. Das Gasfeld dort grenzt zudem an ein anderes Feld, in dem der Konzern bereits jetzt Erdgas fördert − allerdings nur auf niederländischer Seite. Ob dort auch auf deutschem Hoheitsgebiet gefördert werden darf, entscheidet der Bundesrat Anfang 2026.

Ministerpräsident: Bund sollte Meeresschutz-Pläne lockern 

Lies hatte im Dezember bei Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD) kritisiert, die neuen Pläne des Bundes für den Meeresschutz berücksichtigten „nur unzureichend, dass die Förderung heimischer Gasressourcen einen Beitrag zur Sicherung der Versorgung zu bezahlbaren Preisen leisten“ könne. Lies nahm darin direkten Bezug darauf, dass der Chef von One-Dyas ihm seine „tiefe Besorgnis“ über den Entwurf mitgeteilt habe.

Das von Christian Meyer (Grüne) geführte Umwelt- und Energieministerium des Landes erklärte daraufhin: „So wie wir bei Borkum dagegen sind, sind wir auch bei den Meeresschutzgebieten der Meinung: Diese Einschränkungen, was fossile Rohstoffe angeht, sind richtig.“ Es gebe keinen Gasmangel mehr, und der Ausbau der Erneuerbaren komme voran. „Wir halten es vor allem aber aus umwelt-, natur- und auch aus klimapolitischen Gründen für falsch.“

Die Winterklausurtagung findet vom 6. bis 8. Januar statt − erstmals unter der Leitung von Landesgruppenchef Alexander Hoffmann. Als Gäste erwartet werden unter anderem der litauische Präsident Gitanas Nauseda und Kanzler Friedrich Merz (CDU). Wie jedes Jahr kommt auch CSU-Chef Markus Söder. 

SPD spricht von Realitätsverleugnung 

Kritik an dem Vorstoß kommt aus Reihen des Berliner Koalitionspartners SPD. „Atomenergie ist die teuerste Form der Energiegewinnung und wird dies angesichts der bereits heute unschlagbar günstigen erneuerbaren Energien auch bleiben“, sagte die SPD-Energiepolitikerin Nina Scheer. Pläne für einen Wiedereinstieg seien Realitätsverleugnung. Entsprechende Konzepte ließen „denklogisch nur auf militärische Absichten schließen“: „Wer ein solches, militärisches, Ziel verfolgt, sollte dies auch offen sagen und die Bevölkerung nicht mit einer vermeintlich energiepolitischen Einordnung in die Irre führen.“ 

CSU-Landesgruppenchef Hoffmann sagte der Deutschen Presse-Agentur in München: „Wir wollen nicht zurück zur Kernkraft der 70er Jahre, sondern nach vorn zur Kernkraft der nächsten Generation: klimaneutral, sicher und möglichst ohne radioaktive Abfälle.“ 

Deutschland sei jahrzehntelang führend in der Kernforschung gewesen und drohe nun abgehängt zu werden. „Wo, wenn nicht bei uns, kann eine echte Kreislaufwirtschaft für die Kernenergie entwickelt werden − mit dem Ziel der vollständigen Wiederaufbereitung, um am Ende ganz ohne Atommüll auszukommen“, betonte Hoffmann. „Das gelingt aber nur mit starker Forschung und echter Anwendung hier bei uns in Deutschland.“ 

Deutschland soll Vorreiter bei Atomforschung werden 

Ziel der neuen deutschen Atomforschung müsse es sein, „vom Nachzügler wieder zum Vorreiter“ zu werden, heißt es im Papier. Die Kernenergie müsse bei der deutschen Stromversorgung wieder eine größere Rolle einnehmen − gerade auch mit Blick auf die Klimaziele und die Versorgungssicherheit. Atomstrom ist klimafreundlich, günstig und grundlastfähig. 

Weiter: „Wir setzen auf Forschung zu Kernenergie der vierten und fünften Generation und auf den Bau von kleineren Atomreaktoren“. Die Energiepreise sollten langfristig durch günstige Erzeugung in Deutschland und nicht durch teure Importe oder Subventionen gesenkt werden. „Daher wollen wir diese kleineren Atomreaktoren für kostengünstige Energiegewinnung für Deutschland einführen.“ 

Söder forderte schon oft Wiederbelebung der Kernkraft 

Derartige Forderungen nach einer Renaissance der Kernkraft sind aus der CSU nicht generell neu − Parteichef Söder hatte sich bereits mehrfach für Mini-Atommeiler nach kanadischem Vorbild ausgesprochen. Eine Anfrage der Grünen ergab aber, dass es dort mit dem „McMaster Nuclear Reactor“ (MNR) an der McMaster University keinen modernen Meiler, dafür aber einen 66 Jahre alten Forschungsreaktor gibt. Bei den Koalitionsverhandlungen mit SPD und CDU hatte sich die CSU nicht mit ihren Atom-Plänen durchsetzen können. 

Selbst die früheren Betreiber der Atommeiler erklären seit langem, dass Atomstrom die teuerste Form der Stromerzeugung mit bis zu 49 Cent pro Kilowattstunde ist. Der 2023 umgesetzte Atomausstieg in Deutschland basiert auf einem Beschluss des Bundestages, dem auch die CSU im Jahr 2011 zugestimmt hatte. Die Frage zur Nutzung der Kernenergie ist in Deutschland dennoch weiterhin umstritten und wird kontrovers diskutiert. 

Das Positionspapier der CSU setzt zudem auf die Senkung der Stromsteuer für alle Verbraucher − also auch Privatpersonen. Zudem wird dort wiederholt die vollständige Abschaffung des Gebäudeenergiegesetzes samt der Förderung von emissionsarmen Wärmelösungen inklusive des Heizens mit Holz genannt, ebenso der Ruf nach dem Bau eines Fusionsreaktors in Deutschland und dem schnellen Bau neuer Gaskraftwerke. Deutschland müsse „Selbstversorger“ bei Gas werden. Des Weiteren setzt der CSU-Energiemix auf eine verstärkte Nutzung von Bioenergie und perspektivisch auch von Wasserstoff.

Die EP Energy Transition war zuvor bereits über Lausitz Energie Kraftwerke AG (Leag) zu 50 Prozent am Kraftwerk Lippendorf beteiligt und hat nun die verbleibenden 50 Prozent von der EnBW erworben. Das Bundeskartellamt hatte nach Auskunft der EnBW zuvor seine Genehmigung erteilt. 

Das Gemeinschaftskraftwerk Lippendorf ist seit 1999 in Betrieb und verfügt über zwei Kraftwerksblöcke (R und S) mit einer elektrischen Nettoleistung von jeweils 875 MW. Block R gehört der Leag, die mit ihrem Personal vor Ort beide Kraftwerksblöcke betreibt, Block S befand sich bislang im Besitz der EnBW. 

EnBW ist mit Lippendorf-Verkauf „braunkohlefrei“

Die EnBW will durch den Verkauf des Braunkohleblocks die Dekarbonisierung ihres Erzeugungsportfolios fortsetzen. „Durch den Verkauf unseres Braunkohleblocks in Lippendorf machen wir einen bedeutenden Schritt auf dem Weg zur Dekarbonisierung unseres Erzeugungsportfolios. Wir senken damit unsere CO2-Emissionen um bis zu zweieinhalb Millionen Tonnen jährlich“, sagte Peter Heydecker, EnBW-Vorstand für Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur. 

Die kohlebasierte Stromerzeugungskapazität der EnBW verringert sich durch den Verkauf auf 2.200 MW elektrischer Leistung. Damit hat die EnBW mit Jahresbeginn 2026 nach eigenen Angaben ihre Erzeugungskapazität im Bereich Kohle innerhalb von zwei Jahren um rund 40 Prozent reduziert. 
Die Leag hatte zuvor im Mai bekannt gegeben, eine strategische Neuausrichtung vollziehen zu wollen (wir berichteten). Seit März 2025 ist EP Alleineigentümer der Leag. Der Bergbau- und Kraftwerksbereich soll vom Geschäft mit erneuerbaren Energien und nachhaltigen Energielösungen abgegrenzt werden. Der ostdeutsche Energiekonzern wird künftig unter dem Dach der Holding Leag GmbH mit Sitz in Cottbus in zwei Sparten operieren: der Gigawatt GmbH für grüne Geschäftsfelder sowie der Lausitz Energie Verwaltungs GmbH für das traditionelle Kerngeschäft.

Ungarn und Türkei Hauptabnehmer

Im Jahr 2024 waren die Lieferungen über Turkstream nach Europa dem Netzbetreiber Entsog zufolge um 23 Prozent auf 16,7 Milliarden Kubikmeter gestiegen. Davon gingen 8,6 Milliarden Kubikmeter Gas nach Ungarn. Ungarn ist in Europa der Hauptabnehmer von russischem Turkstream-Gas. Die Türkei bezieht ebenfalls über Turkstream Gas aus Russland. Der vertragliche Lieferumfang beträgt 5,75 Milliarden Kubikmeter Gas im Jahr. Insgesamt können die beiden Turkstream-Röhren 31,5 Milliarden Kubikmeter Gas im Jahr von der russischen Schwarzmeerküste an den Bosporus transportieren.

Das meiste Gas importiert die Türkei über die Blue Stream Pipeline im Schwarzen Meer. Im Jahr 2024 stiegen die türkischen Gasimporte laut Tass um 2,6 Prozent auf über 21 Milliarden Kubikmeter Gas. Im Dezember verlängerten das staatliche Energieunternehmen Botas und der russische Gaskonzern Gazprom die Lieferverträge zu Turkstream und Blue Stream, die Ende 2025 ausliefen, nur um ein Jahr. Diversifizierung, eigene Gasförderpläne und die Ausstiegspläne der EU aus russischen Gasimporten bis 2027 scheinen die Türkei davon abzuhalten, sich langfristig festzulegen.

Trotz Wachstum kein Ausgleich 

Zugleich vereinbarte der ungarische Premier Viktor Orban im Dezember mit dem türkischen Präsidenten Recep Tayyip Erdogan eine Transitgarantie von russischem Gas bis an die bulgarische Grenze und stellte sich damit den EU-Ausstiegsbeschlüssen entgegen. Darüber hinaus soll der Turkstream-Betreiber South Stream Transport seinen Stammsitz von den Niederlanden nach Ungarn verlegen, um die Gazprom-Tochter vor der gerichtlich angeordneten Beschlagnahme von Vermögenswerten zur Entschädigung des ukrainischen Energieunternehmen DTEK Krimenergo zu bewahren. DTEK hatte wegen seiner Verluste durch die Besetzung der Krim Klage eingereicht.

Ungarn will den reibungslosen Betrieb der letzten verbliebenen Pipeline-Verbindung nach Europa sichern. Der Transitausfall über die Ukraine ließ sich mit den höheren Turkstream-Lieferungen dennoch nicht ausgleichen, so dass die europäischen Gasimporte per Pipeline aus Russland um weit über 40 Prozent gesunken sind.

Zum Vergleich: Die EU bezog 2024 über die Ukraine und das Schwarze Meer insgesamt 31,6 Milliarden Kubikmeter Gas. Um auf diese Menge zu kommen, müssten beide Stränge von Turkstream Gas von der Türkei nach Europa durchleiten und Teile der Infrastruktur, die für den vertikalen Gaskorridor von Griechenland nach Bulgarien und von dort über die Transbalkan-Pipeline bis in die Ukraine vorgesehen sind, mit genutzt werden. 

China im Fokus

Folglich ist Russland beim Gasexport per Pipeline aus südlicher Richtung nach Europa am Anschlag und fokussiert sich auf China. Gazprom-Chef Alexej Miller erwähnte in seiner Ansprache zum Jahresende Europa mit keinem Wort und stellte hier wachsende Liefermengen im Inland, an zentralasiatische Nachbarn und China in den Vordergrund. 38,8 Milliarden Kubikmeter Gas lieferte Gazprom Miller zufolge im vergangenen Jahr über Kraft Sibiriens 1 nach China und lag damit über dem Vertragsumfang von 38 Milliarden Kubikmeter Gas im Jahr. Sollten alle Pipeline-Pläne realisiert werden, rechnet Russland mit einem Lieferumfang von 106 Milliarden Kubikmeter Gas im Jahr. In dem juristischen Abkommen vom September mit China sieht Miller für Kraft Sibiriens 2 beste Aussichten.

Der Versorger plant, Aufträge in einer Größenordnung von mehr als 25 Millionen Euro zu vergeben, heißt es in einer Mitteilung vom 29. Dezember des Unternehmens. Die Mittel fließen in die Strom- und Gasversorgung, die Wassersparte sowie in das Freizeitbad „CabrioLi“.

Ein zentraler Investitionspunkt ist die Beteiligung an einem Windpark im Sauerland. Gemeinsam mit der „HochsauerlandEnergie“ und weiteren Partnern beteiligen sich die Stadtwerke Lippstadt mit 25 Prozent an dem Projekt. Für das begonnene Jahr sind dafür 5,6 Millionen Euro eingeplant. Der Windpark soll aus sieben Anlagen bestehen und eine Gesamtleistung von 50,4 MW erreichen. Die Gesamtinvestition aller beteiligten Partner beläuft sich auf rund 90 Millionen Euro.

Darüber hinaus investieren die Stadtwerke in den Ausbau der Photovoltaik, heißt es weiter. In eine Freiflächen-Photovoltaikanlage im Verbund der Energie Allianz Bayern, an der die Stadtwerke Lippstadt seit mehreren Jahren beteiligt sind, fließen weitere 550.000 Euro.

Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der Netzinfrastruktur. Für die Netzerweiterung stehen in den nächsten zwölf Monaten 4,9 Millionen Euro zur Verfügung. Die Mittel werden vor allem für die Erschließung neuer Baugebiete eingesetzt sowie für die Erweiterung des Umspannwerkes im Stadtteil Roßfeld. Dort entsteht eine neue 10-kV-Schaltanlage mit rund 70 Schaltfeldern und einer eingeplanten Zukunftsreserve. Allein dafür sind im kommenden Jahr Investitionen von 2,5 Millionen Euro vorgesehen.

Im Zuge der strategischen Neuausrichtung investieren die Stadtwerke auch in einen Batteriespeicher, der zur Stabilisierung des Stromnetzes und zur besseren Integration erneuerbarer Energien beitragen soll. Details zur Leistung wurden bislang nicht veröffentlicht. Für die Anschaffung stellen die Stadtwerke nach eigenen Angaben Jahr 8,5 Millionen Euro bereit.

Erdgas spielt in der künftigen Investitionsplanung hingegen eine deutlich geringere Rolle. „Gas als Primärenergie ist politisch als Auslaufmodell markiert“, heißt es dazu aus Lippstadt. In Neubaugebieten werden keine neuen Gasanschlüsse mehr vorgesehen, Erneuerungen erfolgen nur bei zwingendem Bedarf.

Dennoch fließen 210.000 Euro in die Erweiterung des Hauptrohrnetzes in vier Straßen, was nahezu ein Drittel des gesamten Budgets dieser Sparte ausmacht. Insgesamt sollen im Jahr 2026 doch noch knapp 700.000 Euro in die Gassparte investiert werden. Zum Vergleich: Für den Strombereich planen die Stadtwerke Ausgaben von 21,8 Millionen Euro.

„Man sieht: Der Transformationsprozess läuft. Wir machen hier Rekordinvestitionen“, lässt sich Stadtwerke-Geschäftsführer Siegfried Müller zitieren.

Die installierte Solarleistung erreichte Ende 2025 rund 116.800 MW Modulleistung (DC – Gleichstrom-Nennleistung). Im Jahresverlauf kamen demnach 16.200 MW (DC) hinzu. In den Ländern der Europäischen Union erreichte die PV-Stromerzeugung im zurückliegenden Jahr 275 Milliarden kWh. Damit lag PV erstmals vor Braun- und Steinkohle zusammengerechnet, die beiden fossilen Energieträger lieferten 243 Milliarden kWh.

Die Kapazität der Großbatteriespeicher stieg nach ISE-Auswertung im Jahresverlauf von 2,3 auf 3,7 Millionen kWh. Insgesamt seien derzeit knapp 25 Millionen kWh Batteriespeicher-Kapazität installiert, knapp 20 Millionen kWh als Heimspeicher

Windkraft trug laut den Zahlen vom ISE mit 132 Milliarden kWh zur Netto-Stromerzeugung bei. Davon stammten etwa 106 Milliarden kWh von Onshore-Anlagen, von Offshore kamen 26 Milliarden kWh. An Land stieg die installierte Windkraftanlagen-Leistung 2025 um 4.500 MW. Offshore kamen 290 MW hinzu.

Plus bei Biomasse, Minus bei Wasserkraft

Auf Biomasse reichten nach Angaben des ISE in Deutschland im vergangenen Jahr 41,1 Milliarden kWh Strom zurück (2024: 37 Milliarden kWh). 36 Milliarden kWh wurden ins Netz eingespeist. Wasserkraft produzierte 17,8 Milliarden kWh (2024: 22,3 Milliarden kWh). Die Niederschlagsmenge war mit 65 Litern pro Quadratmeter um 27 Prozent geringer als 2024 (902 Liter pro Quadratmeter). Im Vergleich zum Mittel der Referenzperiode von 1961 bis 1990 war sie um 17 Prozent geringer.
 
In Summe erzeugten Solar, Wind, Wasser, Biomasse und Geothermie der Erhebung zufolge im Jahr 2025 etwa 278 Milliarden kWh Strom, 256 Milliarden kWh davon gelangten in das öffentliche Stromnetz. Das Plus der Erzeugung aus Erneuerbaren beträgt demnach 6 Milliarden kWh. Der für 2025 angestrebte Wert für die erneuerbare Netto-Stromerzeugung von 346 Milliarden kWh sei deutlich verfehlt worden, betonen die ISE-Analysten. Als Hauptgrund dafür sehen sie „die Ausbauverfehlungen bei Wind onshore und offshore“.

Kohlendioxidemissionen auf Vorjahresniveau

Im Gegensatz zu Braunkohle lieferte Steinkohle im zu Ende gegangenen Jahr mehr Strom als 2024. Die Nettoproduktion lag laut ISE-Übersicht bei 26,7 Milliarden kWh (2024: 24,3 Milliarden kWh). Die Bruttostromerzeugung aus Steinkohle bewegte sich auf dem „Niveau von 1952“.

Aus Erdgaskraftwerke kamen 52,4 Milliarden kWh netto für die öffentliche Stromversorgung und 26,1 Milliarden kWh für den industriellen Eigenverbrauch. Die Produktion lag damit 3,7 Milliarden kWh über dem Niveau des Vorjahres, bilanziert das ISE.

Der Importüberschuss im Stromhandel fiel 2025 geringer aus als im Jahr davor. Nach der Aufstellung des ISE summierten sich die Importe auf 76,2 Milliarden kWh. Demgegenüber schlugen Exporte in Höhe von 54,3 Milliarden kWh zu Buche. Mit 21,9 Milliarden kWh ergab sich im Vergleich zu 2024 ein um 6,4 Milliarden kWh oder 22 Prozent geringerer Saldo.

Die Kohlendioxidemissionen über alle Quellen der deutschen Stromerzeugung lagen nach Hochrechnungen bei 160 Millionen Tonnen und damit auf dem Niveau von 2024.

Das ISE stellt die Daten zur „Stromerzeugung in Deutschland im Jahr 2025“ als pdf-Dokument zum Download bereit.

 
Im Jahr 2024 verfügten die Steinkohle-Kraftwerke in Deutschland, die der Netzreserve dienen, über eine Leistung von rund 6.700 Megawatt. Die vorläufig stillgelegten Kraftwerke könnten insgesamt eine Leistung von rund 1.800 Megawatt erreichen. Kraftwerke außerhalb des Strommarktes bezeichnen die Kraftwerke, die hauptsächlich der Versorgungssicherheit dienen und bei starker Belastung oder Extremsituationen zum Einsatz kommen. 
Anmerkung 1: Systemrelevante Kraftwerke in der Netzreserve gem. § 13b EnWG und KVBG sowie Kraftwerke in der Kapazitätsreserve gem. § 13e EnWG, die nur auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber zu Zwecken der Wahrung der Versorgungssicherheit betrieben werden.
Anmerkung 2: Leistung in der Kapazitätsreserve entspricht hier der Angabe des Kraftwerksbetreibers gemäß Marktstammdatenregisterverordnung.

Er monierte, dass von den in der Politik viel gepriesenen Unterstützungen für Unternehmen, gar einem länderpolitisch initiierten Schutzschirm für Stadtwerke, in Teterow nichts zu merken sei. „Helfen können jetzt kurzfristig nur noch Kredite oder aber Ausfallbürgschaften der Kommunen“, betonte der Ex-Chef. Bei der Stadtverwaltung stieß er auf offene Ohren.

„Die Prüfung der Vereinbarkeit der Bürgschaftsübernahme mit dem Beihilferecht durch PWC (Anmerkung d. Red: die Wirtschaftsprüfungsgesellschaft) ergab, dass aus beihilferechtlicher Sicht die Gewährung einer 80-prozentigen Ausfallbürgschaft Voraussetzung wäre“, heißt es in einer Mitteilungsvorlage der Stadt vom Juni 2023. Weiter heißt es: Somit kürze sich der Betrag der Bürgschaft der Stadt Teterow von 2 auf 1,6 Millionen Euro.

Die 1,6 Millionen stehen seither im Raum. Zuletzt hatte die Kommune im April dieses Jahres beschlossen, die Ausfallbürgschaft bis 31. Dezember für das Unternehmen, das zu 100 Prozent der Stadt gehört, aufrechtzuerhalten. Die untere Rechtsaufsichtsbehörde des Landkreises Rostock genehmigte die Verlängerung am 20. Mai 2025. Jetzt ist eine erneute Verlängerung bis Ende 2026 durchgewinkt worden. „Mit dieser Entscheidung stellt die Stadt sicher, dass die Stadtwerke Teterow GmbH weiterhin über die notwendige Liquidität verfügt, um ihren laufenden Geschäftsbetrieb aufrechtzuerhalten“, zitiert der Norddeutsche Rundfunk aus einer Mitteilung des Rathauses.

Insolvente Beteiligung in Laage

Im April dieses Jahres war öffentlich geworden, dass die Stadtvertretung Teterow mögliche Regressansprüche gegen den ehemaligen Geschäftsführer der Stadtwerke prüfen lassen will. Hintergrund: Der neue Geschäftsführer, der im Januar den Posten übernommen hat, hatte laut Bericht der Lokalzeitung Nordkurier „Managementfehler“ seines Vorgängers und eines Prokuristen festgestellt.

Ein Kritikpunkt: Unter dem alten Management soll es im Jahr 2023 versäumt worden sein, Gelder aus der Energiepreisbremse zu beantragen. Der Ex-Chef wies gegenüber Medien Anschuldigen zurück und hielt eine Prüfung von Regressansprüchen für überflüssig.

Zu spüren bekommen hat man in Teterow auch die Probleme im nahe gelegenen Laage. Die Stadtwerke dort befinden sich im Insolvenzverfahren. Den Insolvenzantrag hatten die Stadtwerke Teterow gestellt, sie sind seit dem Jahr 2011 mit 25 Prozent an dem Versorger in Laage beteiligt. Gegen Ende 2024 gab es einen Krisengipfel der Gesellschafter. Christin Zimmermann (FDP), Bürgermeisterin der Stadt Laage, die Muttergesellschaft des angeschlagenen Versorgers soll die Kollegen in Teterow gebeten haben, von Forderungen an die Laager zurückzutreten. Es soll damals um einen Fehlbetrag in Höhe von etwa 1 Million Euro gegangen sein.

Denda hat jetzt nicht nur den Vorstandsvorsitz übernommen, sondern auch die Funktion des Chief Technology Officers (CTO). Neben Denda gehören Achim Schröder (Ressort Finanzen und Regulierung) und Oliver Henrichs (Ressort Personal) dem Vorstand an.

Bernd Böddeling kehrt nach Angaben des Unternehmens auf den Posten als Westenergie-Aufsichtsratsvorsitzender zurück. Diese Funktion hatte interimsweise Thomas König, Chief Operating Officer von Networks Eon, ausgefüllt.

Dr. Robert Denda ist in Koblenz geboren und hat in Mannheim Wirtschaftsinformatik studiert. Vor seinem Wechsel zur Westenergie war der 52-Jährige CEO bei Gridspertise, einer Tochtergesellschaft der Enel-Gruppe mit Fokus auf Smart-Grid-Technologien (wir berichteten).

Hornsea 3 liegt rund 160 Kilometer vor der Küste von Yorkshire im Norden Englands. Der Windpark verfügt über eine installierte Leistung von 2.900 MW. Der Gesamtwert der Transaktion beläuft sich auf rund 39 Milliarden dänische Kronen, entsprechend rund 5,2 Milliarden Euro. Das gesamte Projektinvestitionsvolumen bleibt bei etwa 70 bis 75 Milliarden dänische Kronen, was rund 9,4 bis 10,1 Milliarden Euro entspricht.

Die Transaktion umfasst den Erwerb eines 50-prozentigen Eigenkapitalanteils sowie die Verpflichtung des Investors, 50 Prozent der Zahlungen aus dem EPC-Vertrag zu übernehmen. EPC steht dabei für Engineering, Procurement and Construction. Ein EPC-Vertrag bezeichnet ein Vertragsmodell, bei dem der Auftragnehmer die vollständige Verantwortung für Planung, Beschaffung und Bau eines Projekts übernimmt. Für den Auftraggeber werden damit Kosten-, Termin- und Umsetzungsrisiken gebündelt.

Im Fall von Hornsea 3 übernimmt Orsted diese Rolle und errichtet den Windpark schlüsselfertig, einschließlich der Offshore-Netzanbindung. Darüber hinaus erbringt Orsted langfristige Betriebs- und Wartungsleistungen sowie Ausgleichsenergie- und Vermarktungsdienstleistungen für den erzeugten Strom. Diese Leistungen erfolgen vom bestehenden Betriebsstandort an der britischen Ostküste aus.

Mit der Inbetriebnahme von Hornsea 3 wird die Hornsea-Zone von Orsted, bestehend aus Hornsea 1, 2 und 3, eine installierte Gesamtleistung von mehr als 5.000 MW erreichen. Damit entsteht die weltweit größte betriebene Offshore-Windzone.

Auch die CO2- und Gaspreise legten angesichts dieser Wetteraussichten zu, letztere da aufgrund der Temperaturprognose eine höhere Gasnachfrage zum Heizen erwartet wird. Die Gasspeicher der EU sind im Vergleich zum Vorjahr weniger gefüllt, was die Marktpreise kurzfristig ebenfalls stützt. Auf Jahressicht zeigen sich die Gaspreise jedoch niedriger. 

Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. An der Börse kostete der Montag im Base 146 Euro/MWh. Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Montag mit 17,2 GW deutlich geringer ausfallen als noch am Freitag mit 50,4 GW. Für Dienstag und Mittwoch werden noch niedrigere Werte in Aussicht gestellt, bevor am Donnerstag (8. Januar) wieder eine deutlich höhere Einspeiseleistung erwartet wird. Die Temperaturen dürften sich bis etwa Mitte des Monats auf unterdurchschnittlichem Niveau bewegen und dürften damit auch in der neuen Woche noch die Preise stützen.

Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 bis zum Nachmittag 0,60 auf 83,56 Euro je Megawattstunde.

CO2: Mit deutlichem Plus hat sich der CO2-Markt am Freitag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis 14 Uhr 1,12 auf 88,49 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt nur 10,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 88,88 Euro/Tonne, das Tief bei 87,47 Euro. Unterstützung kam vom Strom- und vom Gasmarkt, wo sich vor allem die Wetteraussichten bemerkbar machten.
Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag präsentiert. Der Frontmonat Februar am niederländischen TTF gewann bis 14 Uhr 0,4 auf 28,525 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es für den Day-Ahead um 0,975 auf 30,475 Euro nach oben.

Ein Grund für die höheren Preise sei eine wetterbedingt höhere Gasnachfrage zum Heizen, heißt es bei Trading Economics. Ein Großteil Europas bleibt weiterhin unter dem Einfluss von arktischer Luft, die laut dem US-Wettermodell bis etwa Mitte Januar für unterdurchschnittliche Temperaturen sorgen dürfte. Danach dürfte es den aktuellen Prognosen zufolge etwas milder werden.

Gleichzeitig wurde zuletzt berichtet, dass die Gasspeicher der EU zu knapp 64 Prozent gefüllt sind, verglichen mit 74 Prozent zur gleichen Zeit im Vorjahr. Trotz der kurzfristigen Stärke bleiben die Preise jedoch weit unter den früheren Höchstständen und sind im Jahresvergleich um etwa 45 Prozent gesunken, was auf eine ausreichende Versorgung aus Norwegen und rekordverdächtige US-LNG-Exporte zurückzuführen ist. Die USA werden in diesem Jahr voraussichtlich rund 14,9 Milliarden Kubikfuß LNG pro Tag exportieren, was einem Anstieg von 25 Prozent im Vergleich zum Jahr 2024 entspricht, so die neueste kurzfristige Energieprognose der EIA.