10. Januar 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
GAS: Niedrige Gasspeicherstände sorgen für Sicherheitsdebatte
NORDRHEIN-WESTFALEN: Duisburg erhält Fördergeld für Erkundungsbohrung
ENERGIEWENDE: Betriebe können Klimainvestitionen nicht alleine stemmen
HANDEL & MARKT
REGENERATIVE: Zweiter Monat in Folge ohne negative Preise
STUDIE: Trügerischer Trend
PPA-PREISINDEX: PPA-Preise sinken zum Jahresende
STATISTIK DES TAGES: Einfuhr von Steinkohle in Deutschland in den Jahren 2004 bis 2024
TECHNIK
TECHNIK: KI spart Equinor Millionen an Dollar
STROMNETZ: Stromautobahn-Bau unter der Elbe im Zeitplan
GASNETZ: Neue Erdgasleitung ETL 182 kann gebaut werden
UNTERNEHMEN
WINDKRAFT: Öl von havarierter Windturbine sickert ins Erdreich
STROMNETZ: Wemag sichert Netzinvestitionen mittels EIB-Darlehen
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: Europäische Gaspreise behaupten sich
TOP-THEMA
VKU drängt nach Berliner Blackout auf nationale Reserve
Quelle: Davina Spohn
STROMNETZ.
Nach dem mehrtägigen Stromausfall in Berlin fordert der VKU eine nationale Notfallreserve, weniger Bürokratie und mehr Redundanzen, um die Stromversorgung schneller wiederherzustellen.
Nach einem Brandanschlag auf das Stromnetz waren zehntausende Menschen in Berlin über hundert Stunden ohne Licht und Heizung (wir berichteten). Nach Einschätzung des Verbandes kommunaler Unternehmen (VKU) offenbarte dies strukturelle Schwächen beim Schutz kritischer Energieinfrastruktur. Das Ereignis zeige, dass Versorgungssicherheit zunehmend auch eine Frage der nationalen Sicherheit sei. Das Präsidium des Verbandes formulierte deshalb Forderungen an die Politik.
VKU-Präsident Ulf Kämpfer, zugleich Oberbürgermeister (SPD) der Stadt Kiel, fordert einen entschlossenen politischen Kurs zur Stärkung der Resilienz der Stromversorgung. „Unsere Energienetze sind verwundbar. Es gibt keine hundertprozentige Sicherheit gegen Anschläge“, erklärte er. Ziel müsse es deshalb sein, Schäden zu begrenzen und die Versorgung so schnell wie möglich wiederherzustellen.
Nach Darstellung des VKU soll im Fall eines Großschadensereignisses der Strom spätestens 24 Stunden nach Aktivierung einer nationalen Reserve zumindest provisorisch wieder fließen. Ohne Energie kämen Staat, Wirtschaft und Gesellschaft zum Stillstand, erklärte Kämpfer. Die Reparatur zerstörter Netzinfrastruktur sei technisch und logistisch häufig hochkomplex und zeitaufwendig. In solchen Lagen könne der Aufbau sogenannter Inselnetze mit mobiler, dezentraler Stromerzeugung oft die einzige kurzfristige Lösung sein.
Zugleich würdigte der VKU die Arbeit der Netzbetreiber in Berlin. Insbesondere die Mitarbeitenden von Stromnetz Berlin hätten unter schwierigen Bedingungen die Wiederherstellung der Versorgung vorangetrieben. Auch die bundesweite Unterstützung durch andere Netzbetreiber wertet der Verband als Beleg für die Solidarität innerhalb der Branche.
Vor dem Hintergrund einer veränderten Bedrohungslage sieht der VKU jedoch eine neue Dimension der Herausforderung. Gezielte Angriffe auf kritische Infrastrukturen könnten selbst bei guter Vorbereitung nicht komplett verhindert werden, sagte Kämpfer. Umso wichtiger sei es, Strukturen zu schaffen, die im Ernstfall schnelle Hilfe ermöglichen.
Kernforderung des Verbandes ist der Aufbau einer „Nationalen Reserve Blackout und Krisenintervention“. In enger Abstimmung mit Netzbetreibern sollen mobile Netzersatzanlagen, Blockheizkraftwerke und Gasturbinen mit einer Leistung von mehreren einhundert MW bundesweit verteilt vorgehalten werden. Diese Anlagen sollen in regionalen Versorgungssicherheitshubs stationiert sein und eine Notversorgung binnen 24 Stunden ermöglichen.
Störende Regeln außer Kraft setzen
Nach Vorstellung des VKU soll ein zentraler Ansprechpartner als „One-Stop-Shop“ dienen, damit betroffene Netzbetreiber die Reserve im Krisenfall ohne Kompetenzstreitigkeiten mit einem Anruf aktivieren können. Überdies fordert der VKU den Abbau regulatorischer Hürden. Laut Verband dürfen im Ernstfall Fragen zu Zuständigkeiten, Haftung, Genehmigungen, Kosten, Arbeits- oder Versicherungsrecht die Wiederherstellung der Stromversorgung nicht verzögern.
Bestehende Regelungen müssten angesichts der Berliner Ereignisse und der neuen Bedrohungslage kurzfristig auf ihre Krisentauglichkeit überprüft werden. Der Verband plädiert für klare und rechtssichere gesetzliche Vorgaben für Netzanschluss und Betrieb im Notfall. Bürokratie dürfe nicht selbst zum Risiko für die Versorgung werden.
Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der Stärkung dezentraler Strukturen. Nach Auffassung des VKU können erneuerbare Energien, Speicher, Kraft-Wärme-Kopplung sowie private und kommunale Vorsorgeoptionen wie Notstromaggregate oder Wärmequellen die Auswirkungen von Ausfällen deutlich abmildern. Der derzeitige regulatorische Rahmen sei dafür jedoch nicht ausreichend krisenfest ausgestaltet. Zudem fehle vielen Unternehmen Planungssicherheit, etwa weil unklar sei, ob Investitionen weiterhin über das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz gefördert werden.
Redundanzen als Vorsorge
Um Ausfallrisiken und -dauer zu verringern, fordert der Verband außerdem zusätzliche Redundanzen und eine stärkere Netzvermaschung. Diese müssten systematisch geprüft werden. Dafür sei eine enge Abstimmung zwischen der Bundesnetzagentur, den Landesregulierungsbehörden und den Stromverteilnetzbetreibern erforderlich. Gleichzeitig müssten die regulatorischen Anreize so angepasst werden, dass Investitionen in die Resilienz wirtschaftlich tragfähig bleiben und nicht zulasten der Netzbetreiber gehen.
Die Umsetzung der vorgeschlagenen Maßnahmen erfordert nach Einschätzung des VKU erhebliche finanzielle Mittel. Der Verband fordert den Bund auf, die Finanzierung über die im Grundgesetz verankerte Ausnahme von der Schuldenbremse für Landesverteidigung und Bevölkerungsschutz sowie aus dem Sondervermögen Infrastruktur und Klimaneutralität sicherzustellen.
Quelle: Shutterstock / sdf_qwe
Niedrige Gasspeicherstände sorgen für Sicherheitsdebatte
GAS. Unternehmen, Bundesbehörden und Verbände bewerten die niedrigen Gasspeicherstände unterschiedlich. Einige Marktakteure sehen Entspannung, andere fordern zusätzliche Vorsorgeinstrumente.
Mit Sorge blickt Stefan Dohler, Vorstandsvorsitzender der EWE AG, auf die aktuellen Füllstände der deutschen Gasspeicher. „Ich möchte keinen Alarm schlagen, aber trotzdem darauf hinweisen, dass die Füllstandssituation heute so schlecht ist, wie sie es Anfang 2022 war“, sagt Dohler in einem Presseinterview. Der Chef des Oldenburger Energieversorgers bewertet dies als Hinweis darauf, dass die politischen Mechanismen zur Speicherbefüllung nicht wie vorgesehen wirkten.
Nach Angaben des EWE-Chefs liegen die Füllstände der deutschen Gasspeicher derzeit deutlich unter dem Niveau zu Beginn des Jahres 2025. Grund sei, dass im vergangenen Sommer keine ausreichenden Preissignale für die stärkere Einspeicherung von Gas aus dem Markt kamen. Staatliche Vorgaben wie in der Krise 2022 bis 2024 seien dagegen weggefallen. Aktuell liege der Speicherstand nur bei knapp 50 Prozent.
Heizperiode abgesichert?
Würden sich die Speicher in den kommenden drei Monaten mit dem gleichen Tempo leeren wie vor einem Jahr, könnten sie Ende März nur noch zu rund fünf Prozent gefüllt sein, rechnet Dohler vor. Ein solches Szenario hält er jedoch für wenig realistisch, da sich die Preise auf dem Gasmarkt derzeit entspannt zeigten und Händler dort Gas beschaffen könnten.
Gasspeicher dienen als Puffer bei Unterbrechungen der Gasversorgung. Gleichzeitig hat die Bedeutung der Importinfrastruktur für Flüssigerdgas zugenommen. Über Terminals an der Nord- und Ostsee gelangt LNG nach Deutschland. Laut einer Sprecherin von Bundeswirtschafts- und Energieministerin Katherina Reiche (CDU) ermögliche die inzwischen gut ausgebaute LNG-Infrastruktur in Deutschland und Europa neben der Hauptversorgung durch norwegisches Pipelinegas die notwendigen Importe.
Die Terminals hätten Gasspeicher unwirtschaftlicher gemacht, wenn es um die Sicherstellung der Versorgung gehe. Deshalb liegen bei der Bundesnetzagentur Anträge auf Stilllegung von zwei Gasspeichern in Bayern vor, darunter einer von Uniper, mit Wirkung ab dem Frühjahr 2027.
Der Marktgebietsverantwortliche Trading Hub Europe (THE) habe anders als während der Energiepreiskrise 2022 nicht eingreifen müssen, um Speicher zu befüllen, teilte er mit. Dies hätte zusätzliche Kosten für Gaskunden oder Steuerzahler vermieden. Zu Beginn des russischen Angriffskriegs auf die Ukraine war Deutschland noch stark von russischem Gas abhängig, vor diesem Hintergrund war eine Gasspeicherumlage erhoben worden. Diese wird aktuell aus dem Bundeshaushalt gezahlt.
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| Verlauf der Gasspeicherfüllstände im Vergleich Heizperiode 2024 bis 2026 (zur Vollansicht bittd auf die Grafik klicken) Quelle: Bundesnetzagentur |
Auch die Bundesnetzagentur ordnet die Lage zurückhaltend ein. Der Gasspeicherfüllstand sei ein wichtiger Indikator für zusätzliche Versorgungsabsicherungen, jedoch nicht allein ausschlaggebend, teilt die Behörde mit. Deutschland verfüge über ausreichende Import- und Speichermöglichkeiten.
Die Gaspreise bewegten sich in einem stabilen, leicht ansteigenden Korridor, was für Jahreszeit und Witterung nicht ungewöhnlich sei. Diese Stabilität führe die Bundesnetzagentur unter anderem auf ein ausreichendes Angebot am Weltmarkt zurück, das auch über LNG-Terminals importiert werde. Aktuell gehe man von einer gesicherten Gasversorgung aus.
Mehr Vorsorge gefordert
Dohler fordert dennoch mehr Vorsorge. Es sei sinnvoll, bereits jetzt über Instrumente zu sprechen, die den Marktmechanismus erhalten und zugleich zusätzliche Sicherheit für besondere Ereignisse schaffen. Als Beispiel nennt er eine nationale, strategische Gasreserve nach dem Vorbild der Erdölreserve. Österreich verfüge bereits über ein solches Modell. Dort werde bewusst Gas als Puffer eingespeichert, das nur für Notfälle vorgesehen sei. Eine staatliche Stelle regle die Befüllung bestimmter Volumina über Ausschreibungen.
Unterstützung für eine stärkere politische Steuerung kommt auch vom Branchenverband Initiative Energien Speichern (Ines). Die Vertretung der Betreiber von Gas- und Energiespeichern mahnte schon Mitte November 2025, dass die Speicherbefüllung für den Winter 2025/26 im Fall eines extrem kalten Winters trotz neuer LNG-Importkapazitäten nicht ausreiche. Ines-Geschäftsführer Sebastian Heinermann kritisierte gegenüber E&M, dass die bestehenden politischen Rahmenbedingungen nicht genutzt worden seien, um höhere Füllstände sicherzustellen.
Heinermann verweist auf den Koalitionsvertrag der Bundesregierung aus SPD und Union. Darin kündigt die Bundesregierung an, Instrumente auf den Weg zu bringen, um eine versorgungssichere und kostengünstigere Befüllung der Gasspeicher sicherzustellen. Ein Vergleich mit anderen EU-Mitgliedstaaten zeige, dass politische Rahmenbedingungen die Wintervorsorge spürbar verbessern könnten, so Heinermann.
Der Füllstand der Gasspeicher im Jahresvergleich steht auf der Internetseite der Bundesnetzagentur zur Einsicht bereit.
Duisburg erhält Fördergeld für Erkundungsbohrung
Quelle: Jonas Rosenberger
NORDRHEIN-WESTFALEN. Die Stadtwerke Duisburg planen eine Erkundungsbohrung, um das geothermische Potenzial besser abschätzen zu können. Das Land Nordrhein-Westfalen fördert das Projekt.
Die Stadtwerke Duisburg haben vom Land NRW eine Förderung für eine Erkundungsbohrung zur Tiefengeothermie erhalten, teilte der Versorger am 8. Januar mit. Das Wirtschafts- und Klimaschutzministerium hat einen Förderbescheid in Höhe von 7,5 Millionen Euro übergeben. Insgesamt investieren die Stadtwerke Duisburg und das Land NRW rund 12,5 Millionen Euro in die Erkundungsbohrung.
„Wenn wir die erforderlichen, wasserführenden und nutzbaren Reservoire finden, könnten wir hier eine rund 20 Megawatt leistungsstarke Anlage errichten“, erläutert Andreas Gutschek, Vorstand Infrastruktur und Digitalisierung bei den Stadtwerken Duisburg. Nach Untersuchungen durch den Geologischen Dienst des Landes NRW sowie der Stadtwerke selbst, ist nach Auskunft des Versorgers klar, dass ein geeigneter Bohrplatz auf dem Gelände der Stadtwerke selbst – im hinteren Bereich eines ehemaligen Heizkraftwerks – zu finden ist.
Erste Bohrungen sind für 2028 geplant
Bis der Bohrer seine erste Umdrehung in den Untergrund an der Bungertstraße in Duisburg-Hochfeld macht, werden aber noch Monate vergehen. Vor Beginn der Bohrung müssen noch die erforderlichen Genehmigungen mit Blick auf Berg- und Wasserrechte erteilt werden, teilten die Stadtwerke weiter mit. „Unsere Planungen sehen vor, dass wir ab März 2028 mit der Bohrung beginnen, die dann mehrere Monate dauern wird“, sagte Gutschek.
Zunächst soll – wenn es so weit ist – ein rund 4.000 Meter tiefes Bohrloch abgeteuft werden. Im Bohrloch selbst sollen dann verschiedene Testarbeiten durchgeführt werden, um die Eigenschaften des Untergrundes zu untersuchen. Anschließend folgen seismische Untersuchungen der Bohrumgebung, um die genaue Lage der am stärksten wasserführenden Gesteine zu ermitteln. Wenn alles klappt, könnte die erste Tiefengeothermie-Fernwärme Anfang der 2030er Jahre genutzt werden. Für das Unternehmen wäre die Nutzung von Tiefengeothermie der Einstieg in eine neue Technologie der Wärmeerzeugung.
Die Unterstützung des Landes über das Förderangebot „progres.nrw-Risikoabsicherung hydrothermale Geothermie“ solle laut dem Ministerium dazu beitragen, das Potenzial für Geothermie in Nordrhein-Westfalen besser nutzbar zu machen und Investitionsrisiken für Kommunen und Stadtwerke in einer frühen Projektphase zu senken. Nordrhein-Westfalen verfolgt mit dem Masterplan Geothermie das Ziel, bis zu 20 Prozent des Wärmebedarfs im Jahr 2045 aus Erdwärme zu decken (wir berichteten).
Betriebe können Klimainvestitionen nicht alleine stemmen
Quelle: Shutterstock / 24Novembers
ENERGIEWENDE. Ein Transformationsfonds soll energieintensiven Firmen helfen, mehr in Klimaschutzziele zu investieren. Der DGB schlägt vor, den Fonds als Sondervermögen des Landes zu bilden.
Der Deutsche Gewerkschaftsbund (DGB) fordert zur Sicherung des Industriestandorts Rheinland-Pfalz mehr Unterstützung für Unternehmen mit einem hohen Energieverbrauch. Der Umbau der Wirtschaft hin zur Klimaneutralität beschäftige vor allem energieintensive Firmen, sagte die Vorsitzende des DGB, Susanne Wingertszahn, der Deutschen Presse-Agentur in Mainz. „Damit dieser Umbau gelingt, damit Unternehmen weiter in Rheinland-Pfalz produzieren, der Standort gesichert wird und Arbeitsplätze erhalten bleiben, sind hohe Investitionen notwendig.“
Die Wirtschaft könne diese Investitionen aber nicht allein stemmen. „Wir brauchen einen Transformationsfonds Rheinland-Pfalz.“ Zwar gebe es bereits eine Vielzahl von Fördermöglichkeiten durch EU und Bund. Dafür sei allerdings eine hohe Eigenbeteiligung erforderlich, direkte Mittel für Investitionen würden selten bereitgestellt, erklärte Wingertszahn.
Eigenkapital der Unternehmen stärken
Der Transformationsfonds soll nach dem Vorschlag der Gewerkschaft zum einen das Eigenkapital von Unternehmen stärken, die in klimafreundliche Technologien und Produkte investieren. Aus dem Fonds könnten zudem direkte Zuschüsse für Investitionen gezahlt werden, sofern die Unternehmen die Beschäftigten beim Umbau einbinden und ihr Personal verbindlich qualifizieren.
Aus dem Fonds könnten auch Klimaschutzinvestitionen von Land und Kommunen finanziert werden. Als Beispiele nannte der DGB die energetische Sanierung von Gebäuden sowie den Ausbau des ÖPNV und des Zugverkehrs. Ferner könnte aus dem Fonds der Aus- und Umbau von Energienetzen in den Gebieten finanziert werden, in denen sich Unternehmen ansiedeln möchten. Die Mittel seien auch für den Ausbau der Versorgungsnetze sowie für die Ladeinfrastruktur für Elektromobilität durch Energieversorger denkbar.
Tarifvertrag und Betriebsrat als Voraussetzung
Wichtig sei für die Gewerkschaften, dass von allen Programmen des Fonds nur Unternehmen profitieren dürfen, die über einen Tarifvertrag und einen Betriebsrat verfügen, betonte Wingertszahn. „Nur wo die Vertreterinnen und Vertreter der Beschäftigten mitreden, gelingt die Transformation, ohne dass die Beschäftigten auf der Strecke bleiben.“
Die Summen, die für den Transformationsfonds benötigt würden, könnten aber nicht aus dem laufenden Haushalt gestemmt werden. Der Fonds solle daher als Sondervermögen des Landes gebildet werden, sagte die DGB-Chefin. Bei der Umsetzung des Fonds sollte die Investitions- und Strukturbank Rheinland-Pfalz (ISB) eine große Rolle spielen.
Mitspracherecht des Landes
Über die Vergabe von Mitteln aus dem Transformationsfonds solle nach dem Konzept des DGB ein Gremium entscheiden, dem Vertreter der Landesregierung, des Landtags, der Gewerkschaften und der Arbeitgeberverbände angehören. Werde mithilfe des Fonds das Eigenkapital eines Unternehmens gestärkt, solle das Land für diese Zeit ein Mitspracherecht im Unternehmen erhalten.
„Wir wollen Betriebe verlässlich begleiten – vom Handwerk über soziale Träger bis zu Stadtwerken“, erklärte die Grünen-Politikerin. „Mit unserem Zukunftsfonds ermöglichen wir Investitionen, etwa durch zinsvergünstigte Kredite, Bürgschaften oder Tilgungszuschüsse.“
Wie viel Geld genau in den Fonds gehen soll, müsse von der weiteren wirtschaftlichen Entwicklung abhängig gemacht werden und könne je nach staatlichen Überschüssen von Jahr zu Jahr variieren, hatte Schellhammer jüngst gesagt. „Aber wir sagen schon, dass man in fünf Jahren eine Milliarde Euro in die Hand nehmen sollte, um die Modernisierung nach vorn zu bringen.“
Quelle: Fotolia / vencav
Zweiter Monat in Folge ohne negative Preise
REGENERATIVE. Die Strom-Spotpreise sind auch im Dezember in jeder Viertelstunde positiv gewesen. Im Schnitt fielen sie, was die Marktwerte geförderten Ökostroms ebenfalls nach unten zog.
Vom 1. November bis zum 31. Dezember 2025 sind alle 5.856 Viertelstunden in der deutschen Day-ahead-Stromauktion zu positiven Preisen verauktioniert worden. Damit gab es zwei Monate hintereinander keine negativen Strompreise an der Börse Epex Spot, geht aus der Veröffentlichung der Dezember-Marktwerte für Ökostrom durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) hervor.
Diese Kontinuität dürfte selten sein, allerdings wird die Frage nach negativen Preisen bei Viertelstunden-Produkten erst erfasst, seit sie die neue Einheit in der Spot-Auktion ist. Am 1. Oktober vergangenen Jahres hatte Epex Spot von Stunden- auf Viertelstunden-Produkte umgestellt. Aber auch vorher kamen Monate ohne negative Stundenpreise selten vor, sie kamen nur in Februaren 2025 und 2023 vor, als wenig PV-Strom die Preise kaum kannibalisiert hat.
Die ÜNB verkaufen den geförderten Ökostrom vor allem von Millionen kleiner PV-Anlagen, die unter der Direktvermarktungs-Schwelle liegen, treuhänderisch an der Epex. Sie sind zur Vermarktung an einer Spotbörse gesetzlich verpflichtet. Daher spielt es keine Rolle, ob sie noch – bei negativen Preisen – dafür zahlen müssen, den Ökostrom loszuwerden. Sie zahlen auch nicht mit eigenem Geld drauf, sondern aus dem EEG-Konto, das sie auch nur treuhänderisch verwalten. Das Geld stammt zu einem kleinen Teil aus den Vermarktungserlösen und zum Löwenanteil aus Bundeszuschüssen. Das Fehlen negativer Preise schont also den Säckel des Bundes.
Selten: Solarstrom überflügelt Graustrom-Durchschnitt
Zwar ging es mit diesen Erlösen pro kWh im Dezember 2025 nie unter null, aber auch nicht weiter nach oben: Die Wind-Marktwerte sanken, nachdem sie sich im November relativ gut erholt hatten, wieder. Dafür stieg der Marktwert für geförderten Solarstrom gegenüber November nicht nur von gerundet 9,1 Cent/kWh auf 9,7 Cent/kWh, sondern er überflügelte damit sogar den allgemeinen Graustrom-Spotmarkt-Durchschnitt. Das kommt ebenfalls selten vor. Zuletzt war dies im Januar 2025 und im Dezember 2024 der Fall.
Der Graustrom-Durchschnitt sank nun von 10,2 Cent/kWh auf 9,4 Cent/kWh. Das bedeutet: Die Millionen Solaranlagen speisten im Dezember 2025 tendenziell zu jenen Viertelstunden ein, die überdurchschnittlich viel wert sind.
Der Marktwert von Offshore-Windstrom fiel gegenüber November 2025 von 9,1 Cent/kWh auf 8,6 Cent/kWh. Onshore-Windstrom gab von 8,9 Cent/kWh auf 8,3 Cent/kWh nach. Insgesamt war das Preisniveau im Vorjahres-Dezember 2024 höher gewesen, mit zweistelligem PV-Marktwert und Graustrom-Durchschnitt.
Die Zeitreihen der Monatsmarktwerte von Ökostrom von Januar 2011 bis Dezember 2025 stehen auf der Transparenzplattform der ÜNB.
Trügerischer Trend
Quelle: Shutterstock / Andrii Yalanskyi
STUDIE. Derzeit kein Personalbedarf – das gibt knapp die Hälfte der Unternehmen im neuen Fachkräftereport der DIHK an.
Schwache Konjunktur, weniger Personalbedarf: 36 Prozent der Unternehmen, die sich an der Umfrage für den „Fachkräftereport 2025/2026“ der Deutschen Industrie- und Handelskammer (DIHK) beteiligt haben, geben an, dass sie für offene Stellen keine passenden Arbeitskräfte finden. Vor einem Jahr berichteten das noch 43 Prozent der deutschen Unternehmen. Von den befragten Energieversorgern klagen aktuell 28 Prozent über personelle Engpässe, 27 Prozent berichten, dass sie keine Probleme bei der Stellenbesetzung haben. 45 Prozent melden: „Derzeit kein Personalbedarf“
„Die vermeintliche Entspannung beim Fachkräftemangel ist trügerisch“, warnt Achim Dercks, stellvertretender Hauptgeschäftsführer der DIHK, in einer Mitteilung des Wirtschaftsverbandes. Ein wachsender Anteil der Unternehmen reduziere zwar die Personalnachfrage als Folge der strukturellen Wirtschaftsschwäche, doch die beschleunigte demografische Entwicklung in den kommenden Jahren stelle die Wirtschaft in der Breite vor enorme Herausforderungen.
Schwierig gestaltet sich vor allem die Suche nach Fachkräften mit dualer Berufsausbildung. 64 Prozent der Versorger mit offenen Stellen suchen laut DIHK vergeblich neue Mitarbeiter mit diesem Qualifikationsniveau. 59 Prozent finden keinen Fachwirt oder Meister. Bei 42 Prozent sind Stellen für Hoch- oder Fachhochschulabsolventen vakant. „Das ist für die Energiewende, für Investitionen in Forschung und Entwicklung sowie für den Einsatz neuer Technologien gleichermaßen eine Wachstumsbremse“, sagt Dercks über diese offenen Schlüsselpositionen.
Steigende Arbeitskosten, Mehrbelastung der Belegschaft
Leerstellen gibt es auch bei Jobs für Geringqualifizierte. Gut jedes zehnte Energieunternehmen klagt der Erhebung zufolge über Probleme, Stellen für Menschen ohne abgeschlossene Berufsausbildung nicht besetzen zu können.
Danach gefragt, wie sich der Fachkräftemangel in den nächsten Jahren auswirken wird, sagen gut zwei Drittel der Unternehmen, dass sie mit steigenden Arbeitskosten rechnen – Mehrausgaben, um Personal zu gewinnen und zu halten. 57 Prozent rechnen mit einer „Mehrbelastung der vorhandenen Belegschaft“. Dass betriebsspezifisches Wissen durch Verrentung ohne Nachfolge verloren geht, befürchten 28 Prozent. Deutlich seltener, aber dennoch relevant, werden Einschränkungen des Angebots, Investitionsrückgänge oder der Verlust von Innovations- und Wettbewerbsfähigkeit genannt. Keinerlei negative Auswirkungen erwarten 14 Prozent der befragten Energieunternehmen.
Ein Bild zeichnet der DIHK-Report auch davon, mit welchen Maßnahmen sich nach Ansicht von Unternehmen ältere Beschäftigte länger im Erwerbsleben halten ließen. 50 Prozent der befragten Energieversorger sprechen sich für eine erleichterte befristete Weiterbeschäftigung nach Renteneintritt aus. Fast genauso hoch ist der Anteil derer, die für steuerliche Vorteile für Beschäftigte über dem Rentenalter plädieren. Ein Drittel sieht den Wegfall von Renten- und Arbeitslosenversicherungsbeiträgen im Rentenalter als probates Mittel. Eine Erhöhung des gesetzlichen Renteneintrittsalters stößt dagegen nur bei 17 Prozent auf Unterstützung. Ein Fünftel der Unternehmen sieht derzeit keinen Handlungsbedarf.
„Wir müssen alle Potenziale heben – von der Weiterbildung über die Zuwanderung bis hin zur Beschäftigung älterer Menschen“, sagt Achim 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.
Branchenübergreifend liegen der Erhebung 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 auf der Internetseite des DIHK zum Download bereit.
PPA-Preise sinken zum Jahresende
Quelle: E&M
PPA-PREISINDEX. Die Preiskorridore für marktübliche Power Purchase Agreements sind im Dezember 2025 gesunken. Das ergibt der PPA-Preisindex von E&M und Enervis.
Die erzielbaren Preiskorridore für typische Strom-Direktlieferverträge aus Erneuerbare-Energien-Anlagen (Power Purchase Agreements) haben sich in Deutschland im Dezember 2025 – in Abhängigkeit vom Strom-Terminmarkt der Börse EEX – nach unten entwickelt. Das ergeben aktuelle Berechnungen des Analysehauses Enervis für den gemeinsamen PPA-Preisindex mit Energie und Management.
Demnach sind die Preise im Terminmarkt im Dezember, die die Referenzpreise für PPA bilden, vor allem für frühere Handelsjahre gesunken. Während das Frontjahr 2026 bei knapp 85 Euro/MWh notiert, liegt das längerfristige Preisniveau weiterhin bei unter 75 Euro/MWh für die Base-Lieferung.
Grafik 1: Neue PV-Freiflächenanlagen
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| Neue Photovoltaik-Großanlagen konnten in den vergangenen zwölf Monaten in zehnjährigen PPA diese Preis-Bandbreiten erzielen – hat das Analysehaus Enervis für E&M ermittelt (zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken) Quelle: Enervis |
Für PPA auf neue Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit zehnjähriger Stromlieferung mit einem Lieferstart im Januar 2026 lag der Preiskorridor im Dezember zwischen 29 Euro/MWh und 40 Euro/MWh.
Der dazu korrespondierende Terminmarkt-Mischpreis im Dezember für die betreffende PPA-Laufzeit lag bei circa 76 Euro/MWh.
Grafik 2: Onshore-Windenergieanlagen im Bestand
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| Über 20 Jahre alte Windräder an Land konnten in den vergangenen zwölf Monaten in zweijährigen PPA diese Preis-Bandbreiten erzielen – hat das Analysehaus Enervis für E&M ermittelt (zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken) Quelle: Enervis |
Für PPA auf bestehende, über 20 Jahre alte, ausgeförderte Windenergieanlagen an Land (Ü20-Anlagen) mit zweijähriger Stromlieferung vom Januar an ermittelten die Analysten von Enervis eine realistische Schwankungsbreite im Dezember von 47 Euro/MWh bis 65 Euro/MWh. Diese hängt neben dem Terminmarkt-Mischpreis unter anderem von Standort und Anlagentyp ab. Die PPA-Preisrange liegt somit unterhalb des Niveaus des Vormonats November.
Der Terminmarkt-Mischpreis, der die Referenz für diesen PPA-Preis darstellt, lag bei rund 84 Euro/MWh und damit deutlich niedriger als noch im Vormonat.
Die Methodik des PPA-Preisindex
Auf die Marktpreis-Bandbreiten von PPA kommen die Analysten von Enervis so: Sie nehmen vom ermittelten durchschnittlichen Preis der jeweils einschlägigen Terminmarkt-Lieferprodukte auf dem Graustrom-Terminmarkt der Börse EEX − dem Dreh- und Angelpunkt für die Bepreisung dieser langfristigen Direktlieferverträge − verschiedene Ab- und Zuschläge vor:
- für das technologie- und standortspezifische Einspeiseprofil
- sowie für energiewirtschaftliche Abwicklung und Risikoprämie
- Dann schlagen sie aktuelle Preis-Bandbreiten für Herkunftsnachweise (HKN) auf (näheres zur Methodik sowie Nutzungshinweise). Denn Strom aus grünen PPA erhält in der Regel im Gegensatz zur geförderten Direktvermarktung HKN und darf auch als Ökostrom verkauft werden.
Einfuhr von Steinkohle in Deutschland in den Jahren 2004 bis 2024
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 Bedeutung der Steinkohle in Deutschland nimmt ab. Die Einfuhr von Steinkohle in Deutschland ist in den vergangenen Jahren auf ein Niveau von weniger als 22 Millionen Tonnen im Jahr 2024 gesunken. Der Höchstwert nach der Wiedervereinigung von mehr als 46 Millionen Tonnen wurde im Jahr 2014 verbucht.
Quelle: Equinor / Arne Reidar Mortensen
KI spart Equinor Millionen an Dollar
TECHNIK. Das norwegische Gas- und Ölunternehmen Equinor setzt auf künstliche Intelligenz. Dabei soll es nicht nur um Einsparungen gehen.
330 Millionen US-Dollar seit 2020, davon 130 Millionen allein im Jahr 2025: Der Einsatz von künstlicher Intelligenz spart dem norwegischen Energiekonzern Equinor nach eigenen Angaben dreistellige Millionenbeträge und generiert darüber hinaus noch zusätzliche Wertschöpfung.
Und das soll nur der Anfang sein: „Künftig wird KI noch wichtiger werden, um industrielle Aufgaben sicher, schneller, profitabler und in großem Maßstab zu lösen. Mit KI können wir seismische Daten zehnmal schneller analysieren, Bohrungen sowie die Feldentwicklung auf neue und bessere Weise planen und unsere Anlagen effizienter betreiben“, lässt sich Hege Skryseth, Executive Vice President für Technologie, Digitales und Innovation bei Equinor, zitieren.
Derzeit setzt Equinor KI auf Offshore-Plattformen und an Landanlagen ein, unter anderem für folgende Aufgaben:
- Predictive Maintenance: Über 700 rotierende Maschinen werden mit insgesamt 24.000 Sensoren überwacht. Die vorausschauende Wartung soll ungeplante Ausfälle, Sicherheitsrisiken und CO2-Emissionen durch Abfackelung vermeiden. Seit 2020 seien so rund 120 Millionen US-Dollar eingespart worden, berichtet Equinor.
- Bohr- und Felderplanung: KI generiert tausende Entwicklungsvarianten, sodass Expertenteams gezielt optimale Lösungen identifizieren können. In der Phase drei des Ölfeld-Entwicklungsprojektes „Johan Sverdrup“ auf dem norwegischen Kontinentalschelf habe die KI sogar eine bislang übersehene Option gefunden, die Einsparungen von 12 Millionen US-Dollar ermöglichte.
- Seismik-Interpretation: Durch KI-gestützte Auswertung könne zehnmal mehr seismisches Datenmaterial analysiert werden. Im Jahr 2025 wurden mit KI-Tools rund zwei Millionen Quadratkilometer interpretiert. Dies verbessere das geologische Verständnis und erhöhe die Chancen auf neue Entdeckungen.
Die Technologie ermöglicht es, mehr geologische Daten auszuwerten, mehr Bohrungen zu planen und durchzuführen, Anlagen sicher und produktiv zu betreiben und gleichzeitig den Energieverbrauch zu optimieren und CO2-Emissionen zu reduzieren.
„Industrielle Prozesse erzeugen enorme Datenmengen, und wir können KI nutzen, um aus diesen Daten Wissen zu ‚produzieren‘“, fasst Skryseth zusammen. „Das war bereits transformativ und profitabel, obwohl wir uns noch früh in der KI-Revolution befinden.“
Stromautobahn-Bau unter der Elbe im Zeitplan
Bauarbeiten am Tunnel für die Südlink-Querung der Elbe. Quelle: Tennet
STROMNETZ. Gut drei Kilometer des Tunnels für den Südlink-Abschnitt unter der Elbe sind nach Angaben von Tennet fertiggestellt. Mögliche Angriffe auf die Infrastruktur nimmt man „sehr ernst“.
Die Bohrarbeiten gehen voran. Am 4. Dezember vergangenen Jahres, am Tag der heiligen Barbara, der Schutzpatronin der Bergleute, beging Tennet das Bergfest im „ElbX-Tunnel“. Die Hälfte der 5,2 Kilometer langen Bohrstrecke unter der Elbe für die Südlink-Leitung war geschafft. Jetzt hat der Übertragungsnetzbetreiber die Drei-Kilometer-Marke überschritten, wie eine Unternehmenssprecherin der Deutschen Presseagentur mitteilte. Mit dem Bau der unterirdischen Flussquerung befinde man sich damit im Zeitplan.
Begonnen hatten die Bohrarbeiten laut Tennet Anfang 2025. Im Jahr 2027 soll der unter der Elbe verlaufende Suedlink-Abschnitt fertiggestellt sein. Der Tunnel soll sich zwischen Wewelsfleth in Schleswig-Holstein und Wischhafen in Niedersachsen erstrecken. Neben den Bohrungen finden Druckluftarbeiten unter der Schifffahrtsrinne statt. Sie erfordern „höchste Sicherheitsstandards“, heißt es. Dafür halte man zusammen mit dem Tiefbauunternehmen „während des Vortriebs eine eigene, rund um die Uhr besetzte Feuerwehr mit Rettungssanitätern vor“, so der Übertragungsnetzbetreiber.
Sicherheitsvorkehrungen sind geheim
Sicherheit wird auch in anderem Zusammenhang großgeschrieben. „Mögliche Angriffe auf die Infrastrukturen der Energieversorgung nehmen wir sehr ernst. Als Betreiber einer kritischen Infrastruktur halten wir unsere Systeme selbstverständlich jederzeit auf dem neuesten Stand“, teilt das Unternehmen mit.
Die Übertragungsnetzbetreiber, so ein Unternehmenssprecher, arbeiteten eng mit den Sicherheitsbehörden zusammen, etwa dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI). Um Systeme und Infrastrukturen „bestmöglich zu schützen, machen wir grundsätzlich keine Angaben zu den von uns ergriffenen Sicherheitsvorkehrungen“.
Hoch- und Höchstspannungsleitungen werden in Deutschland nach dem „n-1-Prinzip“ betrieben, betont der Sprecher. Das bedeutet, dass bei Ausfall einer Stromleitung, eine andere Leitung einspringen kann und somit verhindert, dass die Stromversorgung unterbrochen wird.
Hinzu kommt, dass das europäische Verbundnetz „vermascht“ aufgebaut ist und daher gegen lokale Angriffe „recht gut zu schützen“ sei. Auch werde das Netz nicht von einer zentralen Stelle aus gesteuert, sondern von mindestens einer Steuerstelle pro Land, die zudem redundant ausgelegt sind. Zusätzlich trage zur Sicherheit bei, dass sich in Deutschland vier Netzbetreiber im Höchstspannungsbereich die Aufgaben teilen.
Neue Erdgasleitung ETL 182 kann gebaut werden
Quelle: Shutterstock / CDuschinger
GASNETZ. Die zuständige Landesbehörde in Niedersachsen hat die knapp 87 Kilometer lange Gasleitung ETL 182 genehmigt. Sie soll LNG von Stade und Brunsbüttel Richtung Süden transportieren.
Das Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) hat den Antrag auf Planfeststellung für den Bau und Betrieb der Energietransportleitung „ETL 182 Elbe Süd – Achim“ endgültig genehmigt. Trägerin des Vorhabens sei die Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, so das LBEG mit Sitz in Hannover.
Der Fernleitungsnetzbetreiber Gasunie, ebenfalls in Hannover beheimatet, will mit der neuen Leitung seinen gesetzlichen Auftrag sicherstellen, die Einspeisung des an den LNG-Terminals in Stade und Brunsbüttel angelandeten Flüssiggases in das Fernnetz in südliche Richtung zu gewährleisten.
Mit dem erlassenen Planfeststellungsbeschluss sei der Weg frei für die vollständige Umsetzung des Projekts, heißt es seitens der Behörde. Zuvor hatte Gasunie aufgrund der zeitlichen Vorgaben des Netzentwicklungsplans Gas 2022 bis 2032 für einzelne Teilbaumaßnahmen einen vorzeitigen Beginn beantragt. Dieser war vom LBEG im August des vergangenen Jahres unter Vorbehalt zugelassen worden. „Mit dem jetzt erlassenen Planfeststellungsbeschluss können sämtliche Baumaßnahmen umgesetzt werden“, heißt es in einer Mitteilung des LBEG.
Ein Antrag auf Planfeststellung ist ein förmliches Genehmigungsverfahren für große Infrastrukturvorhaben. In diesem Verfahren werden alle relevanten öffentlichen und privaten Belange gebündelt geprüft, darunter Umwelt-, Natur- und Eigentumsschutz. Bestandteil ist auch eine Umweltverträglichkeitsprüfung. Der Planfeststellungsbeschluss ersetzt mehrere Einzelgenehmigungen und schafft verbindliches Baurecht. Zugleich werden Behörden, Verbände und die Öffentlichkeit beteiligt, Einwendungen werden geprüft und abgewogen.
Für den Transport von Wasserstoff ausgelegt
Die rund 86,9 Kilometer lange ETL 182 verbindet die Netzpunkte „Elbe Süd“ südlich der Elbe auf Höhe der Elbinsel Lühesand mit dem Netzanschlusspunkt „Achim“ an der bestehenden Verdichterstation. Die Trasse verläuft durch mehrere Städte und Gemeinden, darunter die Hansestadt Stade und die Stadt Achim. Die Leitung wird überwiegend in offener Bauweise in mindestens einem Meter Tiefe verlegt, im Alten Land aufgrund der dortigen Obstbaukulturen in zwei Metern. In sensiblen Bereichen kommt eine geschlossene Bauweise zum Einsatz, um die Oberfläche nicht zu beeinträchtigen.
Im Verfahren zur ETL 182 wurden Träger öffentlicher Belange, anerkannte Naturschutzvereinigungen sowie die Öffentlichkeit einbezogen. Anstelle eines Erörterungstermins fand eine Onlinekonsultation statt. Das LBEG kam zu dem Ergebnis, dass unter Berücksichtigung zahlreicher Nebenbestimmungen keine Hinderungsgründe bestehen.
Gasunie bewertet die Genehmigung als entscheidenden Schritt für das Projekt. Nach Angaben der Geschäftsführung ermöglicht der Beschluss den Weitertransport der an den LNG-Importterminals in Brunsbüttel und Stade angelandeten Energiemengen und leistet einen Beitrag zur Diversifizierung der Versorgungsquellen. Die Leitung soll die Energiesicherheit in Deutschland und Nordwest-Europa stärken und ist technisch auch für den späteren Transport von Wasserstoff ausgelegt, um perspektivisch eine CO2-neutrale Energieversorgung zu unterstützen. Gasunie plant, die Leitung im Herbst 2027 in Betrieb zu nehmen.
Das Maschinenhaus der havarierten Havixbecker Anlage verliert Öl. Quelle: Volker Stephan
Öl von havarierter Windturbine sickert ins Erdreich
WINDKRAFT. Im Rheinischen Revier hängt ein gebrochenes Rotorblatt am stahl-seidenen Faden, und auch an einer havarierten Havixbecker Anlage ist Turbinen-Hersteller Nordex weiter gefordert.
Zwei ungeklärte Schäden beschäftigen den Turbinen-Hersteller Nordex aktuell in Nordrhein-Westfalen. Während der geknickte Rotor an einer Windkraftanlage im rheinischen Bedburg nahe der A 44 noch sehr frisch ist (wir berichteten), kommt die Ursachenforschung im westfälischen Havixbeck allmählich voran.
Im Ortsteil Hohenholte war Ende Oktober gleich die ganze Gondel, das Maschinenhaus samt Rotoren, einer N149 aus rund 125 Metern Höhe auf die Erde gestürzt. Menschen kamen nicht zu Schaden, aber neben der Maschine selbst auch das Erdreich. Wie ein Sprecher von Nordex auf Anfrage dieser Redaktion erklärt, sei aus dem demolierten Maschinenhaus Öl ausgetreten. Dies habe der beauftragte Bodengutachter festgestellt.
Nordex arbeite seitdem „mit Hochdruck an der fachgerechten Beseitigung des ausgetretenen Öls“, so der Nordex-Sprecher weiter. Nach wie vor ist das Unternehmen mit dieser Aufgabe befasst, begleitet durch den Gutachter. Damit wollen die Beteiligten die möglichen Auswirkungen auf die Umwelt im Blick behalten. Das austretende Öl hat es offenbar bisher verhindert, die Trümmer von der landwirtschaftlich genutzten Fläche komplett entfernen zu können.
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| Im Windpark Herkentrup ist eine der drei Nordex-Anlagen kopflos. Die daneben liegenden Trümmer sind noch nicht entfernt Quelle: Volker Stephan |
„Nehmen den Vorfall sehr ernst“
„Wir nehmen den Vorfall sehr ernst, stehen in engem Austausch mit den zuständigen Behörden und stellen sicher, dass alle gesetzlichen Umweltauflagen eingehalten werden und auch die Vorgaben des Bodengutachters erfüllt werden“, so der Sprecher. Im betreffenden „Windpark Herkentrup“ mit insgesamt drei baugleichen Anlagen hatte Nordex auf behördliche Anweisung vorsichtshalber auch die anderen Maschinen vom Netz genommen.
Hatte Nordex direkt nach dem Vorfall auf „erste optische Auswertungen“ der Unglücksstelle verwiesen, fußt die Ursachenforschung inzwischen auf belastbareren Analysen. Der Nordex-Sprecher bezieht sich nun auf „ausgewertete Betriebsdaten der havarierten Windturbine“. Sie sollen zeigen, dass die Anlage sich zum Zeitpunkt des Unfalls im Normalbetrieb befand. Eine Fehlfunktion der Anlagensteuerung, der Software oder des elektrischen Systems lasse sich nicht feststellen.
Vielmehr verdichteten sich laut Sprecher die Anzeichen, dass „eine Kombination aus Installations- und Qualitätsabweichungen an einem Turmflansch“ der Anlage den Absturz ausgelöst hat. Einen Zusammenhang mit dem Turbinendesign sieht Nordex nicht. Damit läge die Verantwortung vermutlich beim Turmbauer, einem Zulieferer des Hamburger Unternehmens, und gegebenenfalls den Monteuren. Nordex selbst fertige keine Stahlrohrtürme, so der Sprecher.
Die Havarie aus dem Münsterland hatte neben den örtlichen Behörden auch das Land NRW auf den Plan gerufen. Sämtliche Landkreise hatten in der Folge vom Umweltministerium einen Hinweis über den Vorfall erhalten. Ziel war es, die Betreiber der etwa 100 baugleichen Anlagen in NRW für die Problematik zu sensibilisieren.
Wemag sichert Netzinvestitionen mittels EIB-Darlehen
EIB-Vizepräsidentin Nicola Beer (3. v.li.) und die Wemag-Vorstände Caspar Baumgart und Thomas Murche mit Ministerpräsidentin Manuela Schwesig (li.) bei der Vertragsunterzeichnung. Quelle: Wemag / Stephan Rudolph-Kramer
STROMNETZ. Die Europäische Investitionsbank stellt der Wemag 220 Millionen Euro für den Ausbau der Stromnetze in Westmecklenburg bereit, um erneuerbare Energien und neue Lasten zu integrieren.
Die Europäische Investitionsbank (EIB) hat dem kommunalen Energieversorger Wemag in Schwerin (Mecklenburg-Vorpommern) ein Darlehen über 220 Millionen Euro zugesagt. Die Vereinbarung unterzeichneten EIB-Vizepräsidentin Nicola Beer und die Vorstände des Versorgers am 8. Januar 2026 in der Landeshauptstadt im Beisein von Mecklenburg-Vorpommerns Ministerpräsidentin Manuela Schwesig (SPD). Mit dem Kredit finanziert die Wemag mehr als ein Drittel der Netzinvestitionen, die das Unternehmen in den kommenden vier Jahren plant.
Laut dem kommunalen Unternehmen dient das Darlehen dem Ausbau und der Modernisierung der Stromnetzinfrastruktur in Westmecklenburg. Die Region verzeichnet einen wachsenden Anteil erneuerbarer Energien, insbesondere durch den Zubau von Photovoltaikanlagen. Gleichzeitig steigen die Anforderungen durch Elektromobilität, Wärmepumpen und weitere elektrische Anwendungen. Diese Entwicklungen verändern die Lastflüsse im Netz und machen leistungsfähigere Strukturen erforderlich.
1,2 Milliarden Euro Investitionen geplant
Caspar Baumgart, kaufmännischer Vorstand der Wemag, erklärte, die Zusage der EIB verschaffe dem Unternehmen finanzielle Planungssicherheit für den Netzausbau. Der Ausbau sei anspruchsvoll und erfordere verlässliche Finanzierungspartner. Die Wemag betreibt Stromnetze in Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg. Über ihre Tochtergesellschaft Wemag Netz ist sie für rund 16.484 Kilometer Stromleitungen verantwortlich. Nach eigenen Angaben plant die Netzgesellschaft bis 2033 Investitionen von insgesamt 1,2 Milliarden Euro in die Netzinfrastruktur in Mecklenburg-Vorpommern.
Auch die Landesregierung misst dem Vorhaben Bedeutung bei. Ministerpräsidentin Manuela Schwesig sagte: „Mit der Zusammenarbeit von EIB und Wemag treffen europäische Finanzierung und regionale Umsetzungskraft aufeinander.“ Ziel sei es, das Stromnetz langfristig sicher, widerstandsfähig und leistungsfähig auszurichten. Der Technische Wemag-Vorstand Thomas Murche verwies darauf, dass speziell im ländlichen Raum umfangreiche Investitionen notwendig seien.
Die Vertragsunterzeichnung fand am Batteriespeicher des Unternehmens in Schwerin statt. Der Lithium-Ionen-Speicher ging 2014 in Betrieb und verfügt über eine Leistung von 16 MW sowie eine Kapazität von 20 MWh. Nach Angaben der Wemag stellt die Anlage neben der Netzstabilisierung auch Systemdienstleistungen wie Schwarzstartfähigkeit und Blindleistung bereit.
Beitrag der EIB für die Energiewende
Die EIB sieht das Engagement als Teil ihrer Unterstützung für die Energiewende in Deutschland. Nicola Beer, Vizepräsidentin der EIB, nannte ein stabiles Netz die Voraussetzung dafür, dass Haushalte und Unternehmen zuverlässig mit Strom aus erneuerbaren Energien versorgt werden könnten. Laut Beer unterstützt die Bank bundesweit Investitionen in Energie- und Netzinfrastruktur, um die Transformation des Energiesektors vor Ort zu ermöglichen.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Europäische Gaspreise behaupten sich
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Tendenziell etwas fester haben sich die Energiemärkte am Freitag gezeigt, nachdem am Tag zuvor eher noch Abgaben vorherrschten. Da sich die fundamentale Situation mit Ausnahme neuer geopolitischer Verwerfungen am Ölmarkt nicht verändert hat, bietet es sich an, die Gewinne als Teil einer übergeordneten Seitwärtsbewegung zu interpretieren.
Strom: Etwas fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. Der Montag wurde am Freitag im Base mit 105,50 Euro/MWh gesehen. Für den Peak war bis zum Nachmittag kein Handel zustande gekommen. Die Spanne lag zwischen 116 und 119 Euro. Die Meteorologen von Eurowind rechnen für den Montag mit einer Einspeiseleistung der Erneuerbaren von 29,2 GW. An den Tagen danach sollen die Beiträge von Wind und Solar nicht ganz die vorgenannte Höhe erreichen. Sowohl das europäische als auch das amerikanische Wettermodell gehen von einer deutlichen Temperaturmilderung in Deutschland in der neuen Woche aus.
Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr vor dem Hintergrund stabiler Gas- und festerer CO2-Preise 0,63 auf 83,15 Euro.
CO2: Fester haben sich die CO2-Preise am Berichtstag gezeigt. Der Dec 25 gewann bis gegen 13.36 Uhr 0,75 auf 88,94 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 14,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 89,06 Euro, das Tief bei 88,03 Euro. „Bei CO2 dürfte es noch etwas nach oben gehen“, sagte ein Händler. Er verwies zur Begründung auf das knappere Angebot, das im laufenden Jahr zur Verfügung steht, und die bullishe Positionierung spekulativer Adressen an diesem Markt.
Erdgas: Behauptet haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.28 Uhr 0,010 auf 27,885 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es um 0,590 auf 30,390 Euro/MWh nach oben. Erdgas dürfte die Milderung, die in der neuen Woche für Nordwesteuropa und Deutschland erwartet wird, weitgehend eskomptiert haben.
Die Heating Degree Days belaufen sich laut den Berechnungen von MBI Research aktuell auf 134,3. Das ist ein deutlicher Rückgang gegenüber dem Wert von 148,3, der für den Vortag ermittelt worden war. Der Saisondurchschnitt beträgt 107,4. Laut dem norwegischen Fernleitungsnetzbetreiber Gassco belaufen sich die norwegischen Gasexporte am Berichtstag auf hohe 344,2 Millionen Kubikmeter.
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