13. Januar 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
WINDKRAFT: Nordrhein-Westfalen ist neues Windland Nummer 1
ÖSTERREICH: Heftige Kritik an künftigem Regulator
BAYERN: Genehmigungsverfahren für Prestige-Windpark startet
HANDEL & MARKT
GAS: Gasverbrauch ist 2025 leicht gestiegen
GASNETZ: Gasunie mit mehr Transportgeschäft
REGENERATIVE: Direkt-Ausgaben für Ökostrom sinken unter 20 Milliarden
H2-PREISINDEX: Gestehungskosten für H2 starten wechselhaft ins Jahr
STATISTIK DES TAGES: Monatlicher Wert der Importe von Erdgas 2018 bis 2025
TECHNIK
WASSERSTOFF: Wasserstoffpark Friesland soll Meerwasserleitung nutzen
STROMSPEICHER: Mehr als eine halbe Million neuer Batteriespeicher
EFFIZIENZ: „Nudges“ helfen nicht immer beim Energiesparen
GLASFASER: Stadtwerke in Schleswig-Holstein ziehen an einem Strang
UNTERNEHMEN
STROM: Verbund ab 1. März mit „Österreich-Tarif“
PERSONALIE: Wind-Dachverband macht belgische Ex-Politikerin zur Chefin
GASTBEITRAG: Mit skalierbarer Ladeinfrastruktur zur regionalen Energiewende
TOP-THEMA
Bioenergiebranche drängt auf Anhebung der THG-Quote
Kongress Kraftstoffe der Zukunft 2026 in Berlin. Quelle: Bundesverband Bioenergie e.V.
BIOKRAFTSTOFFE.
Die Bioenergiebranche fordert vor dem Fachkongress für erneuerbare Mobilität eine zügige Novelle der THG-Quote und eine verlässliche Kraftstoffstrategie für den Verkehr.
Der Verkehrssektor steht nach Einschätzung der Bioenergiebranche unter erheblichem Zeitdruck, um seine Klimaziele zu erreichen. Erneuerbare Kraftstoffe spielten dabei eine zentrale Rolle, erklärten die Veranstalter des 23. Internationalen Fachkongresses für erneuerbare Mobilität am 12. Januar vor Journalisten. Aus Sicht der Branche braucht es dafür vor allem verlässliche politische Rahmenbedingungen und eine schnelle Umsetzung der geplanten Novelle der Treibhausgasminderungs-(THG)-Quote.
Den Fachkongress veranstalten der Bundesverband Bioenergie (BBE), die Union zur Förderung von Oel- und Proteinpflanzen (UFOP), der Bundesverband der deutschen Bioethanolwirtschaft (BDBe), der Verband der deutschen Biokraftstoffindustrie (VDB) sowie der Fachverband Biogas (FvB). Unter dem Motto „Kraftstoffe der Zukunft“ treffen sich die Branchen am 19. und 20. Januar 2026 in Berlin.
Politische Forderungen der Verbände
Im Mittelpunkt der Diskussion stand der Gesetzentwurf zur Weiterentwicklung der THG-Quote, den das Bundeskabinett am 10. Dezember vergangenen Jahres beschlossen hat. Mit dem Gesetz soll die Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU, die sogenannte RED III, in nationales Recht umgesetzt werden. Nach Auffassung der Branche reicht der Entwurf in seiner aktuellen Form jedoch nicht aus, um die Klimaschutzziele im Verkehr abzusichern. Zudem drohe Deutschland die Umsetzungsfrist der RED III deutlich zu verfehlen, erklärte Marlene Mortler, Vorsitzende des Vorstandes des BBE.
Mortler begrüßte, dass die Bundesregierung die Abschaffung der Doppelanrechnung bestimmter fortschrittlicher Biokraftstoffe vorgesehen hat. Diese sei ein zentraler Schritt, um Betrugsanreize zu reduzieren und die physische Nachfrage nach Biokraftstoffen zu erhöhen. Nach Einschätzung des BBE belasten gefälschte Nachhaltigkeitsnachweise und unzureichende Kontrollen weiterhin den Markt. „Wenn gefälschter Biodiesel importiert werde, fließen hohe Summen ins Ausland, während die heimische Industrie geschwächt wird“, warnte Claudius da Costa Gomez, FvB-Hauptgeschäftsführer.
Heimische Biokraftstoffe unterstützen
Ein weiterer Kritikpunkt betrifft die Nutzung des Potenzials heimischer Biokraftstoffe. Nach Angaben des BBE lag die zulässige Biokraftstoffbeimischung im Jahr 2024 bei 4,4 Prozent, tatsächlich genutzt wurden jedoch nur 1,9 Prozent. Mortler sprach von verschenktem Klimaschutz und forderte eine schrittweise Anhebung der Obergrenze auf die EU-weit zulässigen 5,8 Prozent. Andernfalls drohten sinkende Produktionsmengen und der Verlust von Kapazitäten in Deutschland.
Biokraftstoffe blieben insbesondere dort wichtig, wo eine vollständige Elektrifizierung nicht absehbar sei, erklärte Mortler. Dazu zählten der Schwerlastverkehr, die Landwirtschaft sowie Bestandsfahrzeuge mit Verbrennungsmotor. Laut Angaben der Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) vermieden nachhaltige Biokraftstoffe im Jahr 2024 rund 11,5 Millionen Tonnen CO2. Die durchschnittliche Treibhausgaseinsparung gegenüber fossilen Kraftstoffen habe bei 96 Prozent gelegen.
Bahn frei für biogenen Wasserstoff
VDB-Geschäftsführer Elmar Baumann forderte die Anrechnung von biogenem Wasserstoff auf die THG-Quote. Der Ausschluss von biogenem Wasserstoff und der Nutzung von Biomethan in Raffinerien sei europarechtlich nicht begründbar. Biogener Wasserstoff könne kurzfristig verfügbar sein und stelle eine preiswerte Option für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft dar. Dies solle im Bundesimmissionsschutzgesetz (BImschG) berücksichtigt werden.
Übergeordnet fordert die Branche eine umfassende Kraftstoffstrategie für den gesamten Verkehrssektor, einschließlich Luft- und Schifffahrt. Während es für den Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung zahlreiche Konzepte gebe, fehle ein vergleichbares Gesamtkonzept für flüssige und gasförmige Kraftstoffe.
Stefan Walter, Geschäftsführer des BDBe, verwies auf Probleme bei der geplanten europäischen Unionsdatenbank (UDB) für Nachhaltigkeitsnachweise. Zwar funktioniere die deutsche Datenbank, eine Anbindung an das europäische System fehle jedoch. Doppelerfassungen seien für die Unternehmen nicht zumutbar. Zudem habe die europäische Datenbank in ersten Tests erhebliche Datenschutzprobleme gezeigt. Positiv bewertete Walter hingegen, dass das Bundesumweltministerium die Entwicklung der THG-Quote im Gesetzentwurf über das Jahr 2030 hinaus fortschreibt und damit langfristige Entwicklungspfade aufzeigt.
Das vollständige Kongressprogramm Biokraftstoffe steht im Internet bereit.
Quelle: Shutterstock / Jacques Tarnero
Nordrhein-Westfalen ist neues Windland Nummer 1
WINDKRAFT. In Nordrhein-Westfalen wurde im Jahr 2025 zum ersten Mal die Marke von 1.000 MW beim Zubau neuer Windkraftanlagen überschritten.
Windenergie-Boom im bevölkerungsreichsten Bundesland: 259 Windenergieanlagen mit einer Bruttoleistung von 1.346 MW sind im vergangenen Jahr in Nordrhein-Westfalen neu errichtet worden. Das meldete der Landesverband Erneuerbare Energien Nordrhein-Westfalen (LEE NRW) mit Sitz in Düsseldorf nach einer vorläufigen Auswertung des Marktstammdatenregisters der Bundesnetzagentur.
Der Bruttozubau liegt fast 80 Prozent über dem Vorjahreswert. Da in den zurückliegenden zwölf Monaten zugleich ältere Anlagen abgebaut wurden, beläuft sich der Nettozuwachs auf 1.288 MW. „Damit ist NRW im vergangenen Jahr sowohl beim Brutto- als auch beim Nettozubau vor Niedersachsen und Schleswig-Holstein bundesweit die Nummer 1“, schreibt der Verband.
Für das laufende Jahr erwartet der LEE NRW einen weiteren Anstieg der Windenergieleistung von über 1.500 MW. Als Grundlage nennt er vorliegende Genehmigungen für Windräder mit einem Volumen von mehr als 6.000 MW Leistung.
LEE-NRW-Geschäftsführer Christian Vossler zeigt sich mit der Entwicklung zufrieden: „Die Zahlen sehen in der Tat super aus. Der letztjährige Zuwachs beweist eindrucksvoll, was beim Windenergieausbau möglich ist, wenn Politik, die Windenergiebranche und die Genehmigungsbehörden ein gemeinsames Ziel haben.“
Gleichzeitig verweist der Verband auf wachsende Probleme für die Branche. Zu den Dauerbrennern zählen nach Angaben des LEE NRW marode Autobahnen und Brücken, die den Transport der voluminösen Bauteile für Windenergieanlagen erschweren, verzögern und verteuern.
Als Haupthindernis für den weiteren Ausbau bezeichnet der Verband den fehlenden Netzausbau. Aus Sicht des LEE NRW entwickeln sich unzureichende Netze und deren schleppender Ausbau zunehmend zur Achillesferse der Windenergie. Während von der Antragstellung bis zur Inbetriebnahme eines Windparks derzeit rund dreieinhalb Jahre vergehen, dauere der Netzausbau aktuell weit über zehn Jahre. So könne die Energiewende nicht funktionieren, heißt es aus Düsseldorf.
Zunehmend Sorgen bereiten LEE-Geschäftsführer Vossler zudem Signale aus der Bundespolitik: „Wenn die zuständige Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche und ihr ehemaliger Chef, der Eon-Vorstandsvorsitzende Leonhard Birnbaum, gemeinsam fordern, den Ausbau der erneuerbaren Energien an den verschleppten Netzausbau anzupassen, dann ist das ein kräftiger Tritt auf das Bremspedal, der den von der Politik versprochenen wirtschaftlichen Aufschwung verzögert.“
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| Die installierte Leistung der Windenergie in Nordrhein-Westfalen im Zeitraum 2012 bis 2025 (zum Vergrößern bitte auf die Grafik klicken) Quelle: LEE NRW |
Heftige Kritik an künftigem Regulator
Quelle: Pixabay / slon_pics
ÖSTERREICH. Michael Strebl, der Chef der Wien Energie, wird vom Wirtschaftsminister in den Vorstand der Regulierungsbehörde E-Control berufen. Die Opposition spricht von Postenschacher.
Der Vorsitzende der Geschäftsführung der Wien Energie, Michael Strebl, zieht in den Vorstand der Regulierungsbehörde E-Control ein. Diesbezügliche Berichte österreichischer Tageszeitungen bestätigte der für Energiepolitik zuständige Wirtschaftsminister Wolfgang Hattmannsdorfer von der konservativen Österreichischen Volkspartei (ÖVP), die gemeinsam mit den Sozialdemokraten (SPÖ) und den Liberalen (Neos) regiert. Der Vertrag des zweiten Vorstands der E-Control, Alfons Haber, wird laut Hattmannsdorfer ab April für fünf Jahre verlängert. Haber hat seine Funktion seit Frühjahr 2021 inne. Sein derzeitiger Kollege Wolfgang Urbantschitsch durfte sich nach zwei Vorstandsperioden nicht mehr bewerben.
Ungewöhnlich heftige Kritik an der Bestellung Strebls übten die Grünen sowie die rechtsgerichteten Freiheitlichen (FPÖ). Die FPÖ sprach unter Hinweis auf ein angebliches Naheverhältnis Strebls zu den Sozialdemokraten von „lupenreinem Postenschacher. Es ist völlig inakzeptabel, dass Schlüsselpositionen im Energiesektor weiterhin nach parteipolitischen Gesichtspunkten vergeben werden“. Auch die Bestimmung im E-Control-Gesetz, laut der vor der Bestellung der Vorstände der Behörde ein Hearing im Parlament stattzufinden hat, werde mit Hattmannsdorfers Vorgehen zur Farce.
Ähnlich äußerte sich der Energiesprecher der Grünen, Lukas Hammer: „Alle Bedenken hinsichtlich Compliance werden in den Wind geschlagen. Jetzt soll der Energiemanager plötzlich jene Firma überwachen, von der er gerade noch selbst bezahlt wurde.“ Hammer zufolge hatten sich die Grünen „in den letzten Verhandlungen zum E-Control-Gesetz im Dezember für eine Cooling-Off-Phase für Vorstände der Regulierungsbehörde und eine klare Verankerung, dass Vorstände frei von Wirtschaftsinteressen sein müssen, eingesetzt. Doch die Regierung hat diese Regelung blockiert. Die SPÖ setzt ihren Vertrauten ein und ÖVP-Wirtschaftsminister Hattmannsdorfer spielt mit“.
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| Michael Strebl, Chef der Wien Energie, ist künftig Vorstand der E-Control Quelle: Wien Energie / Ludwig Schedl |
„Bestandsgefährdend“ geführt
Strebl führt die Geschäfte der Wien Energie seit 1. Oktober 2016. In einem Bericht vom 19. Juli 2024 zu den Energiehandelsgeschäften der Wien Energie kritisierte der Rechnungshof der Republik Österreich Strebl und seinen Mitgeschäftsführer Karl Gruber scharf. Er attestierte ihnen, in einer Weise agiert zu haben, die für das Unternehmen fatale Folgen hätte haben können: „Die Geschäftsführung der Wien Energie entwickelte trotz zugespitzter Marktlage ab dem Frühjahr 2022 keine Alternativen, um das Liquiditätsrisiko des Börsenhandels zu reduzieren und das Risiko breiter zu streuen. Das hätte aus Sicht des Rechnungshofes erfolgen müssen, da ein hohes Liquiditätsrisiko den Bestand des Unternehmens und auch die Versorgung mit Strom, Gas und Wärme gefährdete. Das Risikomanagement der Wien Energie führte das Liquiditätsrisiko in den Berichten nicht unter den ‚Top-5-Risiken‘, obwohl es ab Herbst 2021 laufend anstieg und letztlich eine existenzbedrohende Dimension erreichte.“
Letztlich musste die Stadt Wien beim Finanzministerium ein Darlehen von zwei Milliarden Euro beantragen, um einen möglichen Liquiditätsausfall der Wien Energie zu vermeiden. Vor einer Untersuchungskommission der Stadt Wien konstatierte Strebl im Januar 2023, das Risikomanagement der Wien Energie sei branchenüblich gewesen. Zum nunmehrigen Vorwurf des „Postenschachers“ äußerten sich weder Strebl noch die SPÖ.
Per 21. März 2024 erhielt die Wien Energie mit Alma Kahler ein drittes Mitglied der Geschäftsführung, das die zuvor von Strebl verantworteten Finanzagenden übernahm. Laut einem Bericht der Tageszeitung Kurier vom 10. Januar des heurigen Jahres war vorgesehen, den im September auslaufenden Vertrag Strebls nicht zu verlängern.
Fragen zur Fernwärme
Kurz vor der Affäre um die Absicherung der Börsengeschäfte wurde ferner bekannt, dass die Wien Energie ihre Fernwärmepreise mit 1. September 2022 um 92 Prozent nahezu verdoppeln würde. Zwar dämpfte sie diesen Effekt durch Rabatte. Mit dem Winterhalbjahr 2025/26 erhöhte sie die Fernwärmekosten ihrer Kunden jedoch erneut, unter anderem durch die Reduktion der bislang gewährten Rabatte. Für einen Haushalt mit 4.570 kWh Wärmebedarf sowie 30 Kubikmetern Warmwasserverbrauch bedeutet dies eine Kostensteigerung um 144 Euro pro Jahr.
Zwar ist die E-Control nicht für den Fernwärmemarkt zuständig. Doch bestehen Überlegungen, ihr diesbezügliche Kompetenzen zu verleihen. Eine Branchenuntersuchung durch die Bundeswettbewerbsbehörde (BWB) läuft. Und die E-Control sowie die BWB hatten die jederzeit wiederrufbaren Rabattaktionen der Energiewirtschaft wiederholt vehement kritisiert. Gut möglich, dass Strebl zu Beginn seiner Amtszeit interessante Debatten führen muss.
Genehmigungsverfahren für Prestige-Windpark startet
Quelle: Fotolia / saschi79
BAYERN. Windparks sollen auch in Bayern die Energiewende voranbringen. Eines der größten Projekte ist der Altöttinger Windpark. Ein nächster Schritt ist gemacht.
Die Planung für das bayerische Prestigeprojekt Windpark Altötting ist einen Schritt vorangekommen. Der Projektentwickler Qair Deutschland habe alle Genehmigungsunterlagen dafür eingereicht, teilte das Unternehmen mit. Die Unterlagen würden nun bis Ende des Monats vom Landratsamt auf Vollständigkeit geprüft.
Danach sollen die Unterlagen offengelegt werden. Damit erhalten Bürgerinnen und Bürger in dem Gebiet die Möglichkeit zur Einsicht und zur Stellungnahme. Anmerkungen und Einwendungen sollen von den Behörden geprüft werden und in die weitere Bewertung des Projekts einfließen, hieß es.
Dann könnte ein Genehmigungsbescheid erlassen werden, gegen den wiederum Klagen möglich wären. Eine Bürgerinitiative kritisierte einen Eingriff in die Natur und die Zerstörung des geschlossenen Waldes. Zudem zogen die Gegner die Wirtschaftlichkeit und Energiebilanz in Zweifel.
„Wir werden den weiteren Prozess weiterhin transparent gestalten und den Dialog mit der Bevölkerung fortführen“, versprach Peter Reidelbach, Projektleiter des Windparks Altötting bei Qair. Der Windpark werde einen wichtigen Beitrag zur regionalen Energiewende leisten. Laut Qair soll er jährlich rund 320 Millionen kWh produzieren und Strom für rechnerisch mehr als 90.000 Haushalte in der Region liefern.
Umweltprüfungen vor Genehmigungseinreichung
Mit der Einreichung der Genehmigungsunterlagen starte Qair nun in das formale Prüfverfahren nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz, hieß es weiter. Im Vorfeld seien Umweltaspekte wie Natur-, Boden- und Wasserschutz umfassend untersucht worden.
Ein Bodenmanagementkonzept soll laut dem Unternehmen sicherstellen, dass nur geringe Erdbewegungen notwendig sind und eine erhöhte Auswaschung von stark belastetem Erdmaterial vermieden wird. Das Erdreich ist mit PFAS − per- und polyfluorierten Chemikalien – belastet. Anwohner hatten die Gefahr einer möglichen Auswaschung der Chemikalien kritisiert. Eine minimalinvasive Bauweise soll Qair zufolge Eingriffe in Natur und Erdreich um bis zu 60 Prozent auf das notwendige Maß reduzieren. Zudem sollen weitere Maßnahmen etwa zum Trinkwasserschutz ergriffen werden.
Baustart 2027?
Ob es bei dem früher genannten Ziel bleibt, den Bau 2027 zu starten und noch im selben Jahr ersten Strom zu liefern, war zunächst nicht zu erfahren. Geplant waren nach Angaben vom vergangenen April zuletzt 27 Windenergieanlagen. Die Kosten wurden damals auf rund 270 Millionen Euro geschätzt.
Quelle: Katia Meyer-Tien
Gasverbrauch ist 2025 leicht gestiegen
GAS. Die Bundesnetzagentur hat die Jahreszahlen zur Gasversorgung für das Jahr 2025 veröffentlicht. Datengrundlage ist ihre Informationsplattform für Energiemarktdaten „SMARD“.
Deutschland hat 2025 insgesamt 864 Milliarden kWh Gas verbraucht, knapp 2,2 Prozent mehr als im Vorjahr (845 Milliarden kWh). 40 Prozent des gesamten deutschen Gasverbrauchs entfielen dabei auf Haushalte und Gewerbe, 60 Prozent auf Industriekunden. Im Vergleich zum Durchschnittsverbrauch der Jahre 2018 bis 2021 wurden allerdings insgesamt knapp 13,5 Prozent weniger Gas verbraucht.
Einfluss auf den Gasverbrauch hatten laut der Behörde auch die Temperaturen. Im Mittel lagen die Temperaturen im Jahr 2025 mit 10 Grad Celcius auf dem Niveau der Jahre 2018 bis 2021. Vor allem der Februar lag 0,8 Grad über dem Monatsmittel, Oktober und November 2025 hingegen waren jeweils um rund 0,5 beziehungsweise 0,3 Grad kälter als die Vergleichswerte der Vorjahre.
Höhere Gasexporte
Nach vorläufigen Zahlen betrugen die deutschen Gasimporte 1.031 Milliarden kWh (2024: 864 Milliarden kWh). Die größten Gaslieferanten waren Norwegen (44 Prozent), die Niederlande (24 Prozent) und Belgien (21 Prozent). Über die deutschen LNG-Terminals in Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Lubmin und Mukran wurden 106 Milliarden kWh Erdgas importiert, was 10,3 Prozent an den gesamten Importen ausmacht.
Exportiert wurden 221 Milliarden kWh Gas, ein deutlicher Anstieg gegenüber den 89 Milliarden kWh im Vorjahr. Wichtigste Abnehmer waren Österreich (46 Prozent), Tschechien (26 Prozent) und die Schweiz (13 Prozent).
Durch inländische Förderstätten wurden im vergangenen Jahr 34 Milliarden kWh (2024: 36 Milliarden kWh) Erdgas erzeugt. Deutschland verfügt in geringem Umfang über eigene Förderfelder von Erdgas. Daneben wird auch aus anderen Prozessen Gas in das Netz eingespeist, vor allem aus der Biosgasproduktion.
Nach der Gasspeicherfüllstandsverordnung gelten zum 1. November folgende Zielvorgaben für Gasspeicherfüllstände: 80 Prozent für alle Speicheranlagen (Regelfall) und 45 Prozent für die Anlagen in Bad Lauchstädt, Frankenthal, Hähnlein, Rehden, Stockstadt und Uelsen. In der Gesamtbetrachtung führt dies zu einem Füllstand über alle deutschen Speicher von 70 Prozent. Dies ist auch nach europäischen Vorgaben ausreichend. Diese Zielvorgabe über alle deutschen Speicher wurde erfüllt.
Ab August 2025 lagen die Speicherfüllstände überwiegend unterhalb des Füllstands-Minimums der Jahre 2018 bis 2021. Allerdings hat sich in den vergangenen Jahren die Versorgungslage aufgrund unterschiedlicher Importmöglichkeiten und veränderter Gasflüsse gewandelt. Dies erlaubte veränderte Absicherungsstrategien von Händlern und Versorgern. Aktuell sind die Gasspeicher zu 47 Prozent gefüllt (wir berichteten). Seit dem 15. November wird im Wesentlichen ausgespeichert. Der Füllstand zu Beginn des neuen Jahres liegt zwar deutlich unter dem Stand des Vorjahres, aber vor dem Hintergrund der veränderten Markt- und Flusssituation in einem angemessenen Rahmen.
Daten zum Jahresrückblick in der Gasversorgung 2025 stehen im Internet bereit.
Gasunie mit mehr Transportgeschäft
Gasleitung in Brunsbüttel. Quelle: Shutterstock
GASNETZ. Der niederländische Fernleitungsnetzbetreiber Gasunie Transport Services hat im vergangenen Jahr mehr Erdgas transportiert. Der Grund liegt auch in Deutschland.
Die niederländische Gasunie Transport Services B.V. (GTS) mit Sitz in Groningen hat im vergangenen Jahr 6,2 Prozent mehr Erdgas durch ihre Leitungen transportiert als im Jahr 2024. Der Fernleitungsnetzbetreiber ist eine Tochtergesellschaft der niederländischen Gasunie, das deutsche Pendant ist der Fernleitungsnetzbetreiber Gasunie Deutschland Transport Services GmbH mit Sitz in Hannover.
Insgesamt transportierte der Netzbetreiber durch das niederländische Gasnetz 685 Milliarden kWh Erdgas im Jahr 2025, nach 639 Milliarden kWh im Jahr zuvor, teilte Gasunie mit. Der Wert des Erdgases lag bei über 25 Milliarden Euro.
„Der Anstieg ist vor allem auf höhere Einspeicherungen in Gasspeicher, einen gestiegenen Gasverbrauch in Kraftwerken sowie auf zunehmende Exporte nach Deutschland zurückzuführen“, heißt es. Der grenzüberschreitende Transport nahm um 8,2 Prozent zu, maßgeblich aufgrund höherer Ausfuhren nach Deutschland. Die Transporte nach Belgien gingen hingegen zurück.
Im Jahr 2025 wurde 21 Prozent mehr Gas in niederländische Gasspeicher eingespeichert als im Vorjahr. „Auch die Einspeicherung in deutsche Speicheranlagen, die direkt an das GTS-Netz angeschlossen sind, legte um 26 Prozent zu.“ Trotz der höheren Einspeichermengen waren die Speicher zu Beginn des Winters weniger gefüllt als 2024, da sie im Frühjahr 2025 vergleichsweise niedrige Füllstände aufwiesen.
Die Versorgungssicherheit und der Erdgastransport blieben nach Angaben des Unternehmens auf hohem Niveau. Auch 2025 konnte GTS die kontinuierliche Gasversorgung der Niederlande und der angrenzenden Länder nahezu vollständig sicherstellen.
Auffällig ist der starke Zuwachs bei den Importen von verflüssigtem Erdgas (LNG). Erstmals wurde mehr LNG in die Niederlande importiert als Erdgas über Pipelines, einschließlich Lieferungen aus Norwegen. Die LNG-Importe stiegen um rund 25,3 Prozent, was einem Zuwachs von 4,2 Milliarden Kubikmetern entspricht. Im Mai erreichten die LNG-Importe mit 2 Milliarden Kubikmetern zudem den höchsten jemals verzeichneten Monatswert.
Der gesamte inländische Gasverbrauch in den Niederlanden lag nahezu auf dem Niveau des Vorjahres und ging lediglich um 0,3 Prozent zurück. Hinter dieser stabilen Gesamtzahl verbergen sich jedoch Verschiebungen: Die Gaslieferungen an die Industrie sanken infolge eines Nachfragerückgangs um 9 Prozent, während der Gasverbrauch von Kraftwerken um mehr als 17 Prozent zunahm. „Stromerzeuger setzten häufiger auf Erdgas, um Schwankungen bei der Stromproduktion aus Solar- und Windenergie auszugleichen“, so Gasunie.
Die Einspeisung von Biomethan stieg 2025 deutlich um 51,2 Prozent. Im Verhältnis zu anderen inländischen Einspeisepunkten bleibt der Anteil jedoch gering. Insgesamt wurden 46 Millionen Kubikmeter Biomethan in das GTS-Netz eingespeist.
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| Herkunft und Ziel des Erdgases im Netz von Gasunie Transport Services im Jahr 2025 (zum Vergrößern bitte auf die Grafik klicken) Quelle: GTS |
Direkt-Ausgaben für Ökostrom sinken unter 20 Milliarden
Quelle: Fotolia / Jürgen Fälchle
REGENERATIVE. Das Erneuerbaren-Fördersystem hat 2025 direkte Ausgaben von insgesamt 19,6 Milliarden Euro hervorgerufen, die zum Großteil der Bund deckte. Dessen Zuschuss sank gegenüber 2024.
Der Dezember 2025 machte beim EEG-Konto den Kohl auch nicht mehr fett: Die deutschen Netzbetreiber haben im vergangenen Jahr treuhänderisch knapp 19,6 Milliarden Euro für das Erneuerbaren-Fördersystem ausgegeben. Das war weniger als die beinahe 22 Milliarden Euro im Jahr 2024. Dies geht aus dem EEG-Kontoabschluss 31. Dezember 2025 hervor, den die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) am 12. Januar veröffentlicht haben.
Die Auszahlung der EEG-Stromeinspeise-Vergütungen war mit 18,5 Milliarden Euro – wie bisher immer – der mit Abstand größte Ausgabeposten. Davon entfielen auf den Zuschuss des Bundes 16,5 Milliarden Euro. Er blieb damit wenig überraschend der bei Weitem größte Einnahmeposten. 2024 hatte der Bund noch 18,5 Milliarden Euro dazugebuttert.
Der letzte Monat des Jahres 2025 änderte am Gesamtbild nur noch wenig: Am Markt nahmen die ÜNB durch die treuhänderische Versteigerung des geförderten Ökostroms aus kleinen Anlagen, die nicht der Direktvermarktungspflicht unterliegen, trotz gestiegener Day-ahead-Preisen und Marktwerte (wir berichteten) nur 109 Millionen Euro ein. Im Vorjahresmonat war es fast ebenso wenig: 113 Millionen Euro. Ausgezahlt wurden 893 Millionen Euro; im Dezember 2024 war es mit 821 Millionen Euro eine ähnliche Größenordnung.
Und der Bundeszuschuss sank im Dezember 2025 binnen Jahresfrist von 645 auf 431 Millionen Euro. Diese Monatstranche hätte sich das Finanzministerium auch sparen können, denn damit ist das EEG-Konto mit 828 Millionen Euro Guthaben ins neue Jahr gegangen – als totes Kapital und Risikopuffer zugleich.
So sieht es mit dem Kostendeckungsgrad aus
Der Kostendeckungsgrad des EEG-Systems aus eigener Kraft − also ohne Subventionen des Bundes − stieg damit 2025, berücksichtigt man alle Positionen, gegenüber dem Vorjahr von 15 Prozent auf knapp 20 Prozent. Die Markteinnahmen am Day-ahead und am Intraday stiegen zeitgleich von 3,3 auf 3,9 Milliarden Euro.
Der geringe Kostendeckungsgrad ist vor allem auf den sogenannten Kostenrucksack hoher gesetzlicher Fördersätze von bis zu 50 Cent/kWh (500 Euro/MWh) für alte private PV-Anlagen zurückzuführen. Für die Einspeisevergütung gibt es eine Garantie des Bundes auf gut 20 Betriebsjahre, die erst nach und nach ausläuft.
Die Betreiber bekommen ihre Förderung zudem auch bei negativen Preisen, was den Zuschussbedarf weiter erhöht – dies ist erst bei Neuinstallationen seit Februar 2025 abgeschafft.
Die EEG-Kontoabrechnungen von Anfang 2011 bis Ende 2025 stehen monatsscharf auf der Transparenzseite der ÜNB zur Verfügung
Gestehungskosten für H2 starten wechselhaft ins Jahr
Quelle: E&M / Shutterstock, wanpatsorn
H2-PREISINDEX. Grüner Wasserstoff ist bisher nicht marktreif. Wie sich der Preisvergleich zum grauen Wasserstoff darstellt, zeigt der H2-Preisindex von Enervis und E&M alle zwei Wochen.
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| Der H2-Preisindex für die Kalenderwochen 1 und 2 (Zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken) Quelle: enervis energy advisors GmbH / EEX |
Die Gestehungskosten für strommarktbasierten grünen Wasserstoff starten wechselhaft in das neue Jahr. Das Zweiwochenhoch lag bei 12,18 Euro/Kilogramm, das Zweiwochentief bei 4,27 Euro/Kilogramm. Im Wochenmittel ist der Preis von 7,79 Euro auf 9,90 Euro pro Kilogramm gestiegen.
Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 2,65 Euro und 2,73 Euro pro Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbare-Energien-Anlage und Elektrolyseur.
Legende zum H2-Preisindex
- Grüner Wasserstoff: Gestehungskosten auf Basis von Strompreisen am Spotmarkt, Herkunftsnachweisen* für die jeweiligen Strommengen sowie den Investitions- und Betriebskosten einer Elektrolyseanlage
- Grüner Wasserstoff (Direktverbindung): Gestehungskosten als Benchmark auf Basis von grünem Bezugsstrom einer netzentkoppelten Erneuerbaren-Anlage sowie den Investitions- und Betriebskosten einer Elektrolyseanlage
- Grauer Wasserstoff: Gestehungskosten auf Basis von Erdgaspreisen am Spotmarkt, Preisen für CO2-Zertifikate sowie den Investitions- und Betriebskosten einer Erdgas-Dampfreformierungsanlage
*Die Anforderungen der Bundesregierung an grünen Wasserstoff werden über die 37. BImSchV an die Anforderungen der Europäischen Union angepasst. Zukünftig müssen die Kriterien der Zusätzlichkeit sowie der zeitlichen / geografischen Korrelation für die Produktion erfüllt sein.
Monatlicher Wert der Importe von Erdgas 2018 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 |
Der monatliche Wert der deutschen Erdgasimporte entwickelte sich seit Januar 2018 wechselhaft. Im September 2025 führte Deutschland Erdgas im Wert von rund 1,95 Milliarden Euro ein, so die Daten des Statistisches Bundesamts.
Leitungssystem der Storag Etzel. Quelle: Storag Etzel GmbH
Wasserstoffpark Friesland soll Meerwasserleitung nutzen
WASSERSTOFF. Der Wasserstoffpark Friesland nahe Wilhelmshaven soll über das Meerwasser-Leitungssystem der Storag Etzel mit Wasser versorgt werden. Jetzt ist der Vorvertrag unterzeichnet.
Der Kavernenbetreiber Storag Etzel und die Friesen Elektra Green Energy AG haben einen Vorvertrag zur Nutzung des bestehenden Meerwasser-Leitungssystems von Storag Etzel für den geplanten „Wasserstoffpark Friesland“ in Sande unterzeichnet. Die Vereinbarung konkretisiert eine frühere Absichtserklärung aus dem Jahr 2024 und schafft den rechtlichen und kommerziellen Rahmen für die künftige Zusammenarbeit, teilen die Unternehmen mit.
Geplant ist, das Meerwasser über bestehende Anlagen im Bereich der Niedersachsenbrücke in Wilhelmshaven zu entnehmen, zur etwa 30 Kilometer entfernten Elektrolyseanlage zu transportieren und dort zu entsalzen. So soll die saisonal unabhängige Wasserzufuhr für die bis zu 2.400 MW starke Elektrolysekapazität des Projekts langfristig sichergestellt werden. Der Wasserstoffpark soll auf einer rund 72 Hektar großen Fläche entlang der Autobahn A29 entstehen.
Während der Projektentwicklung wurde die seit den 1970er Jahren bestehende Infrastruktur von Storag Etzel hinsichtlich ihrer Eignung für den Meerwassertransport technisch, wirtschaftlich und rechtlich geprüft. Beide Unternehmen bestätigen die grundsätzliche Verwendbarkeit der Anlagen.
„Zukünftige Wasserstoffdrehscheibe“
Gleichzeitig ist die mögliche Nutzung der Meerwasserleitung bereits in das Wasserkonzept eingeflossen, das dem aktuellen Vorentwurf des Bebauungsplans für den Wasserstoffpark Friesland zugrunde liegt. Neben Oberflächenwasser aus dem regionalen Entwässerungssystem wird Meerwasser damit als weitere Option zur nachhaltigen Wasserbereitstellung berücksichtigt.
Langfristig soll der Wasserstoffpark über mehrere Leitungen des geplanten Kernnetzes mit industriellen Abnehmern verbunden werden. In unmittelbarer Nähe befinden sich außerdem die Kavernenspeicher der Storag Etzel, in denen nach Abschluss des Pilotprojekts H2CAST Etzel grüner Wasserstoff gespeichert werden soll
Mehr als eine halbe Million neuer Batteriespeicher
Quelle: Shutterstock / Nutthapat Matphongtavorn
STROMSPEICHER. Die Kapazität stationärer Stromspeicher hat sich laut dem Branchenverband BSW-Solar in den vergangenen fünf Jahren mehr als verfünffacht. Im Jahr 2025 kamen 6,5 Millionen kWh hinzu.
Minus im Vergleich zum Vorjahr bei den kleinen, Plus bei den großen: Nach Angaben des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW-Solar) sank die Nachfrage nach Photovoltaik-Heimspeichern im zurückliegenden Jahr gegenüber 2024 um rund 8 Prozent. Der Markt für Großspeicher der Megawattklasse wuchs um mehr als 100 Prozent. Für neu installierte Gewerbespeicher bilanziert der Verband ein Kapazitätsplus von rund 30 Prozent im Jahr 2025.
Nach einer Auswertung des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) stieg die Kapazität der Großbatteriespeicher im Jahresverlauf von 2,3 auf 3,7 Millionen kWh. Insgesamt sind laut ISE derzeit knapp 25 Millionen kWh Batteriespeicher-Kapazität installiert, knapp 20 Millionen kWh als Heimspeicher.
Der BSW-Solar geht nach seiner „vorläufigen Bilanz“ von knapp 600.000 neuen stationären Batteriespeichern im vergangenen Jahr aus. Deren Kapazität beziffert er auf rund 6,5 Millionen kWh. Zusammengerechnet seien mittlerweile 2,4 Millionen Batteriespeicher in Deutschland mit einer Gesamtkapazität im Einsatz.
Verband: Vervierfachung bis zum Jahr 2030 nötig
Von den Zielvorstellungen sieht sich die Branche noch weit entfernt. Der jährliche Ausbau von Batteriespeicherkapazitäten müssten „mehr als verdoppelt werden, um die Stromversorgung in den kommenden Jahren effizient und weitestgehend auf erneuerbare Energien umzustellen“, schreiben die Interessenvertreter. Nach Rechnung des BSW-Solar ist bis zum Jahr 2023 eine installierte Batteriespeicherkapazität von 100 Millionen kWh nötig.
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| Kapazität stationärer Batteriespeicher in Deutschland seit 2015 (zum Vergrößern bitte auf die Grafik klicken) Quelle: BSW-Solar |
Für das Jahr 2026 erwartet der BSW-Solar weiteres Marktwachstum bei Großspeichern. Im Heimsegment werde die weitere Investitionsbereitschaft stark von der Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens für die Photovoltaik und für Wärmepumpen abhängen, heißt es. „Damit Speicher ihr volles Potenzial entfalten können, sollten Netzanschlussverfahren beschleunigt werden und Netzentgeltregeln künftig Anreize zur Systemdienlichkeit enthalten“, so BSW-Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig.
„Nudges“ helfen nicht immer beim Energiesparen
Quelle: Shutterstock / Rido
EFFIZIENZ. Forscher haben untersucht, wie kleine verhaltensökonomische Impulse den Energieverbrauch senken können. Das funktioniert aber nur bis zu einem bestimmten Punkt.
Die „Chancen und Grenzen verhaltensökonomischer Impulse“ bei der Energienutzung haben Forscher des Leibniz-Zentrums für Europäische Wirtschaftsforschung (ZEW), der Universität Paderborn und der Vrije Universiteit Amsterdam untersucht. Können kleine verhaltensökonomische Impulse − sogenannte „Nudges“ − private Haushalte in der Energiekrise zu mehr Einsparungen beim Gasverbrauch bewegen? Darauf versuchten die Forscher, eine Antwort zu finden.
Grundlage der Analyse bildete ein Feldexperiment, das in Zusammenarbeit mit einem deutschen Energieversorger durchgeführt wurde. Zwischen Oktober 2022 und März 2023 beteiligten sich rund 2.600 private Haushalte an einem Gasbonusprogramm. Die Ausgestaltung sah finanzielle Anreize für eine Senkung des witterungsbereinigten Gasverbrauchs im Vergleich zu den Vorjahren vor. Je Haushalt waren Zahlungen von bis zu 165 Euro möglich. Diese setzten sich aus individuellen Boni sowie einem zusätzlichen Gemeinschaftsbonus zusammen, der bei Erreichen gemeinsamer Einsparziele ausgezahlt wurde.
„Unsere Ergebnisse deuten darauf hin, dass Haushalte während extremer Preisspitzen ohnehin stark sparen. Zusätzliche Nudges entfalten nur dann eine Wirkung, wenn sie gezielt abgestimmt werden. Sie sollten jedoch nicht als One-size- fits-all-Baustein missverstanden werden“, sagt Prof. Dr. Martin Kesternich von der Universität Paderborn.
Ein zentrales Risiko identifizieren die Forscher beim Einsatz von Vergleichsfeedback. Wird der eigene Energieverbrauch in Relation zu anderen Haushalten gesetzt, kann dies unerwünschte Effekte auslösen. Erfahren Haushalte, dass sie überdurchschnittlich viel Gas einsparen, sinkt in manchen Fällen ihre Bereitschaft, die bisherigen Sparanstrengungen fortzusetzen oder weiter zu verstärken.
„Verhaltenspolitische Instrumente sind keineswegs wirkungslos. Doch in Hochpreisphasen zeigt sich, dass Nudges an ihre Grenzen stoßen“, ergänzt Ko-Autorin Dr. Madeline Werthschulte von der Vrije Universiteit Amsterdam. Besonders deutlich wird dies am sogenannten „Bumerang-Effekt“. Haushalte, die eine Rückmeldung über überdurchschnittliche Einsparerfolge erhielten, reduzierten ihre Bemühungen im weiteren Verlauf des Programms.
Gleichzeitig führte der Hinweis auf unterdurchschnittliche Einsparungen nicht dazu, dass betroffene Haushalte ihre Anstrengungen im erwarteten Umfang erhöhten. Die Ergebnisse verdeutlichen, dass soziale Vergleichsinformationen selbst in einer akuten Energiekrise auch kontraproduktiv wirken können.
Auch Erinnerungen an geplante Energiesparmaßnahmen zeigten nur begrenzte Effekte. Zwar lassen alternative Berechnungen zusätzliche Einsparungen von rund einem Prozentpunkt erkennen, statistisch belastbar sind diese Befunde jedoch nicht.
Begleitende Befragungen zeigen zudem, dass viele Haushalte ihre eigenen Einsparpotenziale überschätzten oder angekündigte Investitionen nicht umsetzten. Dazu zählten etwa Maßnahmen zur Gebäudedämmung oder der Einbau wassersparender Duschköpfe. „Der Intention-Action-Gap, also die Lücke zwischen geäußerter Absicht und tatsächlichem Handeln, bleibt damit bestehen“, heißt es abschließend.
Die Untersuchung „Gestaltung von Gassparprogrammen in der Energiekrise: Chancen und Grenzen verhaltensökonomischer Impulse“ kann auf der Internetseite des ZEW heruntergeladen werden.
Stadtwerke in Schleswig-Holstein ziehen an einem Strang
Quelle: Pixabay
GLASFASER. Die Stadtwerke Neumünster und die Stadtwerke SH bündeln in ihr Glasfaser-Geschäft in einer gemeinsamen Telekommunikationsgesellschaft.
Neues Gemeinschaftsunternehmen in der schleswig-holsteinischen Kommunalversorger-Landschaft: Die Stadtwerke Neumünster (SWN) und die Stadtwerke SH legen ihr Glasfaser-Geschäft in der „NordConnect GmbH“ zusammen. Wie die beiden Unternehmen mitteilen, ist die Gesellschaft am 4. Dezember gegründet worden. Sie soll sich um den Betrieb der Glasfasernetze kümmern und den Vertrieb von Internet-, Telefon- und TV-Produkten sowie den Kundenservice bündeln.
Eigentümer der Netzinfrastruktur bleiben die jeweiligen kommunalen Unternehmen, die ihre Netze langfristig an Nord Connect verpachten, heißt es. Der Firmensitz von Nord Connect befindet sich in Neumünster. 88 Prozent der Anteile an dem Unternehmen halten die SWN, 12 Prozent die Stadtwerke SH.
Insgesamt sollen dem Vernehmen nach rund 150 Mitarbeitende in die neue Gesellschaft wechseln, darunter etwa 130 Beschäftigte von SWN und 20 von den Stadtwerken SH. Der Wechsel der Mitarbeitenden sei für den Sommer 2026 vorgesehen, heißt es weiter.
Gemeinsame Marke
Die Leitung der gemeinsamen Tochter haben Fabian Bühring, Geschäftsführer der SWN Glasfaser Beteiligungen GmbH & Co. KG, und Bernd Reichelt, Geschäftsführer der Stadtwerke SH.
Kundinnen und Kunden würden künftig unter der gemeinsamen Marke „GIGA5“ betreut. Bestehende Kundinnen und Kunden sollen ihre Leistungen unverändert nutzen können, in weiteren Versorgungsgebieten sei eine schrittweise Vereinheitlichung der Angebote geplant. Nord Connect, so die Stadtwerke, sei offen für weitere kommunale Partner. Nach Angaben der Gesellschaft liegen bereits Interessenbekundungen anderer Kommunalversorger vor.
Ziel der Gesellschaft sei es, technische und kaufmännische Kompetenzen zu bündeln und Leistungen landesweit einheitlich anzubieten. „Mit Nord Connect schaffen wir eine starke, kommunale Plattform für leistungsfähige Glasfasernetze in Schleswig-Holstein“, wird SWN-Geschäftsführer Michael Böddeker in einer Unternehmensmitteilung zitiert. Für Stadtwerke-SH-Chef Bernd Reichelt ist es „ein wichtiger Schritt für die digitale Infrastruktur im Land“.
Quelle: Fotolia / galaxy67
Verbund ab 1. März mit „Österreich-Tarif“
STROM. Für Haushalte und Gewerbe bietet Österreichs größter Stromkonzern einen reinen Energiepreis von weniger als 10 Cent/kWh. Langfristig setzt er auf den Ausbau der erneuerbaren Energien.
Österreichs größter Stromkonzern Verbund führt mit 1. März einen „Österreich-Tarif“ von weniger als 10 Cent/kWh exklusive Netztarifen, Steuern und Abgaben für bestehende sowie neue Haushalts- und Gewerbekunden ein. Das berichtete Generaldirektor Michael Strugl am 12. Januar im Klub der Wirtschaftspublizisten in Wien. Laut Strugl gilt die für derartige Angebote übliche Bindungsfrist von einem Jahr. Für einen Haushalt beläuft sich die jährliche Ersparnis auf etwa 200 Euro.
Grundsätzlich liegt Österreich laut Strugl bei den Strompreisen im EU-weiten Durchschnitt. Nach Angaben von Eurostat habe der Strompreis inklusive Steuern und Abgaben für Haushalte in der EU im Jahr 2025 durchschnittlich 28,73 Cent/kWh betragen. In Österreich seien es 29,05 Cent gewesen. In Deutschland, das mancherseits als Vorbild für niedrige Strompreise genannt werde, waren es 38,71 Cent. „Zu den Strompreisen gibt es sehr viele Mythen“, kommentierte Strugl trocken. Auch bei den durchschnittlichen Preisen für die Industrie könne Österreich mit Deutschland mithalten: „In Einzelfällen gibt es natürlich immer Unterschiede.“
Klar sei auch: Wenn Deutschland den angekündigten Industriestrompreis einführe, werde Österreich für dessen dreijährige Geltungsdauer unter Druck geraten. Allerdings plane die Regierung in Wien ohnehin eine Senkung der Elektrizitätsabgabe, die zumindest teilweise mit einer Sonderdividende des Verbunds von insgesamt 400 Millionen Euro finanziert werde. „Das kann man aber natürlich nicht dauerhaft machen. Es gibt nicht jedes Jahr eine solche Sonderdividende“, warnte Strugl. Daher werde sich Finanzminister Markus Marterbauer, ein Sozialdemokrat, „etwas überlegen“ müssen, etwa Strukturreformen oder Ausgabenkürzungen.
Längerfristig sieht Strugl vor allem eine Maßnahme, um das Preisniveau zu verringern: die Erhöhung des Angebots an elektrischer Energie durch den Ausbau der Stromerzeugung in Österreich, insbesondere im Bereich der erneuerbaren Energien. Allein der Verbund plane, in den Jahren 2025 bis einschließlich 2030 rund 8 Milliarden Euro in neue Kraftwerke, Stromleitungen sowie Speicher zu investieren.
Zurückhaltend äußerte sich Strugl auf die Frage der Redaktion nach möglichen Eingriffen in die Preisbildung mittels Merit Order. Entsprechende Forderungen hatten Ende 2025 nicht zuletzt die Sozialdemokraten erhoben. Auch Wirtschaftsminister Wolfgang Hattmannsdorfer von der konservativen Österreichischen Volkspartei (ÖVP) will dieses Thema in einer gemeinsamen Arbeitsgruppe der Bundesregierung und der EU-Kommission ansprechen. Strugl konstatierte, er halte eine Reform der Merit Order für „schwierig“: Letzten Endes handle es sich bei diesem Modell um nichts anderes als um das marktwirtschaftliche Prinzip der Bedarfsdeckung zu Grenzkosten. Wer eingreife, müsse daher darauf achten, die Bedarfsdeckung und damit die Versorgungssicherheit nicht zu gefährden.
Preisänderungsrecht positiv
Als grundsätzlich begrüßenswert erachtet Strugl das mit dem seit 24. Dezember 2025 geltenden Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) eingeführte Preisänderungsrecht. Wie die Gerichte in Einzelfällen entscheiden werden, bleibe freilich abzuwarten.
Auf Basis des Gesetzes gilt ab April für sozial Schwache ferner ein Tarif von 6 Cent/kWh für einen Bedarf von maximal 2.900 kWh pro Jahr. Der Bedarf eines durchschnittlichen österreichischen Haushalts liegt bei 3.500 kWh. Laut Strugl erwartet der Verbund Kosten in der Höhe eines mittleren einstelligen Millionen-Euro-Betrags. Sollten die Großhandelspreise steigen, sei mit einem zweistelligen Millionenbetrag zu rechnen. Aufgrund der Börsennotierungen für Termingeschäfte geht Strugl jedoch von tendenziell eher sinkenden Großhandelspreisen aus.
Schutz vor physischen Attacken
Zum Black-out in Berlin infolge einer physischen Attacke stellte Strugl fest, der Verbund schütze seine Infrastrukturen mit einer Reihe von Maßnahmen, von Zäunen bis zu einbruchssicheren Anlagen. Ferner gelte in Österreich das „N-1“-Kriterium. Dieses besagt, dass die Stromversorgung auch bei Ausfall der wichtigsten technischen Komponente zu ihrer Aufrechterhaltung gewährleistet sein muss. Ferner werde der Wiederaufbau der Versorgung nach einem Black-out regelmäßig geübt. Hundertprozentige Sicherheit gebe es freilich nicht.
Zum Thema wird auch die Drohnenabwehr, berichtete Strugl. Diesbezüglich müssten vor allem die Kompetenzen geklärt werden. Der Verbund sei in Gesprächen mit dem Innenministerium sowie dem Österreichischen Bundesheer. Zumindest vorerst unterhalte er jedoch „kein Privatgeschwader. Das Gewaltmonopol liegt natürlich beim Staat.“
Wind-Dachverband macht belgische Ex-Politikerin zur Chefin
Tinne van der Straeten. Quelle: Jesse De Meulenaere
PERSONALIE. Der europäische Dachverband Wind Europe hat die Nachfolge von Giles Dickson geregelt: Die ehemalige belgische Energieministerin Tinne Van der Straeten ist seine Nachfolgerin als CEO.
Tinne Van der Straeten (53) ist seit dem 2. Januar die CEO von Wind Europe. Das teilte der europäische Windkraft-Dachverband am 12. Januar mit.
Die Grünen-Politikerin Van der Straeten (sprich: „Straaten“) war von 2020 bis Februar 2025 belgische Energieministerin in der Mitte-Links-Koalition unter Führung des Liberalen Alexander De Croo. Dann trat aufgrund des Wahlergebnisses von 2024 eine Mitte-Rechts-Koalition unter dem Rechtspopulisten Bart De Wever an, und Van der Straeten wurde einfache Oppositionsabgeordnete.
In ihrer Amtszeit hatte sich Tinne Van der Straeten auf nationaler, europäischer und internationaler Ebene unter anderem für den Ausbau der On- und Offshore-Windkraft eingesetzt. Sie saß der europäischen Energiekooperation und zweimal der Nordsee-Energiekooperation vor. Letztere bekennt sich zu einem ambitionierten Ausbauziel für die Windkraft auf See sowie zu einem vermaschten Anbindungsnetz ans Festland. Als belgische Fachministerin war sie 2024 auch Vorsitzende des EU-Energieministerrats. 2022 war sie Vize des Ministertreffens der Internationalen Energieagentur (IEA), wie Wind Europe hervorhebt.
Ihre Amtszeit war neben dem Ausbau der Erneuerbaren in Belgien vom Strecken des Atomausstiegs in der Energiekrise Anfang 2023 geprägt, das ihre Grünen-Fraktion mit dem Argument der Energiesicherheit mittrug. Vor ihrer Ministerzeit hatte Van der Straeten als Anwältin die Städteregion Aachen in einer – erfolglosen – Klage gegen den Block Tihange 2 vertreten.
Belgien hatte sieben AKW, die 60 Prozent des nationalen Strombedarfs deckten. Ursprünglich hätte der letzte Meiler 2025 vom Netz gehen sollen. Nun schloss der Bundesstaat für die AKW Doel 4 und Tihange 3 im März 2025 sogar Differenzverträge (CFD) ab, die bis zum endgültigen Ausstieg im Jahr 2035 dem Betreiber Engie einen Stromabnahmepreis garantieren. Im November 2025 wurde Doel 2 endgültig abgeschaltet.
In einem Statement hob Van der Straeten den „zentralen“ Beitrag der Windenergie zur Energieunabhängigkeit, industriellen Wettbewerbsfähigkeit und zu den Klimazielen Europas hervor. Windkraft sei eine heimische und skalierbare Energiequelle, sie liefere bezahlbaren Strom und eine wettbewerbsfähige industrielle Basis mit hoch qualifizierten Arbeitsplätzen.
Mit skalierbarer Ladeinfrastruktur zur regionalen Energiewende
Quelle: E&M
GASTBEITRAG. Über 400 Ladepunkte, 170.000 Ladevorgänge und ein starkes Software-Ökosystem: Wie die Stadtwerke Heidelberg mit Chargecloud Elektromobilität skalieren, erläutert Steven Haaß*.
Die Stadtwerke Heidelberg zählen zu den größten rein kommunalen Energieversorgern in Deutschland und versorgen rund 200.000 Menschen in Stadt und Region zuverlässig mit Energie und Netzdienstleistungen. Sie übernehmen zudem Aufgaben im ÖPNV und betreiben Bäder, Garagen und die Heidelberger Bergbahnen.
Partner auf dem Weg zur Klimaneutralität
Die enge Verbindung zur Region prägt das Handeln des Unternehmens. Als zentraler Partner unterstützt es Heidelberg auf dem Weg zur Klimaneutralität und setzt seit 2010 die „Energiekonzeption 2030“ um. Viele Meilensteine sind bereits erreicht, Fortschritte werden jährlich transparent dokumentiert.
E-Mobilität als Treiber der Energiewende
Ein besonderer Schwerpunkt liegt im Ausbau der Ladeinfrastruktur. Seit 2011 entwickeln die Stadtwerke Heidelberg Energie das regionale Ladenetz systematisch weiter – von einer ersten Station hin zu mehr als 400 Ladepunkten an über 100 Standorten. Dabei spielen moderne Softwarelösungen eine zentrale Rolle.
Seit 2019 arbeiten die Stadtwerke Heidelberg und die „chargecloud GmbH“ beim Betrieb der Ladeinfrastruktur zusammen. Vier Herausforderungen machten damals einen Systemwechsel erforderlich:
- Begrenzte Skalierbarkeit: Der Betrieb von anfangs 31 Ladepunkten musste aufgrund der wachsenden Popularität der E-Mobilität aufgestockt werden, was mit der bestehenden Softwarelandschaft nicht mehr realisierbar war.
- Abrechnungsprozesse: Die zunehmende Anzahl an Ladevorgängen erforderte eine flexible, automatisierte Abrechnungslösung.
- Roaming & Kundenkomfort: Zum Wachstum gehört auch Weiterentwicklung – eine Anbindung an externe Ladenetzwerke wurde immer wichtiger, um mehr Nutzenden den Zugang zu ermöglichen.
- Individuelle Tarifgestaltung: Die Anforderungen an kundenfreundliche und dynamische Preismodelle nahmen zu.
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| Die Stadtwerke Heidelberg und Chargecloud: Partner auf dem Weg zur Klimaneutralität Quelle: Chargecloud |
Mit Chargecloud fanden die Stadtwerke Heidelberg den richtigen Partner sowie eine leistungsstarke, skalierbare und zukunftssichere Softwarelösung.
Effiziente Migration auf ein neues System
Der Wechsel des „Charge Point Management Systems“ (CPMS) war ein entscheidender Schritt, der dank eines strukturierten Onboardings und des engen Austauschs mit dem Chargecloud-Team nahezu reibungslos gelang. Kleine Herausforderungen an einzelnen Standorten konnten durch gute Zusammenarbeit schnell gelöst werden. Ein gemeinsames Dashboard unterstützte die transparente Projektkoordination.
Modulare Lösungen für den regionalen Ausbau
Die Stadtwerke Heidelberg nutzen heute verschiedene Module und Add-ons aus dem Chargecloud-Ökosystem. Dazu zählen:
- Managed Roaming für den Zugang zu externen Ladenetzwerken,
- eine White-Label-App im eigenen Design („heidelberg EMOBIL“) und
- automatisierte Abrechnungs- und Zahlungsprozesse.
Erfolgsentwicklung der vergangenen Jahre
Seit Einführung der neuen Softwarelösung konnte die Ladeinfrastruktur deutlich erweitert werden. Die App „heidelberg EMOBIL“, das Roaming-Angebot und transparente Tarifmodelle werden von Kundinnen und Kunden sehr gut angenommen. Besonders die standortabhängige Preisgestaltung eröffnet neue Möglichkeiten, unterschiedliche Zielgruppen gezielt zu adressieren.
Meilensteine:
- über 400 Ladepunkte
- über 170.000 Ladevorgänge im Jahr 2024
- 13 Mitarbeitende im Bereich E-Mobilität und Photovoltaik
Die Stadtwerke Heidelberg treiben den Ausbau der Ladeinfrastruktur kontinuierlich voran – unterstützt durch ein Software-Ökosystem, das Automatisierung, Skalierbarkeit und Anpassungsfähigkeit ermöglicht. So entstehen weitere Lademöglichkeiten im öffentlichen und privaten Raum, die die regionale Energiewende langfristig sichern.
*Steven Haaß ist Head of Customer Success bei der „chargecloud GmbH“ mit Sitz in Köln.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Sturmschäden an AKW treiben Strompreise in Frankreich
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Überwiegend fester haben sich die Energiemärkte am Montag gezeigt. Ursache für die Aufwärtsbewegung waren Wetterprognosen, die von kommender Woche an wieder etwas kühleres Wetter prognostizieren, als noch am Freitag vorhergesagt.
Haupttreiber der Preise dürften allerdings die geopolitischen Spannungen zwischen den USA und Iran sein, womit erneut eine Sperrung der Straße von Hormus im Raum steht. Durch diese Wasserstraße werden 20 bis 25 Prozent des weltweiten Öl- und LNG-Handels abgewickelt. Die US-Regierung hat den Protestierenden im Iran Unterstützung zugesagt. US-Präsident Donald Trump will sich dazu Optionen vorlegen lassen, die bis hin zu Militärschlägen reichen sollen.
Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt vor dem Hintergrund höherer CO2- und Gaslieferungen am Montag gezeigt. Der Dienstag wurde mit 106,00 Euro je Megawattstunde in der Grundlast und mit 121,75 Euro je Megawattstunde in der Spitzenlast bewertet. An der Börse wurden für den Dienstag im Base 105,71 Euro je Megawattstunde und für den Peak 121,53 Euro je Megawattstunde gezahlt.
Am Dienstag dürfte das Erneuerbaren-Aufkommen nur mäßige 21,9 Gigawatt betragen, für den Mittwoch wird jedoch eine Zunahme auf 31 Gigawatt erwartet. An den Tagen danach sollten die Beiträge von Wind und Solar wieder schwächer ausfallen.
Unterstützt werden die Preise am Strommarkt durch Wetterprognosen, die schon von kommender Woche an wieder mit leicht unterdurchschnittlichen Temperaturen rechnen. Allerdings besteht hinsichtlich des Wetters in der kommenden Woche ein hohes Maß an Unsicherheit.
Eine weitere Ursache für das Preisplus am deutschen Strommarkt sind die festen Strompreise in Frankreich, die um bis zu 50 Prozent gestiegen sind. Dort hatte der Betreiber EDF mitgeteilt, dass das Kernkraftwerk Flamanville nach Sturmschäden bis zum 1. Februar vom Netz bleibt.
Am langen Ende des deutschen Strommarktes gewann das Cal 27 bis zum Nachmittag um 1,01 Euro auf 84,15 Euro je Megawattstunde.
CO2: Fester haben sich am Montag unter dem Eindruck höherer Notierungen am Strom- und Gasmarkt die CO2-Preise präsentiert. Der Dec 26 gewann bis zum Settlement 0,54 Euro auf 90,10 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden 8,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 90,42 Euro, das Tief bei 89,41 Euro.
Die Analysten von Vertis zweifeln allerdings an der Dauerhaftigkeit der Aufwärtsbewegung. Der starke Anstieg der Notierungen am vergangenen Freitag habe den RSI auf rund 67 getrieben, was nahe am überkauften Bereich liegt, sodass die Preise anfällig für einen kurzfristigen technischen Rückgang seien, hieß es.
Gleichzeitig nehmen die Prognosen für milde bis überdurchschnittlich hohe Temperaturen eine wichtige Quelle der Unterstützung weg. Vertis rechnet daher mit einer übergeordneten Seitwärts-Abwärtstendenz in der laufenden Woche.
Erdgas: Fester trotz deutlich milderem Wetter haben sich die europäischen Gaspreise zum Wochenstart gezeigt. Der Frontmonat Februar gewann am niederländischen TTF bis 17.23 Uhr 1,825 Euro auf 30,250 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE legte der Day-ahead 1,975 Euro auf 30,425 Euro je Megawattstunde zu.
Händler verweisen unter anderem auf niedrige Speicherstände als Ursache. Laut Gas Infrastructure Europe sind die Speicherkapazitäten in der EU derzeit nur zu 54,8 Prozent ausgelastet. Zudem gibt es in Asien Anzeichen für eine stärkere Nachfrage nach Flüssigerdgas. Der aktuellen Milderung in Deutschland könnte überdies nur eine kurze Dauer beschieden sein.
Bullish dürften sich vor allem die Unruhen im Iran auswirken, da eine Sperrung der Straße von Hormus als Reaktion auf eine US-Intervention auch LNG-Lieferungen nach Europa beeinträchtigen würde. Der Gasflow aus Norwegen nach Europa beträgt am Berichtstag 340,5 Millionen Kubikmeter und liegt damit weiter auf hohem Niveau.
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