Pilz erläuterte, der Erdgasverbrauch gehe in Österreich tendenziell zurück. Bereits in den Jahren 2020 bis 2024 habe sich die Zahl der Zählpunkte um rund 10 Prozent auf weniger als 1,2 Millionen Stück verringert. Dies dürfte sich laut Pilz weiter fortsetzen. Jedoch hätten die Verteilnetzgesellschaften bislang kein Recht, Kunden gegen deren Willen den Gasanschluss abzustellen. Das aber bedeute, sämtliche Leitungen nach wie vor in vollem Umfang betreiben zu müssen, auch, wenn über manche davon nur mehr wenige Kunden versorgt würden. 

Verbunden damit sei ein tendenzieller und teils erheblicher Anstieg der Netztarife für die verbleibenden Kunden, erläuterte Pilz. Per 1. Januar habe dieser für die betroffenen Haushalte je nach Region etwa 10 bis 30 Prozent betragen. Mit einer Fortsetzung dieses Trends ist laut Pilz zu rechnen: „Das bedeutet im Prinzip, dass der letzte verbleibende Kunde in einer Region das ganze dortige Netz zahlen müsste. Und das wird sich nicht ausgehen.“

Daher sei es nötig, die Anschlusspflicht aufzuheben: Bei der Installation der digitalen Stromzähler (Smart Meter) habe die Netz Burgenland gesehen, dass rund ein bis zwei Prozent der Kunden Eingriffe in ihre vertraute Infrastruktur quasi aus Prinzip verweigern. 

„Ausgraben wäre volkswirtschaftlicher Wahnsinn“


Erfolgen müsste die Aufhebung der Anschlusspflicht Pilz zufolge mit einer entsprechenden Novelle des Gaswirtschaftsgesetzes (GWG). Diese ist ohnehin nötig, weil Österreich bis August des heurigen Jahres die aktuelle Gasbinnenmarktrichtlinie der EU umzusetzen hat. Sie verpflichtet die Verteilnetzbetreiber unter anderem, Pläne zur Stilllegung ihrer Infrastrukturen zu erarbeiten, wenn das aufgrund des Rückgangs des Erdgasbedarfs als nötig erscheint. 

In sachlicher Hinsicht wäre es laut Pilz sinnvoll, eine regionale Energieraumplanung zu entwickeln, wofür die neun österreichischen Bundesländer verantwortlich sind. Damit wäre klargestellt, wo künftig welche Alternativen zur Versorgung mit Erdgas verfügbar sein sollen. In der Folge könnten die Verteilnetzbetreiber die Stilllegungspläne für ihre Leitungen erstellen. 

Ausdrücklich betonte Pilz, es gehe um das Stilllegen der Infrastrukturen, nicht jedoch um deren Rückbau: „Wir würden die Leitungen außer Betrieb nehmen und mit Stickstoff verfüllen, damit sie sicher sind. Sie auszugraben, wäre volkswirtschaftlicher Wahnsinn.“ Manche Leitungen könnten mit entsprechenden rechtlichen Grundlagen auch für die Versorgung mit biogenen Gasen oder (grünem) Wasserstoff genutzt werden. 

Unternehmen drohen mit Abwanderung

Freilich müsse die Politik Übergangsfristen festlegen und soziale Härten abfedern, betonte Pilz. Der Umstieg auf ein alternatives Heizsystem sei mit erheblichen Investitionen verbunden, „und die können sich manche Leute nicht so einfach leisten“.

Eine Herausforderung stellt laut Pilz die Umstellung von Industrieanlagen auf einen anderen Brennstoff als Erdgas dar. Manche Unternehmen sähen sich dazu aufgrund ihrer Produktionsprozesse nicht in der Lage: „Die sagen uns: Wir haben einen Standort im benachbarten Slowenien. Wenn wir hier im Burgenland kein Erdgas mehr bekommen, erzeugen wir eben dort.“ 

Wie hoch die Aufwendungen der Verteilnetzbetreiber für die Stilllegung ihrer Anlagen sein werden, lässt noch nicht seriös beziffern, teilte Pilz auf Anfrage der Redaktion mit. Dies hänge vom Umfang der erforderlichen Maßnahmen ab, die sich aus den Energieraumplanungen und den Stilllegungsplänen ergeben.

Jedenfalls aber müsse die Politik rechtlich sicherstellen, dass unrentable Ersatzmaßnahmen unterbleiben dürften: „Wir etwa müssten in den kommenden Jahren ein regionales Netz aus PVC-Leitungen erneuern, über das 30 Personen versorgt werden. Das würde rund eine Million Euro kosten, die uns diese Leute in 100 Jahren nicht bezahlen können.“

Die Kosten von rund 250 Millionen Euro soll die E-Wirtschaft tragen. Weitere Details arbeiten das Finanzministerium sowie das für Energiepolitik zuständige Wirtschaftsministerium aus. Für welchen Zeitraum der „Industriestrompreis“ gilt, teilte die Regierung vorerst nicht mit. 

Darüber hinaus kündigte die Regierung an, das seit Januar 2023 in Arbeit befindliche Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungs-Gesetz (EABG) bis Ende Februar zu finalisieren. Wie berichtet, liegt seit dem 9. September 2025 ein Entwurf des Gesetzes vor. Ferner will die Regierung das Verbot der kommerziellen unterirdischen Speicherung von CO2 (Carbon-Capture-Storage, CCS) aufheben. 

Kritik der E-Wirtschaft 

Oesterreichs Energie, der Interessenverband der Elektrizitätswirtschaft, reagierte scharf auf die Ankündigungen bezüglich des „Industriestrompreises“. Es gehe nicht an, der Branche die Kosten dafür aufzubürden.

Diese bezahle bereits derzeit jährlich etwa fünf Milliarden Euro an Steuern und Abgaben, hieß es in einer Aussendung. Dazu komme der bis einschließlich 2030 geltende „Energiekrisenbeitrag Strom“ von 200 Millionen Euro pro Jahr.

Auf Basis des seit 24. Dezember 2025 geltenden Elektrizitätswirtschaftsgesetzes müsse die E-Wirtschaft überdies jährlich rund 60 Millionen Euro für den Sozialtarif sowie 30 Millionen Euro für den Versorgungsinfrastrukturbeitrag aufbringen.

„Nicht enthalten sind dabei die Dividenden, Sonderdividenden und Gewinne, die ebenfalls an die öffentliche Hand gehen und aktuell zur Finanzierung der Senkung der Elektrizitätsabgabe verwendet werden“, konstatierte Oesterreichs Energie. 

„Die Belastungsgrenze ist damit längst erreicht“, betonte Generalsekretärin Barbara Schmidt. Notwendige Investitionen zur Umsetzung der Energiewende gerieten unter Druck. Schmidt forderte die Regierung auf, die ihr entstehenden Kosten für den „Industriestrompreis“ durch „ausgabenseitige Einsparungen und Effizienzsteigerungen“ zu kompensieren.

Auch die Kombination mehrerer Möglichkeiten werde von der EU-Kommission genehmigt. Das müsse genehmigt werden, weil die Bundesregierung in großem Umfang Beihilfen leisten wolle für die Industriestrompreissenkung und die Strompreiskompensation. Die Genehmigung stehe kurz bevor.

Neue Gaskraftwerke sollen künftig als Backups einspringen, wenn der Strombedarf durch erneuerbare Energien nicht zu decken ist − in Dunkelflauten, wenn keine Sonne scheint und kein Wind weht. Aus der Kohleverstromung will Deutschland schrittweise bis zum Jahr 2038 aussteigen, damit geht viel gesicherte Leistung verloren.

Geplant ist eine milliardenschwere staatliche Förderung für den Bau der neuen Gaskraftwerke. Bisher zögern Unternehmen mit Investitionen. Die EU-Kommission muss dem Bau zustimmen.

Merz sagte, der Unterschied zur Kraftwerkstrategie der Vorgängerregierung sei der, dass nun Gaskraftwerke gebaut werden könnten, ohne dass sie vom ersten Tag an wasserstofffähig sein müssten. „Wir haben den Wasserstoff nicht, den wir dafür eigentlich bräuchten.“ Deswegen sei nun die Verabredung mit der EU-Kommission, dass diese Kraftwerke zwar nachgerüstet werden könnten, aber dass sie, solange nicht genug Wasserstoff vorhanden sei, auch mit Erdgas betrieben werden könnten. 

Die Regierung will energieintensive Unternehmen mit einem staatlich subventionierten, günstigeren Industriestrompreis entlasten. Unternehmen sollen die Jahre 2026 bis 2028 abrechnen lassen können, die Auszahlung soll im jeweils folgenden Jahr erfolgen. Geplant ist zudem eine Ausweitung der sogenannten Strompreiskompensation. Dabei werden Firmen indirekt von Kosten des CO2-Emissionshandels entlastet.

Der Kanzler bezeichnete es als schweren strategischen Fehler, aus der Kernenergie auszusteigen. „Wenn man es schon macht, hätte man wenigstens vor drei Jahren die letzten verbleibenden Kernkraftwerke in Deutschland am Netz lassen müssen.“ Die letzten drei deutschen Atomkraftwerke gingen im April 2023 außer Betrieb.

Deutschland habe die teuerste Energiewende auf der ganzen Welt, sagte Merz. Die Bundesregierung wolle dies korrigieren.

Die Mitgliedstaaten, auch Deutschland, hingegen üben erheblichen Druck aus, die Belastungen der Industrie durch die Klimapolitik zu reduzieren. Dem hat die Kommission bislang nur in homöopathischen Dosen nachgegeben. Das Aus für Benzin- und Dieselautos soll jetzt erst 2040 kommen und 2035 müssen die CO2-Emissionen nicht um 100 Prozent, sondern nur um 90 Prozent gesenkt werden. Zum Ausgleich muss die Autoindustrie neue, kostentreibende Auflagen wie die Verwendung von „grünem Stahl“ erfüllen. Ein Kurswechsel sieht anders aus.

Die Kommission geht davon aus, dass Elektroautos und anderen „grünen“ Technologien die Zukunft gehört. Sie will deswegen mit möglichst kleinteiligen Vorschriften und viel Subventionen dafür sorgen, dass diese Zukunft schnell Wirklichkeit wird.

Die Gegner dieser Politik zweifeln an dieser Perspektive. Die EU dürfe ihre klimapolitischen Ambitionen nicht ohne Rücksicht auf die Kosten und ihre Wettbewerbsfähigkeit verwirklichen. Die Europäer dürften ihren Unternehmen keine höheren Transformationskosten aufbürden als die Konkurrenz.

Die Debatte wird bei der Beratung der Vorschläge, die die Kommission zur Korrektur des Verbrenner-Aus vorgelegt hat, neue Fahrt aufnehmen. In der konservativen EVP-Fraktion betrachtet man die Vorlage nur als Einstieg in eine weitergehende, vor allem einfachere Lösung und auch die meisten Autoländer dürften versuchen, im Ministerrat nachzubessern.

Auch die Energiepolitik bewegt sich 2026 weiter im Spannungsfeld zwischen klimapolitischem Anspruch und realer Wettbewerbsfähigkeit. Für die kommenden Monate hat die Kommission mehrere Vorschläge angekündigt, mit denen der Industriepakt (Clean Industrial Deal: CID) umgesetzt werden soll. Der CID soll die Klimapolitik der letzten Jahre industriepolitisch ergänzen.

Schon für Ende Januar ist ein Dekarbonisierungs-Beschleunigungs-Gesetz (Decarbonisation Accelerator Act) angekündigt: Es soll die Vorschriften für energieintensive Branchen vereinfachen und – ein weiteres Mal – dafür sorgen, dass Genehmigungen schneller erteilt und Investoren besser behandelt werden.

Für den März hat die Kommission eine Investitionsstrategie für saubere Energie (Clean Energy Investment Strategy) angekündigt. Ziel ist es, Risiken, die mit Investitionen in Windräder, Wasserstofffabriken eceterea verbunden sind, weiter auf die Steuerzahler zu übertragen („de-risking“), um damit privates Kapital zu mobilisieren. In Brüssel will man vor allem den Netzausbau, einschließlich Speicher, beschleunigen und Investitionen in die Verbesserung der Energieeffizienz lenken.

Noch im ersten Quartal 2026 will die Kommission einen Aktionsplan Elektrifizierung und eine Rahmenrichtlinie Energiesicherheit vorlegen. Die EU kann ihre Klimaziele nur erreichen, wenn Energie überwiegend als Strom verbraucht wird. Die Elektrifizierungsquote stagniert praktisch und erreichte 2024 gerade einmal 23 Prozent. Bis 2030 soll sie auf 32 Prozent ansteigen.

Das wichtigste Vorhaben im neuen Jahr dürfte die Reform des Emissionshandels (ETS) sein. Bislang ging man davon aus, dass es dabei vor allem um eine technische Anpassung des ETS an das neue Klimaziel und die Abstimmung mit dem zu Anfang des Jahres in Kraft getretenen Klimazoll (CBAM) geht. Inzwischen wird das ETS jedoch auch grundsätzlich infrage gestellt.

Um die wichtigsten Eckdaten der Reform wird bereits hinter den Kulissen gerungen. Dabei geht es etwa darum, welche Anlagen noch wie lange und wie viele kostenfreie Zertifikate erhalten. Die Kommission will die Zuteilung, parallel zur Einführung des CBAM, von diesem Jahr an reduzieren und 2035 ganz einstellen. Die Industrie argumentiert, dass der Klimazoll sie nur innerhalb der EU vor der Konkurrenz schützt. Auf den Exportmärkten sei man weiter benachteiligt.

Umstritten ist auch, dass ab 2039 keine Zertifikate mehr ausgegeben werden sollen. Das würde den CO2-Preis bereits weit im Vorfeld nach oben treiben, warnt BASF-Chef Markus Kamieth, weil dann niemand mehr Zertifikate verkaufe. Auch der deutsche Umweltminister, Carsten Schneider (SPD), hält es für „zu früh“, ab 2039 keine Zertifikate mehr zu versteigern. In dieser spannenden Debatte wird Deutschland als letztes Industrieland der EU im Mittelpunkt stehen.
 

Für einen erheblichen Teil der KWK-Anlagen, die an den Ausschreibungen der Bundesnetzagentur teilnehmen müssen (Leistungssegment von 500 kW bis 50 MW elektrisch), war das bis dato damit die letzte Ausschreibungsrunde. Die Bundesregierung ist hier gefragt – wie in der Ausschreibungsverordnung (KWKAusVO) vorgesehen –, einen Vorschlag für die Fortsetzung der Ausschreibungen vorzulegen. Bislang kam sie dem jedoch nicht nach. 

Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) hatte im Oktober vergangenen Jahres auf Anfrage der Redaktion mitgeteilt, dass ein Evaluierungsbericht die Grundlage für eine KWKG-Novelle bilden soll. Im Zuge dessen soll dann auch über Art und Umfang der Fortführung der Ausschreibungen nach der KWKAusVO entschieden werden (wir berichteten). 

​Ergebnisse zeigen große Verunsicherung

Für Barbara Minderjahn, Hauptgeschäftsführerin vom Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung (B.KWK) offenbaren die Ergebnisse die Verunsicherung in der gesamten KWK-Branche: „Die deutliche Überzeichnung im KWK-Segment zeigt, dass noch viele Projekte sowohl im Bereich von Modernisierung als auch Neubau geplant sind, aber der langfristige, verlässliche Rahmen fehlt. Sprich: Viele, wie beispielsweise unsere Stadtwerke, die investieren möchten, haben diese Ausschreibungsrunde versucht zu nutzen, um ihre Projekte noch in die Realisierung zu bringen und sind hierfür zum Teil an die äußerste Grenze ihrer Wirtschaftlichkeit gegangen.“

Bei der iKWK lassen laut Aussage der B.KWK-Hauptgeschäftsführerin sowohl die niedrigen Preise als auch die Unterzeichnung des Segments auf die fehlende Planungssicherheit schließen. „Auch hier spielt der Wirtschaftlichkeitsfaktor eine entscheidende Rolle bei der Wahl der Förderungsmodelle, wobei der Rückgriff auf die alternative BEW-Förderung attraktiver geworden ist beziehungsweise sich eine Kombination mit dem KWK-Segment äußert, sofern das Anlagensetup dies zulässt“, sagte Minderjahn auf Nachfrage dieser Redaktion. „Das verdeutlicht einmal mehr den dringenden Handlungs- und Reformbedarf der Ausschreibungsverordnung. Die Gefahr ist groß, der bestehenden Nachfrage der Branche nach Investition und Erneuerung nicht adäquat nachkommen zu können.“

Ausschreibung für KWK-Anlagen

Die Zuschläge haben bei der konventionellen KWK das Ausschreibungsvolumen vollständig ausgeschöpft, so die Bundesnetzagentur. Durch den Bieterwettbewerb ist der Durchschnittspreis der bezuschlagten Gebote gesunken. Zu der ausgeschriebenen Menge für KWK-Anlagen von 107,96 MW wurden 41 Gebote mit einem Volumen von insgesamt 135,67 MW eingereicht. Damit war diese Ausschreibung deutlich überzeichnet. Die Beteiligung liegt ungefähr auf dem Niveau der letzten Ausschreibung (37 Gebote, 145,53 MW). Von den eingegangenen Geboten sind 38 zulässig (119 MW) und drei Gebote nicht zulässig (16,7 MW).

Es werden 33 Gebote mit einer Menge von insgesamt 108,65 MW bezuschlagt. In der vorherigen Ausschreibung lag die Zuschlagsmenge von 17 Zuschlägen bei 88 MW. Der durchschnittliche, mengengewichtete Zuschlagswert beträgt 5,02 Ct/kWh und damit unterhalb des entsprechenden Wertes der letzten Ausschreibung (5,73 Ct/kWh).

Ausschreibung für innovative KWK-Systeme

Das Segment der innovativen KWK-Systeme ist unterzeichnet. Trotz Unterzeichnung führt der Bieterwettbewerb auch in diesem Segment zu sinkenden Preisen bei den eingegangenen Geboten.

Im iKWK-Segment wurden für die ausgeschriebene Menge von 34,26 MW sechs zulässige Gebote mit einem Gesamtvolumen von 27,59 MW eingereicht und bezuschlagt. Die Gebotsanzahl und -menge hat sich gegenüber der Ausschreibung im Juni 2025 (24 Gebote, 74,445 MW) deutlich reduziert. Demgegenüber steigt die Zuschlagsmenge im Vergleich zu 25,340 MW leicht an.

Der durchschnittliche, mengengewichtete Zuschlagswert beträgt in diesem Segment 6,67 Ct/kWh. Damit ist der durchschnittliche Zuschlagswert gegenüber 7,15 Ct/kWh in der letzten Ausschreibung gesunken.

Die Bundesnetzagentur hat die Ergebnisse auf der Homepage veröffentlicht: 

• KWK-Anlagen: www.bundesnetzagentur.de/1071570.
• Innovative KWK-Systeme: www.bundesnetzagentur.de/1071564.

Bei den Ausschreibungen der Bundesnetzagentur erhielten im Vorjahr 2.348 Anlagen mit insgesamt 14.449 MW einen Zuschlag. Die Ausschreibungen waren erneut deutlich überzeichnet. Nach Angaben der Verbände führte der funktionierende Wettbewerb zu sinkenden durchschnittlichen Zuschlagswerten. Die Bundesnetzagentur senkte deshalb den Höchstwert für das laufende Jahr leicht ab.

Auch der tatsächliche Zubau fiel höher aus als im Vorjahr. 2025 gingen 958 neue Anlagen mit 5.232 MW Leistung in Betrieb. Damit lag der Bruttozubau innerhalb der Prognosespanne von 4.800 bis 5.300 MW, die BWE und VDMA Power Systems zuvor erwartet hatten. Die installierte Gesamtleistung der Windenergie an Land erhöhte sich damit auf rund 68.100 MW. Jürgen Quentin, Referent Energiewirtschaft und EEG der Fachagentur Wind und Solar lobte ausdrücklich das deutlich schnellere Genehmigungstempo in den Behörden.

Mehr in Sicherheit investieren

Für das Jahr 2026 halten die Verbände bei unveränderter Realisierungsgeschwindigkeit einen Zubau von 8.000 bis 8.500 MW für möglich. Voraussetzung seien jedoch stabile politische Rahmenbedingungen und ein gesicherter Netzzugang.

Dennis Rendschmidt, Geschäftsführer von VDMA Power Systems, erklärte, die Windenergie gewinne weiter an Bedeutung im deutschen Energiesystem. Gleichzeitig nähmen Sicherheitsrisiken durch geopolitische Entwicklungen zu. Der regulatorische Rahmen müsse deshalb die physische und digitale Sicherheit der Anlagen sowie den Schutz kritischer Infrastruktur wirksam adressieren.

Aus Sicht der Branche braucht es zudem Kontinuität im Ausbau. Rendschmidt betonte, Unternehmen entlang der gesamten Lieferkette seien auf Planbarkeit angewiesen, um Investitionen auszulösen. Die anstehende Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes müsse verbindliche Ausbauziele setzen, um Kosteneffizienz, Versorgungssicherheit und industrielle Wertschöpfung langfristig zu sichern.

Er unterstützte den Druck auf Kosteneffizienz aus dem Bundeswirtschaftsministerium, unterstrich zugleich aber, dass die Windkraftindustrie Wertschöpfung und Beschäftigung sichert und zugleich von fossilen Energieträgern unabhängiger mache.
 
Netzausbau muss Schritt halten

Herausforderungen sieht auch BWE-Präsidentin Bärbel Heidebroek. Zwar seien die hohen Genehmigungs- und Zuschlagszahlen positiv, zugleich würden sie die Defizite beim Netzausbau offenlegen. Der Netzzugang für neue Projekte werde zunehmend schwieriger.

Angesichts einer durchschnittlichen Umsetzungsdauer von fast zwei Jahren erwartet der Verband ab Ende 2026 einen deutlichen Zubau aus bereits bezuschlagten Projekten. Lange Wartezeiten und begrenzte Anschlusskapazitäten bremsten jedoch die Dynamik. Nach Angaben Heidebroeks müsse das Stromnetz dringend ausgebaut, modernisiert und digitalisiert werden.

Offene Kapazitäten neu ausschreiben

Heidebroek fordert darüber hinaus, 5.000 bis 6.000 MW mehr Windkraftkapazität in diesem und den nächsten Jahren auszuschreiben. Diese Mengen waren in den vergangenen Jahren nicht zugeschlagen worden, seien aber für den Ausbaupfad erneuerbarer Kapazitäten eingeplant.

Regionale Unterschiede zeigen sich weiterhin deutlich. In Baden-Württemberg wuchs der Bestand 2025 laut einer vorläufigen Auswertung der Plattform Erneuerbare Energien Baden-Württemberg (PEE BW) um 24 Anlagen. Die installierte Leistung nahm um 171 MW zu. Genehmigt wurden im selben Zeitraum 98 Anlagen, fast doppelt so viele wie 2024. Geschäftsführer Jürgen Scheurer erklärte, trotz des Zuwachses gehe der Ausbau noch zu langsam voran. Um die Ziele zu erreichen, seien mehr als 100 neue Anlagen pro Jahr erforderlich.

Europa schafft Ausbauziele nicht

Während Deutschland beim Ausbau an Land weiter zu den führenden Märkten zählt, bleibt Europa insgesamt hinter den Zielen zurück. Nach Schätzungen des europäischen Branchenverbands Wind Europe wurden 2025 Windenergieanlagen mit 17.000 bis 18.000 MW Leistung installiert. Das liege deutlich unter dem erforderlichen Niveau, um das EU-Ziel von 42,5 Prozent erneuerbarer Energien bis 2030 zu erreichen.

Wind-Europe-Geschäftsführerin Tinne van der Straeten verwies auf Netzengpässe, langsame Elektrifizierung und Genehmigungsprobleme. Zugleich sieht sie in der geopolitischen Lage einen zusätzlichen Impuls für den Ausbau, um die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten zu verringern.

Der Netzentwicklungsplan ist das zentrale Planungsinstrument für den Ausbau des deutschen Strom-Übertragungsnetzes. Die vier ÜNB 50 Hertz, Amprion, Tennet und Transnet BW erstellen ihn alle zwei Jahre. Der Plan beschreibt, welche Optimierungs-, Verstärkungs- und Ausbaumaßnahmen notwendig sind, um Versorgungssicherheit und Klimaneutralität bis 2045 zu gewährleisten. Nach der öffentlichen Konsultation bis zum 14. Januar wird der Plan überarbeitet. Im März 2026 soll er an die Bundesnetzagentur übergeben werden, die ihn prüft und bestätigt, bevor er Grundlage für den Bundesbedarfsplan wird.

Wasserstoff ausgeklammert

Deutliche Kritik kommt von Aqua Ventus, einer Initiative von Unternehmen, Organisationen und Forschungseinrichtungen entlang der Wasserstoff-Wertschöpfungskette. Laut Aqua Ventus wird der Entwurf den Anforderungen eines integrierten Energiesystems nicht gerecht. Geschäftsführer Robert Seehawer erklärt, der NEP bilde primär ein rein stromorientiertes Geschäftsmodell der ÜNB ab. „Dadurch gefährdet er den Hochlauf der Offshore-Wasserstoffwirtschaft und erhöhe langfristig die Systemkosten“, so Seehawer.

Aqua Ventus bemängelt, dass Offshore-Elektrolyse, Wasserstofftransport und Infrastrukturprojekte wie die Pipeline Aqua Ductus nicht systematisch berücksichtigt werden, obwohl diese als „Important Project of Common European Interest“ und als „Project of Common Interest“ der Europäischen Union eingestuft sind.

Nach Einschätzung der Initiative verhindert der NEP technologische Entwicklungen und neue Geschäftsmodelle für Offshore-Windparkbetreiber, etwa die Kombination aus Strom- und Wasserstofferzeugung. Aqua Ventus fordert die Bundesnetzagentur auf, im weiteren Verfahren substanzielle Ergänzungen zu verlangen und Strom- sowie Wasserstoffnetze gemeinsam zu bewerten.

Offshore-Windkraft fordert mehr Ambition

Auch innerhalb der Offshore-Windbranche gibt es Vorbehalte gegen die im NEP dargestellten Ausbaupfade. Windenergieverbände kritisieren, dass ein wenig ambitionierter Pfad in den Plan aufgenommen wurde. Dagegen hält der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) selbst diesen Pfad für zu hoch angesetzt und warnt vor zu dichter Bebauung auf See. Diese könne zu Windschatteneffekten und damit zu Ertragsverlusten führen.

Eine andere Bewertung nimmt die EnBW vor. Das Unternehmen unterstützt laut eigener Stellungnahme die ÜNB in der Einschätzung, Szenario A als Leitszenario heranzuziehen. Dieses stelle aus Sicht der EnBW einen ausgewogenen Ansatz zwischen Hochspannungs-Gleichstrom- und Wechselstrom-Ausbau, verbleibendem Engpassmanagement und einer zeitlichen Staffelung der Projekte bis 2045 dar.

Die Annahmen deckten sich mit Ergebnissen einer unternehmenseigenen Systemkostenstudie, nach der realistischere Annahmen zur Stromnachfrage den Netzausbaubedarf senken könnten. Zugleich spricht sich EnBW für den verstärkten Einsatz von Freileitungen bei neuen Gleichstromprojekten aus, da diese kostengünstiger und leichter zu reparieren seien.

Stromspeicher zu wenig berücksichtigt

Kritik am Szenariorahmen äußert der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE). Der Verband hält die Einstufung des Szenarios A „Verlangsamte Elektrifizierung“ für nicht gerechtfertigt. Laut BNE unterschreitet dieses Szenario die Ausbauziele des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und basiere auf Wasserstoffimportannahmen, die sich derzeit nicht in Investitionen widerspiegelten. „Eine Beschränkung auf diesen Pfad könne zu einer zu langsamen Netzentwicklung im Übertragungs- und Verteilnetz führen“, fürchtet der BNE.

Der Verband fordert, das Netz mindestens am Szenariopfad B mit höherem Strombedarf auszurichten und sich an Szenario C zu orientieren, um die Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen abzubilden. Darüber hinaus bemängelt der BNE, dass der NEP die Rolle von Batteriespeichern unterschätze. Die von den ÜNB angenommenen Leistungen und Kapazitäten seien zu gering, zudem führe die gewählte Methodik zu einer verzerrten regionalen Verteilung. Speicher mit längeren Entladezeiten als zwei Stunden würden in der Planung nicht ausreichend berücksichtigt, obwohl entsprechende Projekte bereits in Umsetzung seien.

Der Entwurf des NEP Strom 2037 vom Dezember 2025 steht als PDF zum Download bereit.

Die Leiterin des HBB, Sandra Rostek, kritisiert insbesondere die Annahmen der Übertragungsnetzbetreiber. Diese hielten auch nach gesetzlichen Anpassungen an bisherigen Szenarien fest. Laut Rostek zeige die Vorgehensweise, „wie weit sich die Netzplanung bereits von der Realität entfernt hat“. Die Netzbetreiber würden der Bioenergie im Stromsektor weiterhin kaum eine Zukunft zuschreiben.

Bioenergie für Strom und Wärme

Nach Angaben der im HBB zusammengeschlossenen Verbände bietet allein das sogenannte Biomassepaket 1.0 die Möglichkeit, tausenden bestehenden Anlagen eine langfristige Perspektive im Strommarkt zu eröffnen. Bundestag, Bundesrat und das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) hätten sich mit der Verabschiedung des Pakets ausdrücklich für Bioenergie als flexible Option im Stromsystem ausgesprochen. Zudem könnten moderne Biogasanlagen laut HBB wettbewerbsfähige Gebote im Rahmen der Kraftwerkstrategie abgeben, sofern ihre erneuerbare Eigenschaft angemessen berücksichtigt werde.

Darüber hinaus verweist das Hauptstadtbüro Bioenergie auf die kommunale Wärmeplanung. Bestehende Wärmenetze sowie Netze in Planung würden auch über das Jahr 2045 hinaus Wärme und Strom aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen auf Basis von Biogas, Biomethan und Holzenergie liefern. Dezentrale Biogasanlagen und Holzheizkraftwerke seien in regionale Stoffkreisläufe eingebunden und spielten eine zentrale Rolle für lokale Wertschöpfung.

Szenariorahmen anpassen

Kritik übt das HBB auch an der grundsätzlichen Einordnung der Bioenergie im NEP-Entwurf. Bereits im einleitenden Teil werde Bioenergie nur „in begrenztem Umfang“ neben erneuerbar erzeugtem Strom erwähnt. Nach Auffassung des HBB wirft dies Zweifel an der Neutralität der zugrunde gelegten Annahmen auf. Die Organisation erneuert daher ihre bereits zuvor geäußerte Kritik am Szenariorahmen, der die Grundlage für den Netzentwicklungsplan bildet.

Besonders deutlich werde die Differenz bei den Prognosen zur Stromerzeugung aus Biomasse. Im Entwurf gehen die Übertragungsnetzbetreiber davon aus, dass die jährliche Strommenge aus Biomasse bis 2045 von derzeit rund 46 Milliarden kWh netto auf 9 Milliarden kWh sinkt. Diese Annahme hält das HBB für nicht nachvollziehbar.

Eine Flexibilisierung bestehender Bioenergieanlagen sei deutlich günstiger und schneller umsetzbar als der Neubau von Wasserstoffkraftwerken. Zudem werde im Szenario nicht berücksichtigt, dass erneuerbare Leistung zugunsten neuer Gaskraftwerke zurückgebaut werden solle.

Dezentrale KWK einbeziehen

Aus technischer, wirtschaftlicher sowie umwelt- und klimapolitischer Sicht eigneten sich viele Biomassesortimente laut HBB besonders für den Einsatz in dezentralen KWK-Anlagen. Stromerzeugung aus Biomasse und die stoffliche Nutzung von biogenem CO2 ergänzten einander. Vor diesem Hintergrund plädiert das Hauptstadtbüro Bioenergie dafür, zumindest in einem Szenario von einer langfristig stabilen Stromerzeugung aus Biomasse auf dem heutigen Niveau auszugehen.

Zusätzliche Argumente sieht das HBB in den jüngsten europäischen und nationalen Entscheidungen. Die Europäische Kommission genehmigte am 18. September 2025 die mit dem Biomassepaket verbundenen Änderungen im Erneuerbare-Energien-Gesetz. Zudem sieht das Paket ein zusätzliches Ausschreibungsvolumen von 1.300 MW für steuerbare erneuerbare Bioenergieanlagen vor. Dies zeige laut HBB, dass weiterhin ein Bedarf für Biomasseverstromung im Stromsystem bestehe.

Rostek fordert, dass das Bundeswirtschaftsministerium sowie der Bundestag und der Bundesrat diese Punkte bei der Bewertung des Netzentwicklungsplans berücksichtigen. Nur so ließen sich fundierte Entscheidungen für die zukünftige Ausgestaltung des Energiesystems treffen, so die Leiterin des Hauptstadtbüros Bioenergie.

Angesprochen werden sollen vor allem Absolventinnen und Absolventen der MINT-Fächer, also Mathematik, Informatik, Naturwissenschaften und Technik. „Sie werden in Zukunft eine zentrale Rolle für das Gelingen der Energiewende einnehmen und so den Wirtschaftsstandort Deutschland stärken. Vor diesem Hintergrund möchten wir frühzeitig das Interesse für MINT-Themen bei jungen Menschen wecken und somit Impulsgeber für die Berufsorientierung sein. Der Verein wird eine Plattform für Austausch bieten, Talente fördern und praxisnahe Bildungsangebote machen“, heißt es in einer Mitteilung des Kuratoriums. 

Im Fokus der Vereinsarbeit stehen Veranstaltungen, Workshops und Informationsformate zur Wissensvermittlung sowie zur Akzeptanzförderung moderner Energieversorgung. Außerdem sollen Kooperationen mit Schulen, Praktika und Karrieretage zur frühzeitigen Nachwuchsförderung gefördert und ins Leben gerufen werden. 

Network Energy Talents möchte gemeinsame Forschungsprojekte und praxisnahe Studienangebote zur Vernetzung von Wissenschaft und Wirtschaft sowie zur Qualifikation und Förderung von Talenten im MINT-Bereich entwickeln. Dafür sollen Stipendien, Fellowships oder auch Summer Schools ins Leben gerufen werden. Der internationale Austausch mit Fachkräften sowie der generationsübergreifende Transfer von Wissen in Mentoring-Programmen sind dem Verein ebenfalls sehr wichtig. 

Erstes Projekt: Mentorenprogramm für Studierende 

Ein erstes Projekt ist bereits angelaufen: Mit dem NET-Mentorenprogramm sollen Studierende frühzeitig für die Energiewirtschaft begeistert und beim Studienstart unterstützt werden. Im Rahmen des Studienkompetenzmoduls an der TUD finden Podiumsdiskussionen für Erstsemester der Studiengänge Elektrotechnik, Mechatronik und Regenerative Energien statt.

Die nächste Veranstaltung ist für den 22. Januar 2026 geplant und bietet praxisnahe Einblicke in Karrierewege, persönliche Strategien zur Überwindung von Studienhürden sowie Inspiration für berufliche Perspektiven in der Energiewirtschaft. 

Weitere Informationen zum Verein, seinen Mitgliedern, Zielen und kommenden Terminen sind auf der Homepage zu finden.
 

Dieses zweite Jahr ist nun vorbei, und die Beteiligten ziehen eine durchweg positive Bilanz: „Wir haben sehr viel gelernt“, lässt sich Prof. Dr. Stefanie Marker, Hochschuldozentin für Mobile Energiespeicher am Fachgebiet Elektrische Energiespeichertechnik der TU Berlin, in der Mitteilung zitieren:

„Das Konzept wurde für den Serienbetrieb in unserem Nachfolgeprojekt ‚UniSwapHD‘ nochmals weiterentwickelt, auch gemeinsam mit europäischen Lkw-Herstellern. Ein Weiterbetrieb der ersten Station mit öffentlichen Mitteln sehen wir daher als nicht mehr gerechtfertigt an. Vielmehr sollte nun der Fokus auf der Kommerzialisierung des skalierungsfähigen Systems liegen“. Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) hatte das Projekt mit fünf Millionen Euro gefördert

Das System ermöglicht den vollautomatischen Tausch von Batterien in wenigen Minuten – eine Alternative zum Schnellladen, das hohe Netzanschlussleistungen erfordert und längere Ladezeiten verursacht. Angesichts des für den Aufbau einer flächendeckenden Ladeinfrastruktur notwendigen, aber zeit- und kostenintensiven Netzausbaus könnte der Wechselansatz ein ergänzender Infrastrukturbaustein sein. 

Die im brandenburgischen Lübbenau errichtete Station wird nun für die weitere Nutzung an die Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung (BAM) überführt. 

Startup für die nächste Generation der Wechselstation

Das neu gegründete Startup „E▪HAUL GmbH“ entwickelt derzeit ein Wechselsystem der nächsten Generation. Dieses soll unter anderem durch einen Batterietausch von unten schneller und zuverlässiger funktionieren. Der Vorgang soll in weniger als fünf Minuten abgeschlossen sein, während die Fahrerin oder der Fahrer im Fahrzeug verbleibt. 

Für den Aufbau eines flächendeckenden Netzes an Wechselstationen sucht Ehaul derzeit Kapitalgeber. Die erste Finanzierungsrunde ist für das Jahr 2026 geplant. Das Unternehmen verfolgt einen typenoffenen Ansatz, um möglichst viele E-Lkw-Modelle einbinden zu können. 

Im Projekt „UniSwapHD“, das ebenfalls durch das BMWE gefördert wird, arbeiten TU Berlin und Industriepartner darüber hinaus an der Standardisierung von Wechselbatterien − auch mit Blick nach China, wo Batteriewechselsysteme bereits weit verbreitet sind. Eine DIN-Vornorm (DIN SPEC 91533) soll im ersten Quartal 2026 erscheinen. 

„Der Batteriewechsel ist die Methode, um klimafreundliche E-Lkw schnell in großer Zahl auf die Straße zu bringen“, sagt Stefanie Marker: „Europa sollte in der Lage sein, diese Schlüsseltechnologie selbst zu gestalten.“

Die Bauarbeiten für die Netzerweiterung sollen demnach im Herbst 2026 beginnen. Erste Wärmelieferungen sind Ende 2027 vorgesehen, die Fertigstellung der rund 1,7 Kilometer langen Hauptversorgungsleitungen soll bis Ende 2028 erfolgen. Die ersten Verträge zur Wärmeversorgung sind laut dem Versorger bereits geschlossen. Die Abwärme stammt vom Hamburger Industriebetrieb Aurubis sowie erneuerbaren Energiequellen. In Hamburg nutzt der Energieanbieter Enercity aus Hannover schon seit 2018 in einem kleineren Projekt Abwärme des Kupferherstellers Aurubis. 

Die Wohnbebauung auf der Hamburger Veddel besteht überwiegend aus mehrgeschossigen Gebäuden aus den 1920er-Jahren. Ihr jährlicher Wärmebedarf liegt bei rund 22 Millionen kWh. Durch den Umstieg von fossilen Erdgas-Zentralheizungen auf Fernwärme können jährlich rund 5.900 Tonnen CO2 eingespart werden. 

Die Enercity Contracting baut und betreibt Energiezentralen zur Wärme- und Kälteversorgung von Gebäuden und Quartieren. Die hundertprozentige Tochter der Enercity AG aus Hannover ist ein bundesweit tätiges Contracting-Unternehmen und mit ihren Projekten in mehr als 140 Städten und Kommunen vertreten. Sie betreibt in Deutschland über 1.100 Heiz- und Energiezentralen mit einer installierten Wärmeleistung von insgesamt rund 620 MW. 

Hamburg setzt auf Kooperationen 

Die Hansestadt Hamburg arbeitet derzeit an der kommunalen Wärmeplanung, die im Juni 2026 beschlossen werden soll. Der Wärmeplan soll nach Auskunft des Hamburger Senats vom Dezember 2025 einen Weg aufzeigen, wie klimaneutrale Wärmeversorgung in Hamburg erreicht werden kann. Die Wärmenetzbetreiber spielen dabei eine besondere Rolle. Die städtischen Hamburger Energiewerke sollen den Kohleausstieg bis 2030 umsetzen. 

Allerdings setzt Hamburg nicht nur auf sein kommunales Unternehmen, sondern auch auf Kooperationen. Hamburg hat mit der Hansewerk Natur und der Enercity Contracting Nord Kooperationsvereinbarungen abgeschlossen (wir berichteten). 

„Neben dem Ausbau unserer bestehenden Wärmenetze in Rothenburgsort oder auf der Veddel wollen wir in Hamburg auch ganz neue klimafreundliche Wärmenetze aufbauen – wie im Stadtteil Bergedorf“, sagte Manfred Schüle, Vorsitzender der Geschäftsführung von Enercity Contracting Nord, im Dezember, als die Kooperation geschlossen wurde.

Auf 32 Seiten gibt es zudem Tipps, wie man Einfluss auf den Bau der Anlagen nehmen kann und von welchen Maßnahmen Wildtiere profitieren. Enthalten sind darüber hinaus eine Schritt-für-Schritt-Anleitung zur Beteiligung an Solarparks und zur Abgabe von Stellungnahmen. Aber auch um spezielle jagdrechtliche Fragen geht es, zum Beispiel zur Minderung der Jagdpacht. 

Grundsätzlich sollten Solarparks primär auf bereits versiegelten Flächen wie Gebäudedächern und Parkplätzen oder entlang von Autobahnen und Schienenwegen errichtet werden, heißt es in der Veröffentlichung. Die überbaute Gesamtfläche des Solarparks dürfe 70 Prozent nicht überschreiten, hinsichtlich Form, Farbe und reflektierenden Eigenschaften müsse auf eine bestmögliche Einbindung ins Landschaftsbild geachtet werden – was sich letztlich auch positiv auf die Akzeptanz in der Bevölkerung auswirkt. 

Der vorgeschriebene Abstand zwischen Verkehrsinfrastruktur und PV-Anlage sollte auf mindestens 50 Meter breite Wildlebensräume erhöht werden. Bei großen Solarparks müssten alle 500 Meter mindestens 50 Meter breite Querungskorridore eingeplant werden. Die Einzäunung der Anlagen sollte zumindest kleinen Wildtieren den Durchschlupf ermöglichen (20 Zentimeter Mindestabstand zum Boden) oder Wildtierdurchlässe integrieren.

Die Broschüre Wildtierverträgliche Freiflächen-Photovoltaik-Anlagen kann online abgerufen werden, ebenso ein Positionspapier dazu. Im Onlineshop des DJV kann auch eine Printausgabe bestellt werden.

Die Franken sehen den jetzt beschlossenen Einsatz des aus hydrierten Pflanzenölen gewonnenen Sprits „als ökologisch und wirtschaftlich sinnvolle Übergangslösung“, wie Sandra Lehmann laut einer Mitteilung sagt. Sie ist Betriebsleiterin der „HofBus GmbH“, die die Mobilitätstochter der Stadtwerke Hof ist. Für das Betanken der vorhandenen Omnibusse sei keine technische Umrüstung nötig, heißt es weiter.

Auf dem Betriebsgelände von Hof Bus gibt es jetzt eine neue Zapfsäule für das Tanken von HVO100. Unter diesem Begriff firmiert der Öko-Diesel, der zu 100 Prozent aus Pflanzenölen (Hydrotreated Vegetable Oils) besteht, an den Zapfsäulen kann er auch XTL heißen. Es handelt sich dabei also nicht um eine Mischform wie beim Diesel B10 (zehnprozentige Beimischung von Biodiesel).

Die Beteiligten sind von den Vorteilen gegenüber fossilem Diesel überzeugt. Die CO2-Emissionen ließen sich um bis zu 90 Prozent senken, es gelangten erheblich wenigerPartikel und Stickoxide in die Luft. Außerdem entstehe HVO vollständig aus Abfallstoffen, die eine Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion verhinderten. Schließlich seien die Abgase angenehmer für die Nase, und die Motorengeräusche weniger laut.

Elektromobilität um mindestens drei Jahre vertagt

Wie eine Sprecherin der Stadtwerke-Tochter auf Anfrage dieser Redaktion sagt, sei das Umsteigen auf batterieelektrische Fahrzeuge aber nur verschoben. In etwa drei bis fünf Jahren könnten die ersten E-Busse im Hofer Stadtverkehr anzutreffen sein. Bisher scheiterte die Erneuerbaren-Zukunft des ÖPNV an den Kosten. Das liegt auch an der hügeligen Topografie. Sie erfordert leistungsfähige E-Busse und eine entsprechend gut ausgebaute Ladeinfrastruktur – was gleichbedeutend mit Ausgaben im Millionen-Euro-Bereich ist.

Betriebsleiterin Sandra Lehmann verweist auf mehrere Förderanträge für Zuschüsse zu E-Bussen, die in der Vergangenheit erfolglos geblieben waren. Erst wenn Bundes- und Landesmittel fließen, wollen die Stadtwerke auf den neuen Antrieb setzen. Langfristiges Ziel bleibe eine „vollständig elektrische Flotte“. Die Lösung mit Öko-Diesel habe das Unternehmen getroffen, „wir Klimaschutz nicht aufschieben können“, so Sandra Lehmann.

Stattdessen hat Hof Bus gerade zwei neue Busse angeschafft, die das Pflanzenöl tanken können. Neben der Stadtbusse-Flotte sollen auch andere Mobile der Stadtwerke nach und nach mit HVO100 fahren. Im laufenden Jahr schreitet die Erneuerung der Busflotte voran, drei weitere Fahrzeuge stehen auf der Einkaufsliste.

Hof Bus könne an der neuen Zapfstelle alle 27 vorhandenen Dieselbusse betanken, erklärt die Sprecherin weiter. Dies sei ohne technischen Eingriff an den Fahrzeugen möglich. Auf dem Betriebsgelände befindet sich ein Tank für rund 40.000 Liter HVO100. Die vorhandene Menge des Kraftstoffs reiche für die Flotte aus.

Stadtwerke-Geschäftsführer Jean Petrahn sieht in der Übergangslösung einen wichtigen Schritt hin zu mehr Nachhaltigkeit. „Wir reduzieren Emissionen sofort – ohne teure technische Umbauten“, sagt er laut Mitteilung. Das Tanken mit HVO100 sei ein Zeichen dafür, dass „wir in Hof konsequent an klimafreundlicher Mobilität arbeiten“, so Oberbürgermeisterin Eva Döhla (SPD).

In Hof selbst gibt es laut Übersicht der Plattform „Clever tanken“ genau zwei Tankstellen, die Öko-Diesel für den allgemeinen Bedarf anbieten. Der Preis je Liter HVO100 lag dort am 15. Januar drei Cent unter dem für herkömmlichen Diesel.

 
Die ostdeutschen Bundesländer Brandenburg, Sachsen-Anhalt, Thüringen und Sachsen sind im Jahresmittel besonders stark von Stromausfällen betroffen. Das zeigt die Statista-Infografik mit Daten der Bundesnetzagentur. Brandenburg und Sachsen-Anhalt weisen dabei im Durchschnitt der Jahre 2008 bis 2024 besonders hohe Werte von deutlich über 20 Minuten auf. Hessen und das Saarland liegen mit Zeiten von unter zehn Minuten am unteren Ende des Bundesländervergleichs. Das aktuell von einem relativ weiträumigen und lang andauernden Stromausfall betroffene Berlin liegt dagegen im genannten Zeitraum mit rund 13 Minuten im Mittelfeld.

Mindestens drei Mal seit Neujahr erreichten Störungsmeldungen die Betreiber. Für die Wärmeversorgung im Park sind der Energiedienstleister Getec (51 Prozent) und die Stadtwerke Hanau (49 Prozent) eine Partnerschaft in dem gemeinsam getragenen Unternehmen „PionierWerk Hanau GmbH“ eingegangen.

Sie preisen ihre Kombination aus Kraft-Wärme-Kopplung, Eisspeicher und Wärmepumpen als eigentlich „zuverlässige Versorgung mit umweltschonender Nahwärme, nachhaltig und hocheffizient erzeugt“. Die Zuverlässigkeit ist aktuell nicht mehr gegeben, eine Kindertagesstätte in dem Quartier schloss an einem Tag sogar ihren Betrieb.

Thema im OB-Wahlkampf: Betriebsführung soll wechseln


Diese missliche Situation rief nun Hanaus Bürgermeister auf den Plan. Maximilian Bieri (SPD), auch Kandidat für das im März neu zu vergebende Amt des Oberbürgermeisters, verschaffte sich im Quartier einen Überblick über die Lage. Selbst wenn die Nahwärme inzwischen wieder für die gewünschten Temperaturen sorgt, will der mögliche Nachfolger seines Parteikollegen Claus Kaminsky nicht zur Tagesordnung übergehen.

Die Verwaltungsspitze der Stadt Hanau, der Magistrat, will, dass die kommunalen Stadtwerke die Betriebsführung des Blockheizkraftwerks (BHKW) übernehmen. Die liegt eigentlich beim Pionierwerk-Partner Getec, müsste also wechseln. Der Magistrat habe den Stadtwerken den Auftrag erteilt, die vertragliche Ausgangslage zu prüfen und die Übernahme der Betriebsführung vorzubereiten, heißt es in einer Pressemitteilung der Kommune.

Darin heißt es unverhohlen, dass es durch den Übertrag zu einer „verlässlicheren Störungsbearbeitung und transparenten Zuständigkeiten“ kommen solle. Dies könne der „bewährte Kundenservice der Stadtwerke“ gewährleisten. Im Quartier war mehrfach Kritik laut geworden, dass es für die Beschwerden angeblich keine echte Anlaufstelle gegeben habe.

Eine Sprecherin der Getec verweist auf Anfrage dieser Redaktion darauf, dass bisher „noch keine offiziellen Diskussionen zu einer Änderung der Betriebsführung stattgefunden“ hätten. Mit Stadt und Stadtwerken stehe das Unternehmen im Austausch, es gebe „keine Konkurrenz zwischen den Partnern“. Die möglichen Vorschläge wolle Getec „konstruktiv prüfen“.

Im Vordergrund steht für die Getec derzeit, die Ursachen der Druckabfälle zu klären. Was im Nahwärmenetz nicht funktioniert, ist also weiterhin offen. Die übergreifende Lösung für den Pioneer-Park, der nach einer früheren Kaserne der US-Streitkräfte benannt ist, müsse den Menschen im Park „die bestmögliche Versorgungssicherheit und Servicequalität“ bieten, so die Getec-Sprecherin.

Das Gelände ist 50 Hektar groß und soll im Endausbau rund 1.600 Wohnungen und bis zu 5.000 Menschen Platz bieten. Die Nahwärme kommt aus dem BHKW, das rund 14 Millionen kWh Wärme und 8,4 Millionen kWh Strom erzeugen soll.

2011 wurde die Teleson Energie GmbH mit Sitz in Grünwald bei München als bundesweit tätiger Erdgaslieferant unter dem Firmendach der Teleson AG gegründet. Sie belieferte laut Internetseite Privatkunden und gewerbliche Kunden mit Erdgas. Die Teleson AG wurde ursprünglich im Bereich Festnetz als Preselection-Anbieter gestartet und hatte sich nach einer strategischen Neuausrichtung 2009 verstärkt auf den Energiemarkt konzentriert.

Mit der Übernahme befindet sich der SWK-Konzern weiter auf strategischem Wachstumskurs, wie Smail Zarouali, Bereichsleiter Vertrieb Privat- und Gewerbekunden, erklärt: „Wir wollen nicht nur organisch, sondern auch anorganisch wachsen. Portfolioübernahmen gehören für uns inzwischen zum Alltagsgeschäft, und wir haben bereits mehrfach erfolgreich Kundenmigrationen durchgeführt. Dazu gehört, dass wir die Belieferung mit Energie unterbrechungsfrei sicherstellen.“

Die Vereinbarung war bereits am 24. September 2025 geschlossen worden und bildet einen zentralen Baustein der strategischen Neuausrichtung von Clearvise hin zu einer dividendenorientierten und kosteneffizienten „YieldCo“, wie es in der Mitteilung heißt. Der Begriff „YieldCo“ stammt aus dem angelsächsischen Finanz- und Energiemarkt und bezeichnet Unternehmen, deren Hauptzweck in der Erwirtschaftung und Ausschüttung stabiler laufender Erträge liegt.

Mit dem Schritt habe Tion Renewables wesentliche operative Geschäftsaktivitäten von Clearvise übernommen. Zudem wechselten sämtliche Mitarbeitenden von Clearvise zu Tion. Tion Renewables ist ein Erzeuger erneuerbarer Energien mit Hauptsitz in München, der Wind- und Solarparks in mehreren europäischen Ländern betreibt. Die Clearvise AG mit Sitz in Frankfurt am Main ist ein börsennotierter Betreiber von Onshore-Wind- und Solaranlagen.

Kombinierte Anlagen von fast 1.000 MW

Laut den Unternehmen soll das vollständige Outsourcing Clearvise ermöglichen, sich stärker auf die Rolle als Eigentümerin eines Bestandsportfolios zu konzentrieren. Ende 2025 verwaltete Clearvise ein Onshore-Wind- und Solarportfolio von rund 489 MW, davon 388 MW in Betrieb. Tion Renewables betrieb zu diesem Zeitpunkt eigene Anlagen mit einer Leistung von rund 430 MW. Durch die Bündelung ergibt sich ein kombiniertes Portfolio von knapp 1.000 MW.

Tion ist zugleich der größte Minderheitsaktionär von Clearvise und unterstützt nach eigenen Angaben den strategischen Kurswechsel. Aus Sicht von Tion biete die Integration des Clearvise-Teams auch Vorteile für die eigene Unternehmensentwicklung. Laut Tion schafft das größere verwaltete Portfolio Skaleneffekte im Betrieb, beschleunigt die Digitalisierung von Prozessen und ermöglicht einen effizienteren Einsatz von spezialisiertem Fachpersonal. Davon sollen beide Unternehmen profitieren.

Führungswechsel erfolgt

Mit dem neuen Zuschnitt sind auch personelle Veränderungen bei Tion Renewables verbunden. Mitgründer Christoph Strasser wird seine Funktion als Chief Investment Officer im Sommer 2026 auf eigenen Wunsch niederlegen und das Unternehmen verlassen. Mitbegründer Martin Siddiqui ist bereits Ende 2025 aus dem Unternehmen ausgeschieden.

Bereits im Oktober 2025 hatte Manuel Sieth, zuvor CFO von Clearvise, die Position des CFO bei Tion Renewables übernommen. Zusätzlich verantwortet er nun auch die Funktion des CIO. Oliver Störkel, bislang Head of Asset Management bei Clearvise, leitet künftig den Bereich Asset Management & Execution bei Tion. Martin Lemmer, zuvor Investment Director DACH, wurde zum Head of Investment Management befördert.

Bär war zuvor über viele Jahre im Fernwärme-Geschäft von Eon tätig und verantwortete bei Eon Infrastructure Solutions (EIS) in verschiedenen Rollen national wie international den Vertrieb von Infrastruktur- und Wärmelösungen im B2B-Umfeld.

Anschließend war Bär unter anderem bei Honeywell im internationalen Geschäft für Energie- und Wärmeprojekte tätig und verantwortete zuletzt als Global Vice President Sales bei Eon One den Auf- und Ausbau skalierbarer digitaler Lösungen unter anderem auch KI-gestützte Wärmetechnologien.

Bei Paul Tech soll Bär künftig den Ausbau der Wärmepumpen- und Effizienzlösungen für die Wohnungswirtschaft vorantreiben und neue Partnerschaften mit Bestandshaltern, Stadtwerken, Versorgern und Industriepartnern entwickeln.
 
Zuvor hatte es beim Gebäudemanagement-Spezialisten im vergangenen Jahr Veränderungen im Führungsteam gegeben. Thomas Körfer und Patrick Weiden verstärken seit März 2025 den Vorstand der Paul Tech AG. Körfer verantwortet unter anderem die Bereiche Think Tank, Data Science und künstliche Intelligenz sowie Framework Development. Auch der Bereich Finanzen wurde zu einem neuen Vorstandsressort und ist mit Patrick Weiden als Vorstand Finanzen (CFO) besetzt worden. Thomas Eusterholz verließ hingegen im Juli 2025 das Unternehmen.

Das Führungsteam von Paul Tech besteht damit derzeit aus dem Vorstandsvorsitzenden Sascha Müller, dem Vorstand Operations (COO) Oliver Schwager, Thomas Körfer (Data Science) sowie Patrick Weiden (Finanzen) – und ab Februar verstärkt Kevin Bär als CSO.

Das Unternehmen ist ein Entwickler, Erbauer und Betreiber von Biomethan-Anlagen mit Sitz in Regensburg. Das seit 2022 eigenständige Unternehmen ist in Deutschland, Italien, Spanien und Polen aktiv und hat nach eigenen Angaben mehr als 40 Bioenergie-Projekte in Europa realisiert.

Nach Angaben von „VORN Bioenergy“ bringt Lennertz langjährige Erfahrung aus der Bioenergie- und Erneuerbaren-Branche mit. Er kommt vom Energiekonzern Uniper, wo er am Aufbau des europäischen Geschäfts mit erneuerbaren Energien beteiligt war und Projekte im Multi-GW-Bereich verantwortete. Lennertz folgt auf Thorsten Holl, der das Unternehmen in den vergangenen drei Jahren geführt hat

Die kaufmännische Verantwortung übernimmt Manuel Fernandez Duran. Er war zuletzt als CFO bei Blue Float Energy tätig. Nach Unternehmensangaben verfügt Duran über mehr als 18 Jahre Erfahrung in Finanzfunktionen. 

Das Managementteam ergänzt Michael Wallis Olausson als COO. Er ist seit Februar 2025 für „VORN Bioenergy“ tätig und bringt mehr als 15 Jahre Erfahrung in der Biogasbranche mit. Sein Fokus liegt auf Projektbau und Anlagenbetrieb.

Auf den Gaspreis wirkte sich die leichte Entspannung um den Iran allerdings nicht aus. Hier scheinen weitere Faktoren die Preise zu treiben, etwa die bevorstehende weitere, offenbar länger andauernde Kältewelle in Nordwesteuropa, eine höhere asiatische LNG-Nachfrage, weil auch dort die Temperaturen zurückgehen, und die Sorge wegen der deutlich rückläufigen Speicherstände.

Die europäischen Gasspeicherstände könnten auch bei einem Winter mit durchschnittlichen Temperaturen auf unter 30 Prozent sinken, so das Beratungshaus Icis in einer aktuellen Analyse. Kälte und schwacher Wind könnten die Gaspreise im laufenden ersten Quartal des Jahres stützen.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead legte 8,25 Euro auf 110,00 Euro/MWh im Base und 15,50 Euro auf 127,25 Euro/MWh im Peak zu. An der Börse kostete der Day-ahead 109,73 Euro/MWh in der Grundlast und 126,95 Euro/MWh in der Spitzenlast. 

Ursache für den Preisanstieg beim Day-ahead war ein von einigen Wetterdiensten für Freitag vorhergesagtes geringeres Windaufkommen und der feste Day-ahead am französischen Markt, der die deutschen Preise etwas übertraf. Die Meteorologen von Eurowind allerdings gehen für den Freitag mit 26,5 Gigawatt von einer höheren Einspeiseleistung der Erneuerbaren aus als für den Berichtstag, für den nur 24,4 Gigawatt prognostiziert wurden.

An den Folgetagen soll die Einspeiseleistung tendenziell zurückgehen. Unterstützung erhielt das kurze Ende auch von sich mehr und mehr verfestigenden Wetterprognosen, die für die neue Woche wieder unterdurchschnittliche Temperaturen in Deutschland vorhersagen.

Am langen Ende legte das Strom-Frontjahr im Verbund mit Gas und CO2 um 0,88 Euro auf 86,83 Euro/MWh zu.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag weiter kräftig zugelegt. Der Dec 26 gewann im Tandem mit Strom und Gas bis 13.10 Uhr um 1,45 Euro auf 93,27 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 21,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 93,80 Euro, das Tief bei 92,15 Euro je Tonne. Redshaw Advisors sieht den nächsten bedeutenden Widerstand bei 95,85 Euro. Allerdings sei der Dec 26 überkauft, sodass Gewinnmitnahmen nicht ausgeschlossen werden könnten.

Erdgas: Erneut fester haben sich die europäischen Gaspreise am Donnerstag gezeigt. Der Frontmonat Februar am niederländischen TTF gewann bis 13.15 Uhr um 1,20 Euro auf 33,30 Euro/MWh. 

Die europäischen Erdgaspreise steigen, weil die Unruhen im Iran trotz nachlassender Befürchtungen vor einer unmittelbar bevorstehenden Reaktion der USA gegen Teheran Sorgen über mögliche Störungen der globalen Märkte aufkommen lassen.

Die Preise wurden auch durch rückläufige Gasbestände in der gesamten EU und die Erwartung einer stärkeren Nachfrage nach Flüssigerdgas in Asien gestützt. „Teile Asiens, darunter Nordwestchina, die koreanische Halbinsel und Japan, werden voraussichtlich von einer Kältewelle heimgesucht, die die Nachfrage nach Heizenergie in die Höhe treiben dürfte“, so die Analysten von ANZ Research.

Auch in Nordwesteuropa und Deutschland werden die Temperaturen in der neuen Woche auf unterdurchschnittliche Werte sinken.