Die Klage sei am 16. Januar 2026 beim zuständigen Gericht der Europäischen Union eingereicht worden, teilt Regas mit. „Die staatliche Förderung für LNG-Terminals in Höhe von fünf Milliarden Euro ist nicht notwendig und schadet dem Wettbewerb. Sie führt zur Reduzierung von Kapazitäten, hat nachteilige Auswirkungen auf die Befüllung der deutschen Gasspeicher und schwächt damit die Versorgungssicherheit“, kritisiert Ingo Wagner, geschäftsführender Gesellschafter Deutsche Regas, die Bundesregierung.

Die Beihilfe soll die Verluste der DET für den Betrieb der Anlagen bis zum Ende des Mietzeitraums abdecken, heißt es in einer Mitteilung der EU-Kommission aus dem Dezember 2024. Die FSRU seien auf dem Höhepunkt der Energiekrise gemietet worden, als die Nachfrage und die Kosten sehr hoch waren. Darüber hinaus ermögliche die begrenzte Betriebszeit keine vollständige Kostendeckung. Daher sei von Anfang an erwartet worden, dass diese Terminals mit Verlust betrieben würden. Die Nettogesamtbeihilfe zwischen 2023 und 2033 werde sich voraussichtlich auf 4,06 Milliarden Euro belaufen. Sollten die Verluste höher ausfallen als erwartet, könnte der Nettobeitrag auf insgesamt 4,96 Milliarden Euro anwachsen.

Weniger als „ein Zehntel der Kosten“

Die Deutsche Regas hingegen habe „bereits zu Beginn der Energiekrise im Jahre 2022 zwei privat finanzierte LNG-Terminals in Rekordzeit zu weniger als einem Zehntel der Kosten der Bundesterminals aufgebaut“, zitiert das Unternehmen seinen Chef in der aktuellen Mitteilung.

Die LNG-Importe nach Deutschland summierten sich nach Zahlen der Bundesnetzagentur im vergangenen Jahr auf rund 105,4 Milliarden kWh – ein Plus um rund 53 Prozent im Vergleich zu 2024. Allein im vierten Quartal gelangten 31,8 Milliarden kWh über die deutschen LNG-Terminals ins Netz. 12,5 Milliarden kWh gelangten in den zurückliegenden drei Monaten nach Angaben der Deutschen Regas über deren Anlage in Mukran ins Land. Auf den Dezember entfielen 4,2 Milliarden kWh. „Im Dezember 2025 war das Energie-Terminal ,Deutsche Ostsee‘ erneut der wichtigste LNG- Einspeisepunkt in Deutschland“, teilte das Unternehmen damals mit.

An das Oberverwaltungsgericht Münster wenden sich in diesem Fall rund zwei Dutzend Menschen, die teils auch der Initiative „Windsinn-Nottuln“ angehören. Die am OVG Münster zu behandelnde Klage ist gegen den Kreis Coesfeld gerichtet. Interessant ist, dass die Gegner des Projekts bereits in einem frühen Stadium eingreifen. Sie beklagen einen positiven Vorbescheid für den Windpark „Nottuln-Stockum“, den die Kreisverwaltung als Genehmigungsbehörde den Stadtwerken im Frühjahr 2025 erteilt hatte.

Kompletter Genehmigungsantrag soll in diesem Jahr kommen

Münsters Energieversorger will im Westen Nottulns laut Projektinternetseite „bis zu sieben“ Windenergieanlagen modernen Typs und mit einer Gesamthöhe von jeweils 260 Metern errichten. Hier gibt es einen Widerspruch zu den Windkraft-Gegnern, die in ihrer Kampagne von acht Turbinen sprechen. Die Anlagen könnten nach Angaben der Stadtwerke ab 2028 etwa 30.000 Haushalte der Region mit Ökostrom versorgen.

Nach dem positiven Vorbescheid will der Versorger noch 2026 die Unterlagen für die immissionsschutzrechtliche Genehmigung einreichen. Daraufhin müsste der Kreis eine endgültige Entscheidung über das Vorhaben fällen. Die Stadtwerke Münster erklären auf Anfrage dieser Redaktion, die Klage „zur Kenntnis“ genommen zu haben.

Der Versorger muss sich allerdings schon vor einem möglichen Verhandlungstermin am OVG auf eine Begegnung mit den Klagenden einstellen. Die Initiative „Windsinn-Nottuln“ hat am 20. Januar eine Online-Petition gegen das Projekt geschlossen, bei der sie mehr als 1.700 Unterschriften gesammelt haben will.

Initiative will Petition am 27. Januar in Münster übergeben

Diese Liste will sie nach eigenen Angaben am 27. Januar am Sitz der Stadtwerke überreichen, wenn der neue Aufsichtsrat der Westfalen zu seiner konstituierenden Sitzung zusammenkommt. Die Petition richtet sich zugleich an die Stadtwerke sowie den Landrat des Kreises Coesfeld, den Bürgermeister und den Gemeinderat von Nottuln.

Die Gegner möchten das Projekt komplett stoppen und Anlagen am liebsten grundsätzlich nur zwei Kilometer an die Wohnbebauung heranreichen lassen. Zusätzlich zu Petition und Klage ist die Initiative mit einem offenen Brief an den Stadtwerke-Aufsichtsrat herangetreten. Dieser beinhaltet laut Medienberichten das Angebot zum Dialog und zugleich die Aufforderung an die Stadtwerke, ihre Energiepläne nicht in Umlandkommunen zu verwirklichen. Der Versorger prüfe das Schreiben aktuell, so die Sprecherin der Stadtwerke.

Die Gegner verweisen in ihrer Klage auch darauf, dass das vorgesehene Gebiet außerhalb des 2025 verabschiedeten Regionalplans für das Münsterland liege. Das ist formell richtig und hat auch damit zu tun, dass die Stadtwerke ihr Vorhaben an die Gemeinde zu einem Zeitpunkt herangetragen hatten, als der Flächennutzungsplan aufgehoben war und damit Windkraftplanungen im Außenbereich weitgehend möglich waren.

Ein Sprecher des beklagten Kreises Coesfeld bestätigte auf Anfrage, dass die Verwaltung über die Klage informiert sei. Darin bringen die Gegner vor, es hätte eine Vorprüfung zur Umweltverträglichkeit geben müssen. Darauf erwidert der Kreis, es hätten keine besonderen örtlichen Gegebenheiten vorgelegen, die eine Vorprüfung im Rahmen des Vorbescheidverfahrens erforderlich gemacht hätten.

Ob es tatsächlich eine Umweltverträglichkeitsprüfung geben muss, kläre sich nach Einreichen aller Antragsunterlagen im vollständigen Genehmigungsverfahren, so der Sprecher des Kreises Coesfeld. Diese Unterlagen seien noch nicht eingereicht.

 
Die Grafik zeigt, wie sich Treibhausgasemissionen in den größten Verursacherländern und -regionen entwickelt haben und wie stark sie fallen müssen, damit die jeweiligen Länder ihre Klimaziele − sofern vorhanden − einhalten. Von den vier größten Verursachern, China, India, USA und der Europäischen Union, ist nur letztere auf dem Weg, bis 2030 eine signifikante Reduzierung zugunsten des Klimas zu verwirklichen.

Der Wasserstoffhochlauf sei politisch gewollt und strategisch notwendig, gerate in der Praxis jedoch zunehmend ins Stocken, betont Christian Seyfert. „Hohe Produktionskosten, fehlende Nachfrageanreize und unzureichend koordinierte Förderinstrumente verhindern derzeit, dass Wasserstoff in der Industrie in die Breite kommt. Hier braucht es jetzt einen strukturellen Ansatz“, so der VIK-Hauptgeschäftsführer.

Zwar habe es Fortschritte bei Elektrolyseprojekten, Infrastrukturvorhaben und einzelnen industriellen Anwendungen gegeben. Dennoch könnten sie viele Unternehmen nicht wirtschaftlich umsetzen. Insbesondere im Vergleich zu Wasserstoff auf Erdgasbasis sei die Produktion von erneuerbarem und CO2-armem Wasserstoff deutlich teurer. Bestehende Förderprogramme setzten zwar wichtige Impulse, griffen nach Einschätzung des VIK jedoch häufig nur punktuell, seien administrativ aufwendig und böten keine ausreichende langfristige Planungssicherheit.

Intermediäre mit staatlicher Absicherung

Nach Überzeugung des VIK können sogenannte Wasserstoff-Midstreamer Abhilfe schaffen. Diese sollen als Intermediäre mit staatlicher Absicherung zwischen Erzeugern und Abnehmern langfristige Liefer- und Abnahmeverträge bündeln und Preis- sowie Mengenrisiken übernehmen. Fördermittel sollen die Differenz zwischen Produktionskosten und der begrenzten Zahlungsbereitschaft potenzieller Abnehmer gezielt ausgleichen. Contract-for-Difference-Modelle sind nach Einschätzung des Verbands dafür geeignete Instrumente.

So könne eine zentrale Lücke im gegenwärtigen Förderrahmen geschlossen und auch kleinen und mittleren Industrieunternehmen der Einstieg in den Wasserstoffmarkt ermöglicht werden, erklärt Seyfert.

Als Vorbild könne der Erdgasmarkt dienen. Auch dort hätten Midstreamer eine wichtige Rolle beim Markthochlauf gespielt. Für den deutlich komplexeren Wasserstoffmarkt sei eine koordinierende Instanz aus Sicht des Verbands umso relevanter. Gleichzeitig betont der VIK, dass ein Midstreamer keine eigene Infrastruktur betreiben solle. Vielmehr gehe es um eine marktliche Ausgleichs- und Absicherungsfunktion.

Wesentlich sei zudem, dass ein Midstreamer in der Hochlaufphase technologieoffen ausgestaltet sei. Neben erneuerbarem Wasserstoff sollten daher auch andere CO2-arme Wasserstoffarten einbezogen werden. Nur so könnten kurzfristig ausreichende Mengen bereitgestellt und der Förderbedarf effizient begrenzt werden.

Ein dauerhaft subventionierter Markt sei nicht das Ziel, erklärt Seyfert. „Wasserstoff-Midstreamer sollen das aktuelle ‚Henne-Ei-Problem‘ überwinden und so den Übergang zu einem liquiden, wettbewerblichen Markt ermöglichen, der perspektivisch ohne staatliche Förderung auskommt“, so der VIK-Hauptgeschäftsführer.

Details zum Midstreamer-Konzept stehen auf der Internetseite des VIK zur Verfügung.

Bei sehr niedrigen Temperaturen wie beispielsweise im Winter 2010 mit minus 4,6 Grad Celcius könnte es bei den derzeitigen Speicherfüllständen auf „historisch niedrigem Niveau“ durchaus zu Unterdeckungen kommen, warnt Ines. Was aber, so schränkt man ein, keine physische-Nicht-Versorgung bedeute, sondern starke Preissteigerungen, die Verbrauchsreduktionen erzwingen. Erste Preissteigerungen an den Großhandelsmärkten seien bereits zu beobachten. 

Die aktuellen Speicherstände, so heißt es seitens des Branchenverbandes, erinnerten an das Krisenjahr 2021/2022, als man beim russischen Angriff auf die Ukraine nicht nur mit leeren Speichern, sondern auch mit ausbleibenden Gaslieferungen über die Nordstream-Pipeline dastand. Nach Ines-Angaben ging es 2025 mit einem Speicherfüllstand von lediglich 75 Prozent in die Heizperiode. Zum Jahresbeginn 2026 lag der Wert bei 57 – und damit 23 Prozentpunkte unter dem Vorjahreswert. 
 
Ursächlich für die unzureichende Befüllung sind, so die Einschätzung von Ines, unter anderem die bestehenden Füllstandsvorgaben und die damit verbundenen Marktverzerrungen. Diese beeinflussten die Preisbildung, dämpften den saisonalen Sommer-/Winter-Spread und schwächten damit die marktwirtschaftlichen Anreize zur Einspeicherung. Über das Gasspeichergesetz bestand für die Bundesregierung die Möglichkeit, staatliche Instrumente einzusetzen und höhere Füllstände sicherzustellen. Davon wurde kein Gebrauch gemacht, da hohe Kosten befürchtet wurden.

Zeit der Hamsterkäufe ist vorbei

Wir erinnern uns: Trading Hub Europe (THE) hat als Marktgebietsverantwortlicher auf Weisung der Bundesregierung im Sommer und Herbst 2022 große Mengen Gas zu horrenden Preisen am Spotmarkt eingekauft, um die Gasspeicher vor dem Winter auf durch die Politik vorgegebene Füllstände zu bringen. Diese Monate waren geprägt von extrem hohen Gaspreisen nach dem russischen Lieferstopp über Nord Stream – und es wurde Gas „egal zu welchem Preis“ eingekauft, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. 

Ines-Geschäftsführer Sebastian Heinermann: „Der milde Winterverlauf hat die Lage kurzfristig entschärft, darf aber nicht darüber hinwegtäuschen, dass die Speicherbefüllung vor dem Winter 2025/26 unzureichend war. Die aktuellen Mechanismen sichern die Versorgungssicherheit nicht ausreichend ab. Der gesetzliche und regulatorische Rahmen muss deshalb weiterentwickelt werden. Gleichzeitig braucht es auf europäischer Ebene harmonisierte Rahmenbedingungen, damit deutsche Speicher an einem fairen Wettbewerb teilnehmen können.“ 

LNG als Alternative

Stefan Dohler, EWE-Vorstandsvorsitzender, hat sich kürzlich ebenfalls zum Thema geäußert. Er wies in einem Presseinterview warnend darauf hin, dass die aktuelle Füllstandsituation so schlecht sei wie Anfang 2022. Grund sei, so der Chef des Oldenburger Energieversorgers, dass im vergangenen Sommer keine ausreichenden Preissignale für eine stärkere Einspeicherung von Gas aus dem Markt kamen. Staatliche Vorgaben wie in der Krise von 2022 bis 2024 seien dagegen weggefallen. Dohler regte an, neben der strategischen Erdölreserve eine strategische Gasreserve anzustreben. In Österreich zum Beispiel werde über ein solches Modell Gas als Puffer eingespeichert, das nur für Notfälle vorgesehen sei. Eine staatliche Stelle regle die Befüllung über Ausschreibungen. 
 
Eine Sprecherin des Bundeswirtschaftsministeriums verwies im Kontext der Kritik an den niedrigen Speicherfüllständen auf die inzwischen gut ausgebaute LNG-Infrastruktur in Deutschland und Europa, die zusätzlich zur Hauptversorgung durch Pipelineimporte aus Norwegen zur Verfügung steht. Nach den Zahlen von Ines wurde von Januar bis Dezember 2025 über europäische Terminals LNG im Umfang von 4,4 Milliarden kWh pro Tag importiert. Besonders hohe Mengen kamen über Frankreich, die Niederlande sowie über Italien, Spanien, das Vereinigte Königreich und Belgien. Dabei blieben große Importkapazitäten ungenutzt: Diese entsprechen zusammen 9,7 Milliarden kWh pro Tag.

Laut VKU knüpft die Stellungnahme an frühere Beiträge im sogenannten „AgNes“-Prozess an. Bereits im Juni 2025 hatte der Verband seine grundsätzlichen Positionen zur Reform der Netzentgelte eingebracht. Der aktuelle Text bezieht sich insbesondere auf jene Teile des Orientierungspapiers, die Gegenstand eines Workshops der Bundesnetzagentur im Dezember 2025 waren. Im Fokus stehen Netzentgeltkomponenten für Kunden oberhalb der Niederspannungsebene sowie für Niederspannungskunden mit einem Jahresverbrauch von mehr als 100.000 kWh.

Effektive Netznutzung anreizen

Nach Darstellung des VKU verfolgt die Bundesnetzagentur mit dem vorgestellten Modell das Ziel, Netzentgelte stärker zur Steuerung von Engpässen einzusetzen. Die Behörde setze dabei auf marktorientierte Preissignale nach dem Prinzip der „Kupferplatte“, so der Verband. Dieser Ansatz greife zu kurz. Der VKU kritisiert, dass das Modell Anreize zur effizienten Nutzung physischer Netzkapazitäten nicht ausreichend berücksichtige. Stattdessen dominiere ein engpassorientierter Marktsignalansatz, der die tatsächlichen Netzkapazitäten nur unzureichend abbilde.

Konkret sieht das Modell der Bundesnetzagentur laut VKU einen Kapazitätspreis für eine vom Netznutzer frei wählbare Kapazität vor. Ergänzt wird dieser durch zwei Arbeitspreise: einen regulären Arbeitspreis innerhalb der bestellten Kapazität und einen höheren Arbeitspreis bei Überschreitungen. Hinzu kommt ein dynamischer Arbeitspreis, der laut Bundesnetzagentur eine Anreizfunktion übernehmen soll. Nach Auffassung des VKU erfüllen jedoch allein diese dynamischen Komponenten eine Steuerungsfunktion, während die übrigen Elemente primär der Finanzierung dienen.

Der VKU bemängelt, dass das Modell damit Fehlanreize setze. Es trage wenig zur optimalen Nutzung vorhandener Netzkapazitäten bei, orientiere sich nicht an den tatsächlichen Kosten der Netzplanung und könne zu strategischem Verhalten bei der Kapazitätsbestellung führen. Zudem verweist der Verband auf die hohe Komplexität des Ansatzes und den erheblichen Umsetzungsaufwand für Netzbetreiber und Netznutzer.

Kundengruppen besser zuschneiden

Ein weiterer Kritikpunkt betrifft die Abgrenzung der betroffenen Kundengruppen. Die von der Bundesnetzagentur vorgeschlagene Schwelle von 100.000 kWh Jahresverbrauch hält der VKU zwar für praktikabel, langfristig jedoch für nicht sachgerecht. Stattdessen plädiert der Verband für eine klare Definition auf Basis der Messsysteme. Maßgeblich sollte laut VKU sein, ob Kunden über eine registrierende Leistungsmessung verfügen.

Alle leistungsgemessenen Kunden sollten einbezogen werden. Perspektivisch könne das neue Netzentgeltmodell auch für Kunden mit intelligenten Messsystemen optional gelten, während für andere Kundengruppen bewährte Abrechnungslogiken beibehalten würden.

Kapazität stärker gewichten

Grundsätzlich begrüßt der VKU, dass die Bundesnetzagentur die Kapazität als Finanzierungsgröße stärker in den Blick nimmt. Eine neue Netzentgeltsystematik sei jedoch nur dann sinnvoll, wenn sie konsequent auf Kapazitätsmanagement ausgerichtet werde. Nach Ansicht des Verbands sollte der größte Teil der Netzentgelte verbrauchsunabhängig über Kapazitätsentgelte erhoben werden. Der VKU hält einen Anteil von mindestens 70 Prozent für erforderlich.

Zugleich fordert der Verband klare Vorgaben zur Mindestkapazität. Ohne solche Vorgaben bestehe die Gefahr, dass einzelne Netznutzer keine Kapazitätsentgelte zahlen und die Kosten der Netzvorhaltung auf andere Kunden verlagert würden. Auch Überschreitungen der bestellten Kapazität sollten nach Auffassung des VKU sanktioniert werden, vorzugsweise über zusätzliche Kapazitätspreise und nicht über stark erhöhte Arbeitspreise.

Abschließend spricht sich der VKU für eine schrittweise Einführung einer neuen Netzentgeltsystematik aus. Insbesondere für kleinere leistungsgemessene Kunden sollten vereinfachte Verfahren gelten. Ein regelmäßiges Monitoring sei notwendig, um die Wirkungen der Reform zu bewerten. Der Verband kündigt an, sich weiter konstruktiv in den AgNes-Prozess einzubringen und Vorschläge für eine aus seiner Sicht zukunftsfähige und effiziente Netzentgeltsystematik zu liefern.

Eine belastbare 1:1-Vergleichbarkeit von THG-Bilanzen sei derzeit faktisch ausgeschlossen, erklärt Jonas Lepping, Abteilungsleiter Klimaschutz und Nachhaltigkeit bei der Asew. Dies liege vor allem an methodischen Spielräumen. Diese ergäben sich unter anderem durch unterschiedliche organisatorische und operative Bilanzgrenzen, abweichende Emissionsfaktoren, die Qualität der zugrunde liegenden Daten sowie die Versorgungsstruktur der Stadtwerke. „Dennoch besteht naturgemäß ein berechtigtes Interesse an Orientierung, weshalb die Asew sich mit einem ersten Branchen-Benchmarking beschäftigt hat“, so Lepping.

Die Asew hat nach eigenen Angaben in den vergangenen Jahren mehr als 110 THG-Bilanzen von Stadtwerken begleitet und ausgewertet. Auf dieser Basis seien 28 Bilanzen unter bestmöglicher Harmonisierung analysiert worden. Ziel sei keine Normierung gewesen, sondern eine praktikable Vergleichbarkeit der vorhandenen Daten, um typische Muster und Verteilungen sichtbar zu machen.

Für die Auswertung hat die ASEW methodische Festlegungen getroffen. Dazu zählten einheitliche Emissionsfaktoren sowie eine kostenbasierte Bilanzierung, die sich nach Vorgaben des Greenhouse Gas Protocols richtet.

Klassisches Benchmarking gegenwärtig nicht möglich

Ein klassisches Benchmarking sei dennoch gegenwärtig nicht möglich, sagte Maria Möhner, Teamleiterin Klimaschutz bei der Asew. Die Analyse könne Stadtwerken aber eine erste belastbare Orientierung geben, wenn sie die Ergebnisse ihrer eigenen THG-Bilanz besser einordnen wollten.

Demnach zeige sich bei den betrachteten Stadtwerken ein deutliches strukturelles Muster: Den größten Anteil an den Gesamtemissionen verursache häufig der Verkauf von Strom und Erdgas. Mit steigender Datenqualität könnten sich die Anteile einzelner Kategorien verschieben, wodurch die Bilanz insgesamt aussagekräftiger werde. Ein auffälliger Ausreißer sei unter den Stadtwerken entdeckt worden. Dort seien erworbene Waren und Dienstleistungen vollständig erfasst worden, einschließlich Emissionen durch Bautätigkeiten und sämtlicher Anschaffungen des Jahres. Hinzu komme, dass das betreffende Stadtwerk ausschließlich Grünstrom vertreibe. Laut Möhner, Teamleiterin Klimaschutz bei der Asew, zeigt der Fall beispielhaft, dass Vergleichbarkeit nur bedingt ohne Kontext möglich ist. Generell werde der Einkauf in vielen Stadtwerken bislang nur wenig detailliert betrachtet, könne aber eine relevante Emissionsquelle darstellen.

Die Asew betonte, die Auswertung liefere keine „guten“ oder „schlechten“ Werte, sondern orientierende Spannweiten. Absolute Emissionswerte seien nur im jeweiligen Kontext interpretierbar. Lepping wünscht sich, dass die Ergebnisse Stadtwerke ermutigen, sich intensiver mit der eigenen Bilanz auseinanderzusetzen und Abweichungen besser zu verstehen. 

Abschließend mahnt Lepping: „Eine umfassendere Bilanzierung darf nicht negativ ausgelegt werden. Kreditgeber und andere Stakeholder müssen stärker darauf achten, was in einer THG-Bilanz enthalten ist und wie sie erstellt wurde – nicht allein auf die Höhe der ausgewiesenen Summe. Transparenz und Vollständigkeit dürfen nicht zum Risiko gemacht werden, sondern sollten Voraussetzung für glaubwürdigen Klimaschutz sein.“

Die Stadtwerke Heinsberg waren ebenso wie das Rathaus nicht auf dem üblichen Weg zu erreichen. Die Hacker haben Telefonverbindungen und Mailadressen lahmgelegt, vermutlich bereits am 16. Januar. Unterdessen hatte die Verwaltung der Öffentlichkeit ersatzweise einige Handytelefonnummern und eine Mailadresse zur Verfügung gestellt. Diese finden sich auf den Webseiten von Stadt und Versorger.

Die Stadtwerke sind eine Eigengesellschaft der Kommune und vorrangig für die Wasserversorgung und ein Hallenbad im Ort verantwortlich. Zum Aufgabengebiet zählt allerdings auch der Betrieb von ursprünglich drei Blockheizkraftwerken zur Versorgung des Bades. Von ihnen sei eins noch am Netz, so Geschäftsführer Jens Holthausen auf Anfrage.

Die Arbeit in diesen Bereichen ist offenbar nicht durch die Cyberattacke beeinträchtigt. Gleichwohl könne die Verwaltung vereinbarte Dienstleistungen vor Ort derzeit nicht erbringen, heißt es auf der Website der Kommune.

Offiziell sprach Heinsberg anfangs von „einer technischen Störung vermutlich auf Grund eines Cyber-Angriffes“. Analog zu den Stadtwerken Detmold hat die Zentral- und Ansprechstelle Cybercrime Nordrhein-Westfalen (ZAC NRW) in der Zwischenzeit auch hier ein Ermittlungsverfahren eingeleitet, bestätigte ein Sprecher der zuständigen Generalstaatsanwaltschaft Köln auf Anfrage dieser Redaktion.

Kommune und ZAC NRW würden sich eng austauschen, so der Sprecher weiter. Das Verfahren befinde sich gleichwohl noch in einem frühen Stadium. Aus ermittlungstaktischen Gründen seien keine weiteren Angaben möglich.

Auch die Pressestelle der Stadt konnte auf Anfrage nicht ins Detail gehen. Die Wasserversorgung jedenfalls sei nicht betroffen. Zum jetzigen Zeitpunkt sei zudem unklar, wann Verwaltung und Stadtwerke wieder in gewohntem Maße erreichbar seien.

Die Cybercrime-Abteilung der Generalstaatsanwaltschaft spricht von „durchgängigen“ Angriffen auf Einrichtungen des privaten und öffentlich-rechtlichen Sektors. Einen Schwerpunkt bei den Zielen könne die Behörde nicht ausmachen. Sie gehe davon aus, dass die Attacken „weniger bestimmten Institutionen, sondern vielmehr Sicherheitslücken in IT-Infrastrukturen“ gelten. Eine Statistik über betroffene Stadtwerke führt die ZAC NRW nicht.

Laut der Behörde bildet die Karte zum Start die Ladepunkte der drei größten Betreiber im öffentlichen Raum ab. Damit seien rund 80 Prozent der öffentlichen Ladeinfrastruktur in Berlin erfasst. Weitere Anbieter sollen im Laufe des Jahres folgen. Die Daten lassen sich nach Angaben der Verwaltung auch von externen Kartendiensten nutzen. Dazu gehören neben Standort- und Verfügbarkeitsinformationen auch Angaben zu den Ladepreisen.

Preise für Ad-hoc-Laden angezeigt

Für den Aufbau und den Betrieb der öffentlichen Ladeinfrastruktur koordiniert das Ladeinfrastrukturbüro des Senats die Aktivitäten von inzwischen 15 Betreibern auf Berlins Straßen. Nach Darstellung der Senatsverwaltung war es bislang aufwendig, sich einen Überblick über Eigenschaften und Auslastung der mehr als 6.000 öffentlich zugänglichen Ladepunkte in der Stadt zu verschaffen. Zudem fehlte eine transparente Vergleichsmöglichkeit für Direktladepreise, da die Informationen auf unterschiedliche Plattformen und Anbieter verteilt waren. 

Die digitale Karte stellt erstmals anbieterübergreifend dar, welche Preise an einzelnen Standorten für das Ad-hoc-Laden gelten. Das soll die Planung von Ladevorgängen erleichtern und die Transparenz im öffentlichen Ladenetz erhöhen. Grundlage für das neue Angebot sind Daten, die die Senatsverwaltung in den vergangenen drei Jahren zusammengeführt hat. Das Berliner Ladenetz umfasst laut Verwaltung inzwischen mehr als 3.500 Ladepunkte im öffentlichen Raum. Knapp 3.000 dieser Ladepunkte sind nun auf die Digitale Plattform Stadtverkehr (DPS) der Verkehrsinformationszentrale (VIZ) aufgeschaltet worden.

Laufende Aktualisierung geplant

Die DPS dient als zentrale technische Infrastruktur für Verkehrsdaten in Berlin. Über sie stellt die Stadt bereits Informationen zu Verkehrslage, Baustellen oder Störungen bereit. Mit der Integration der Ladeinfrastruktur erweitert die Plattform ihr Angebot um einen weiteren Baustein der Elektromobilität. Nach Angaben der SenMVKU aktualisiert die Verwaltung die Daten kontinuierlich und möchte den Funktionsumfang schrittweise ausbauen.

Künftig sollen auf der Plattform zusätzliche Informationen verfügbar sein. Dazu zählen laut Senatsverwaltung Angaben zur Barrierefreiheit einzelner Ladepunkte sowie zu den Stellplatzgrößen. Diese Informationen könnten insbesondere für Nutzerinnen und Nutzer mit besonderen Anforderungen oder größeren Fahrzeugen relevant sein. Die Verwaltung kündigt an, das Angebot fortlaufend an die Bedürfnisse der Anwender anzupassen. Gleichzeitig soll die bessere Datenverfügbarkeit dazu beitragen, den weiteren Ausbau der Ladeinfrastruktur effizienter zu planen und transparenter zu gestalten.

Die Übersichtskarte für E-Ladepunkte Berlin steht im Internet bereit.

Nach Einschätzung von Robert Zurawski, Deutschlandchef von Vattenfall, liegt ein zentraler Grund in den Importabhängigkeiten. Fossile Energieträger wie Erdöl, LNG oder Steinkohle seien in Deutschland und Europa deutlich teurer als in anderen Regionen der Welt, da sie überwiegend importiert werden müssten. Zurawski sieht darin einen strukturellen Nachteil für den Wirtschaftsstandort. Ein dekarbonisiertes Energiesystem erhöhe aus seiner Sicht nicht nur die Wettbewerbsfähigkeit, sondern auch die Unabhängigkeit und Resilienz von Deutschland und Europa.

Lieber in Erneuerbare investieren als Kohle kaufen

Zurawski verweist dabei auf Zahlen der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW). Demnach gibt Deutschland seit 2008 im Durchschnitt rund 81 Milliarden Euro pro Jahr für den Import fossiler Brennstoffe aus. Würden diese Mittel stärker in erneuerbare Energien, Netze und Speicher investiert, entstünde laut Zurawski eine langfristige Infrastruktur mit hoher Verfügbarkeit und perspektivisch günstigeren Preisen. Zudem erhöhe sich die energiepolitische Unabhängigkeit.

Die Umfrage zeigt auch eine breite Unterstützung für die Klimaschutzziele der Bundesregierung. 78 Prozent der Befragten geben an, dass es für Deutschland wichtig oder sehr wichtig sei, bis 2045 klimaneutral zu werden. 22 Prozent halten dieses Ziel für weniger oder nicht wichtig.

Zurawski leitet daraus eine klare Erwartung an die Politik ab. Viele Menschen hätten erkannt, dass sich Deutschland eine Abschwächung der Energiewende langfristig nicht leisten könne. „Deshalb brauchen wir weiterhin einen konsequenten und schnellen Ausbau von Wind- und Solarenergie, flexiblen Speichern und Netzen sowie mehr Flexibilität auch auf der Nachfrageseite“, fordert er.

Hemmnisse abbauen

Gleichzeitig sehen die Befragten zahlreiche Hemmnisse für die Energiewende. 59 Prozent nennen hohe Kosten für Industrie und Verbraucher als zentrales Problem. 58 Prozent sehen Bürokratie und eine aus ihrer Sicht zu starke Regulierung als Bremsfaktoren. Unklare politische Vorgaben bemängeln 49 Prozent, lange Genehmigungsprozesse 46 Prozent.

Für 42 Prozent kommt der Ausbau der Stromnetze zu langsam voran, während 35 Prozent lokalen Widerstand gegen Energieprojekte als Hindernis sehen. Auch aus Sicht von Vattenfall seien dies zentrale Herausforderungen, an denen die Politik arbeiten müsse, betont Zurawski. Investoren benötigten vor allem Planungssicherheit.

Eine deutliche Mehrheit der Befragten spricht sich zudem für eine staatliche Förderung von erneuerbarem Strom aus. 80 Prozent beantworten die Frage, ob erneuerbare Energien weiterhin gefördert werden sollten, mit ja oder eher ja. 20 Prozent lehnen dies ab. Zurawski verweist darauf, dass Vattenfall neue Solar- und Offshore-Windparks heute bereits größtenteils ohne direkte staatliche Förderungen realisiere. Zugleich sei ein verlässlicher Investitionsrahmen notwendig, um das Ausbautempo für einen Anteil erneuerbarer Energien von 80 Prozent am Strommix bis 2030 aufrechtzuerhalten.

Mehrheit will weniger Stromsteuer zahlen

Auch bei der Stromsteuer zeigt die Umfrage ein klares Meinungsbild. 70 Prozent der Befragten sind überzeugt, dass alle Haushalte von einer Absenkung der Stromsteuer auf das EU-Mindestmaß profitieren sollten. Nach der aktuellen Regelung kommen entsprechende Entlastungen vor allem dem produzierenden Gewerbe sowie der Land- und Forstwirtschaft zugute. Zurawski hält eine generelle Absenkung, insbesondere mit Blick auf Elektromobilität und Wärmepumpen, für sinnvoll. Günstigere Strompreise könnten die Nachfrage nach klimafreundlichen Mobilitäts- und Wärmelösungen erhöhen.

Differenzierter fallen die Antworten zur gezielten Entlastung aus. 28 Prozent der Befragten sprechen sich dafür aus, Unternehmen mit Investitionen in energieeffiziente Technologien bei der Stromsteuer stärker zu entlasten. 27 Prozent plädieren für eine Entlastung aller Unternehmen, während 26 Prozent eine stärkere Begünstigung von Haushalten wünschen, die in energieeffiziente Technologien investieren.

Der Vertrag sieht die potenzielle Lieferung von bis zu 105 Onshore-Windturbinen mit einer Leistung von jeweils 7 MW vor. Insgesamt entspricht das einer installierbaren Leistung von bis zu 700 MW. Die Anlagen sollen in den Kernmärkten Österreich, Deutschland, Spanien, Italien, Rumänien und Albanien zum Einsatz kommen. 

Teil der Ausbaupläne von Verbund

Nach Angaben von Verbund Green Power kann mit dem vereinbarten Volumen nach heutigem Stand rund die Hälfte der eigenen Windprojekte umgesetzt werden. Voraussetzung für die tatsächliche Umsetzung bleiben jedoch Genehmigungen, finale Investitionsentscheidungen und projektspezifische Lieferverträge. Der Rahmenvertrag selbst verpflichtet bisher nicht zum Abruf der gesamten Leistung.

Der Energiekonzern Verbund treibt den Ausbau von Wind- und Solarenergie im Rahmen seiner Konzernstrategie „Mission V“ voran. Ziel ist es, dass Photovoltaik- und Windkraftanlagen bis 2030 rund ein Viertel der gesamten Stromerzeugung des Unternehmens stellen. Historisch basiert die Erzeugung des Konzerns vor allem auf Wasserkraft. Verbund hat eigenen Angaben nach aktuell mehr als 1.200 MW erneuerbare Erzeugungskapazität außerhalb der Wasserkraft in Europa installiert oder im Bau. Weitere Projekte befinden sich in unterschiedlichen Entwicklungsphasen. Der Rahmenvertrag mit Nordex soll dazu beitragen, die Lieferkette für künftige Vorhaben abzusichern.

Michael Strugl, Vorstandsvorsitzender der Verbund AG, erklärt, die Vereinbarung stärke die Beschaffungsoptionen für laufende und geplante Projekte und erhöhe die Planungssicherheit in einem wettbewerbsintensiven Marktumfeld. Zudem unterstütze sie die Umsetzung der konzernweiten Ausbauziele.

Nordex baut Zusammenarbeit aus

Auch Nordex ordnet die Vereinbarung als langfristige Partnerschaft ein. Nach Angaben von Jose Luis Blanco, CEO der Nordex Group, stellt der Rahmenvertrag Turbinenkapazitäten für eine umfangreiche Projektpipeline in mehreren europäischen Ländern bereit.

Bereits Ende des vergangenen Jahres hatte Verbund Green Power erstmals Windturbinen bei Nordex für ein Projekt in Rumänien bestellt. Dabei handelt es sich um neun Anlagen des Typs N175/6.X. Mit diesem Projekt ist Nordex erstmals in Rumänien für Verbund tätig.

Der nun vereinbarte Rahmenvertrag erweitert diese Zusammenarbeit auf weitere Länder und Projekte. Ob und wann einzelne Turbinen abgerufen werden, hängt laut Unternehmen vom Fortschritt der jeweiligen Vorhaben ab.

Der Name war das letzte Detail, das im Verschmelzungsprozess der Stadtwerke im Westmünsterland noch zu klären war. Auf Anfrage dieser Redaktion bestätigte eine Sprecherin der Stadtwerke Rhede, dass es eine Einigung auf den gemeinsamen Namen gebe. Dieser müsse aber noch die Zustimmung der jeweiligen Gremien finden, die in der Woche ab dem 16. Februar zusammenkommen und Stadtwerker dann offiziell bekanntgeben wollen.

Seit 2024 hatten die kommunalen Unternehmen Bocholter Energie- und Wasserversorgung GmbH (BEW) und Stadtwerke Rhede ihr Zusammengehen auf allen Ebenen vorbereitet (wir berichteten). Seit November 2025 sind die Stadtwerke Rhede bereits Teil der Stadtwerke Bocholt Gruppe.

Auch das Führungspersonal und die dazugehörige Hierarchie stehen seit diesem Datum fest. Chef des Fusionsunternehmens ist seither der Bocholter Stadtwerke-Geschäftsführer Jürgen Elmer. Mit dem Zusammengehen wollen die Versorger Sicherheit für die künftige Energie- und Wasserversorgung in der Region. Dazu soll es zu Synergien in den Bereichen Technik, Verwaltung und Service kommen.

Elmers direkte Vertreter sind Tim Dröge, bis zuletzt Prokurist der BEW, und Marcel Radmacher, einer der beiden Geschäftsführer aus Rhede. Dessen Co-Geschäftsführer Markus Frenk erweitert den Stadtwerker-Vorstand ebenso im Range eines Prokuristen wie die bisherigen BEW-Prokuristen Jan Kujawa und Dieter ter Horst.

Eine weitere in der Zwischenzeit entschiedene Personalie betrifft den Aufsichtsrat des neuen Unternehmens. Seit Mitte Dezember ist Simon Böing (FDP Rhede) Vorsitzender des Kontrollgremiums.

Würtz ist bei TWB I und II an die Seite des kaufmännischen Geschäftsführers Klaus Horstick (57) getreten. TWB-I-Geschäftsführer Bernd Deharde war Ende 2025 nach zehn Jahren auf eigenen Wunsch ausgeschieden und hatte so Anlass für eine Neuordnung in der Geschäftsführung gegeben. Er wurde mit Lob und Dank verabschiedet.

Auch die technische Geschäftsführerin von TWB-II, Jantje Bolduan (38) vom Kooperationspartner EWE AG aus Oldenburg wurde von ihrer Position entpflichtet und konzentriert sich jetzt auf die Geschäftsführung der IWB. Ihr folgte als technischer TWB-II-Geschäftsführer Ulf-Thido Gerdes (45) nach, der ebenfalls beim Kooperationspartner EWE arbeitet.

TWB II ist ein Gemeinschaftsunternehmen von Trianel und verschiedenen Stadtwerken mit EWE und indirekt mit dem Elektrizitätswerk der Stadt Zürich sowie der Swiss Life Asset Management. TWB I wiederum gehört ganz der Trianel GmbH und einigen Stadtwerken.

Mit der nun gemeinsamen Geschäftsführung reagieren die Asset-Gesellschaften nach Darstellung der Trianel auf die steigenden Anforderungen im laufenden Geschäft. Offizielles Ziel ist es, Synergien zu heben, Strukturen zu bündeln und Geschäftsprozesse weiter zu optimieren.

Der Wechsel des Diplom-Ökonomen erfolgt zum Februar 2027, wenn er die alleinige Geschäftsführung übernimmt. Bis Ende des kommenden Jahres wird er dann noch an der Seite des scheidenden Verantwortlichen Markus Lecke tätig sein. Dieser arbeitet seinen Nachfolger ein und tritt dann nach rund einem Vierteljahrhundert an der Stadtwerke-Spitze in den Ruhestand (wir berichteten).
 
Markus Jungermann stammt selbst aus Nordhessen und ist seit 2007 bei der KVV-Tochter Städtische Werke AG beschäftigt. Er begann im Konzerncontrolling und erhielt dann Aufgaben im Bereich der erneuerbaren Energien. Seit 2021 ist er Leiter Erneuerbare Energien und Innovationsmanagement. Dazu hat er die Geschäftsführung bei eigens gegründeten Windpark-Gesellschaften in der Region übernommen.

Die Partnerschaft der Stadtwerke Eschwege und der Städtischen Werke existiert seit einiger Zeit. Beide Unternehmen kooperieren im Verbund Stadtwerke Union Nordhessen (SUN) mit fünf weiteren Versorgern der Region. Gemeinsam entwickeln sie darin Projekte der Energiewende. Darauf hebt auch KVV-Geschäftsführer Carsten Harkner ab, der das Ausscheiden Jungermanns laut Mitteilung zwar bedauere. Er freue sich allerdings zugleich darauf, „dass wir auch in Zukunft weiter eng zusammenarbeiten können“.

Die Stadtwerke Eschwege verfügen über etwa 120 Mitarbeitende. Der Aufsichtsrat vertraut gemäß Mitteilung der Fähigkeit Markus Jungermanns, die anstehenden Aufgaben vorantreiben zu können. Sie berühren besonders die Bereiche Wärmewende, Ausbau der Windenergie, Bürgerbeteiligungsmodelle, Sektorkopplung und regionale Wertschöpfung.

Habig folgt auf Paul Anfang (62), der seine Tätigkeit als Vorstand nach Angaben der Pfalzwerke bis zum 30. April 2026 ausübt und anschließend turnusmäßig aus dem Gremium ausscheidet. Paul Anfang verabschiedet sich nach rund 25 Jahren in der Energiewirtschaft in den Ruhestand. In dieser Zeit habe er 18 Jahre verschiedene Vorstandsfunktionen übernommen und zuletzt fünf Jahre bei den Pfalzwerken in Ludwigshafen gearbeitet, heißt es in einer Mitteilung der Pfalzwerke.

Ab Mai bilden Marc Mundschau (52) und Dominik Habig den Vorstand. Habig übernimmt nach Unternehmensangaben künftig vor allem die Vertriebsbereiche. Er soll deren Weiterentwicklung im Rahmen der Konzernstrategie vorantreiben. Die Pfalzwerke beschreiben ihn als Führungspersönlichkeit mit ausgeprägter Vertriebsexpertise sowie Kenntnissen in energiewirtschaftlicher Vermarktung und in der Entwicklung neuer Geschäftsmodelle.

Der Aufsichtsratsvorsitzende Theo Wieder ordnet die Personalie in einem Zitat als Besetzung mit Blick auf vertriebliche Fragestellungen ein. „Mit Dominik Habig konnten wir einen erfahrenen Manager der Energiebranche und einen ausgewiesenen Fachmann in vertrieblichen Fragen für die Pfalzwerke gewinnen“, sagt Wieder.

Habig ist studierter Diplom-Betriebswirt und arbeitet seit 2010 in der Energiewirtschaft. Aktuell ist er laut den Pfalzwerken Geschäftsbereichsleiter Vertrieb & Energiebeschaffung sowie Prokurist bei der Maingau Energie GmbH. Dort verantwortet er die Steuerung und Weiterentwicklung „fast aller marktnahen Unternehmensbereiche“, darunter B2C- und B2B-Vertrieb, Energiebeschaffung und Handel, Marketing, Data Analytics, E-Mobilität, Telekommunikation, E-Commerce und Unternehmenskommunikation.

Strom: Tendenziell fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Der Day-ahead allerdings verlor im Base 39,25 Euro auf 117,25 Euro/MWh. Der Peak sank um 48,50 Euro auf 127,75 Euro/MWh. Aus der Börsenauktion ging die Grundlast für Mittwoch mit 117,00 Euro/MWh hervor und die Spitzenlast mit 127,30 Euro/MWh. 

Der deutlich niedrigere Day-ahead-Preis widerspiegelt den Anstieg der Einspeiseleistung der Erneuerbaren von 13,2 Gigawatt am Berichtstag auf 17,6 Gigawatt am Mittwoch. Für die Folgetage bis Freitag gehen die Meteorologen von Eurowind von Schritt für Schritt weiter steigenden Beiträgen von Wind und Solar aus. 

Das US-Wettermodell erwartet für die Tage bis Monatsende unterdurchschnittliche Temperaturen, die allerdings nicht mehr so niedrig ausfallen sollen, wie noch am Vortag prognostiziert. Das Windaufkommen dürfte gegen Monatsende hin sehr schwach ausfallen. 

Das Strom-Frontjahr notierte vor dem Hintergrund höherer Gaspreise mit einem Aufschlag von 0,29 Euro auf 85,33 Euro/MWh.

CO2: Mit Verlusten haben die CO2-Preise am Dienstag reagiert. Bis 13.47 Uhr verlor der Benchmark-Kontrakt Dec 26 um 2,30 Euro auf 85,86 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 53,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 88,28 Euro, das Tief bei 85,22 Euro.

Damit setzt sich der Ausverkauf vom Montag auch am Berichtstag fort. Ein massiver Überhang an Nettolongpositionen, wie zuletzt am CO2-Markt gesehen, führt bei Glattstellungen häufig zu besonders markanten Abgaben. Die Analysten von Redshaw Advisors sehen die Marke von 86,10 Euro je Tonne als Schlüssel für die Beibehaltung des längerfristigen Aufwärtstrends. Diese wurde im Verlauf des Dienstags jedoch bereits unterschritten.

Erdgas: Erneut fester haben sich die europäischen Gaspreise am Dienstag gezeigt. Der Frontmonat Februar am niederländischen TTF notierte gegen 13.30 Uhr mit einem Plus von 1,00 Euro auf 36,05 Euro/MWh. Am deutschen THE legte der Day-ahead um 0,72 Euro auf 39,37 Euro/MWh zu. 

„Wir befinden uns derzeit in der Hochsaison, und die europäische Gasnachfrage reagiert äußerst empfindlich auf Temperaturen und die Stromerzeugung aus Windkraft“, so dazu die Analysten von DNB. Das kältere Wetter in Teilen Europas in Verbindung mit einem arktischen Kälteeinbruch in China dürfte die europäischen Gaspreise in die Höhe treiben, da die Benchmarks wettbewerbsfähig bleiben müssen, um LNG-Lieferungen zu sichern. 

Die Heating Degree Days für Deutschland belaufen sich laut MBI Research auf 127,2, der saisonale Durchschnitt liegt nur bei 108,6. „Die schnell schwindenden Gasvorräte führen zu einer Preisstützung, da die Vorräte nicht zu niedrig sein dürfen“, unterstreichen die Analysten. „Sie sind für die europäische Energiesicherheit unerlässlich und müssen bis zur nächsten Heizperiode wieder aufgefüllt werden, was die Gaspreise für die Einspeisesaison in die Höhe treibt.“