„Infrastruktur ist nicht nur eine Versorgungsleistung, sondern ist zu einem – wenn nicht dem – strategischen Vermögenswert geworden, der die Zukunft der europäischen Energiesicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Resilienz bestimmen wird“, erläuterte die Chefin des niederländischen Unternehmens. Die Netzbetreiber sehen in den nördlichen Meeren das Potenzial, im Jahr 2050 bis zu 1 Billiarde kWh Strom zu erzeugen und zu transportieren - rund 40 Prozent des europäischen Strombedarfs. Pläne für die Infrastruktur gibt es.

Eine von der OTC entwickelte Netzkarte skizziert bereits konkrete grenzüberschreitende Projekte in der Nordsee, der Irischen See und der Keltischen See. Statt isolierter nationaler Leitungen setzt die Allianz auf hybride Verbindungen – Mehrzweckleitungen, die Offshore-Windparks mit mehreren Ländern gleichzeitig verbinden.

Die Frage der Kostenteilung

Was den Weg vom Papier in die Realität noch ebnen muss: „Es gibt ein fehlendes Bindeglied, um dies wirklich in die Praxis umzusetzen, und das ist die Kostenaufteilung“, sagte van Beeks deutscher Tennet-Kollege Tim Meyerjürgens. „Wir haben ein gemischtes Modell, das einerseits Planbarkeit bietet und andererseits einen fairen Ansatz zur Kostenaufteilung ermöglicht“, erklärte der CEO von Tennet Deutschland.

Die Chefin des norwegischen Netzbetreibers Statnett, Elisabeth Vardheim, beschrieb den Grundgedanken des Ansatzes so: „Die Beiträge sollten den Nutzen widerspiegeln, den jedes Land erhält. Die Methodik muss jedoch ein Gleichgewicht zwischen Planbarkeit und Flexibilität herstellen.“ Austariert werden soll das nach den Überlegungen der TCO durch eine Kombination von „Ex-ante- und Ex-post-Ansätzen“.

Ex-ante, so die TCO, bedeute, dass Länder ihre Kostenanteile bereits vor Projektbeginn auf Basis gemeinsam modellierter Szenarien festlegen. Das sei ein wichtig, um frühzeitig verlässliche Investitionsentscheidungen zu ermöglichen. Ex-post erlaube, diese Anteile nach Inbetriebnahme anzupassen, wenn reale Daten zeigen, wie stark einzelne Länder tatsächlich profitieren.

Flexibler Instrumentenkasten zur Finanzierung

Egal, ob vorher oder nachher: Es geht um viel Geld. Die Verwirklichung der europäischen Offshore-Ambitionen erfordere ein beispielloses Volumen an Kapital, betonte Statnett-Chefin Elisabeth Vardheim. „Um diese Investitionen zu mobilisieren, benötigen wir Finanzierungsrahmen, die klar, planbar und miteinander kompatibel sind.“

Die OTC plädiert für einen Mix aus öffentlichen Krediten, privaten Finanzierungen, grünen Anleihen, Garantien, Hybridinstrumenten oder auch Zuschüssen zur Schließung von Finanzierungslücken.

Bernard Gustin, CEO der belgischen Elia Group, sprach von einem gedanklichen Schwenk: „Wir müssen wirklich anders über die Finanzierung unserer Projekte nachdenken“, sagte er und schickte zur Erklärung eine „gute“ und eine „weniger gute“ Nachricht hinterher. „Die gute Nachricht ist: Das Geld ist vorhanden. Es gibt zahlreiche Finanzinvestoren, die bereit sind, in die Welt der Übertragungsnetzbetreiber und in die Netzinfrastruktur zu investieren.“ Die weniger gute Nachricht sei, „dass es mit den traditionellen Instrumenten schlicht nicht funktionieren wird“. Daher gelte es, einen „möglichst flexiblen Werkzeugkasten zur Finanzierung“ der Projekte zu definieren.

Die OTC wurde 2022 als Reaktion auf den großflächigen Überfall Russlands auf die Ukraine und das Abdrehen des russischen Gashahns gegründet. Mitgliedsunternehmen sind: 50 Hertz (Deutschland); Amprion (Deutschland); Creos (Luxemburg); Eir Grid Group (Irland); Elia (Belgien); Energinet (Dänemark); NESO (Großbritannien), National Grid (Großbritannien); RTE (Frankreich); Statnett (Norwegen); die Tennet-Holding (Tennet Niederlande und Tennet Deutschland) sowie Tennet Germany (Deutschland).

In der Investitionsvereinbarung werden der Industrie Ausschreibungen für Windkraft-Anlagen in der Nordsee über 2030 hinaus zugesichert und damit Planungssicherheit hergestellt. Im Gegenzug verpflichtet sich die Branche, die Gesamtkosten für die Stromerzeugung bis 2040 um 30 Prozent zu senken. Zudem sollen bis 2030 in Europa 9,5 Milliarden Euro in neue Produktionskapazitäten investiert und 91.000 zusätzliche Arbeitsplätze geschaffen werden. 

„Mit dem konsequenten Ausbau und der intelligenten Vernetzung von Offshore-Energie schaffen wir bezahlbare, saubere und sichere Energie, reduzieren strategische Abhängigkeiten und erhöhen die Resilienz Europas insgesamt“, sagte Reiche. Durch den vermehrten Bau sogenannter Kooperationsprojekte sollen bestehende Flächen effizienter genutzt und Kosten verringert werden. Bei den Projekten geht es um Offshore-Windparks mit Stromanbindung an mehr als ein Land. Das soll mehr grenzüberschreitenden Stromhandel ermöglichen. 

Anteil am Strommix soll deutlich steigen 

Im vergangenen Jahr lag der Anteil der Offshore-Windparks an der Deckung des Stromverbrauchs in Deutschland nach Angaben der Energiebranche bei rund 5 Prozent. Insgesamt deckten erneuerbare Energien fast 56 Prozent des Stromverbrauchs - den höchsten Anteil hatten Windräder an Land, gefolgt von Solaranlagen. Der Anteil der Windkraft auf See am Strommix könnte bis 2045 Prognosen zufolge auf etwa 20 Prozent steigen. 

Nach Angaben des europäischen Dachverbands Wind Europe können derzeit bilanziell 32 Millionen Haushalte mit Meereswind-Strom versorgt werden. Bei 300.000 MW im Jahr 2050 könnte die Zahl auf mehr als 330 Millionen wachsen. 

Gipfel als Reaktion auf russischen Angriff auf Ukraine 

Die Gipfel der Nordsee-Anrainer waren 2022 als Reaktion auf die russische Invasion in der Ukraine ins Leben gerufen worden. Beim ersten Treffen 2022 in Esbjerg (Esberg) in Dänemark ging es darum, Gas- und Öl-Lieferungen aus Russland so schnell wie möglich mit Hilfe erneuerbarer Energien zu ersetzen. „Jetzt ist der Zeitpunkt für den Aufbruch, und jetzt brechen wir auf“, sagte Bundeskanzler Olaf Scholz (SPD) damals. 

Nordsee soll zum „grünen Kraftwerk Europas“ werden 

Beim Nordsee-Gipfel 2023 war beschlossen worden, die Nordsee zum „grünen Kraftwerk für Europa“ auszubauen. Ziel ist es, bis 2050 gemeinsam bis zu 300.000 MW in der Nordsee zu installieren. Davon ist man aber noch weit entfernt. Stand Oktober 2025 haben die Anrainerstaaten nach Angaben des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) ungefähr 35.000 MW installiert. Die größte Kapazität hat Großbritannien mit 15.000 MW. Auf Deutschland entfallen heute 9.200 MW und auf die Niederlande 4.500 MW. 

An dem Gipfel nehmen zehn Staaten teil - sieben Nordsee-Anrainer sowie Irland, Island und Luxemburg, das zwar keinen Meter Küste hat, sich aber an der Windkraft-Finanzierung beteiligt. Der französische Präsident Emmanuel Macron hatte nach Angaben aus dem Élysée-Palast aus Termingründen abgesagt und auch der britische Premierminister Keir Starmer kam nicht nach Hamburg. 

Merz findet Windräder eigentlich hässlich 

Gastgeber Merz hatte bereits vor dem Gipfel gefordert, die Nordsee solle zum „größten Reservoir für saubere Energie weltweit“ werden. Im Wahlkampf hatte sich der CDU-Chef aber noch abschätzig zur Windenergie geäußert. „Ich glaube sogar, dass wir, wenn wir was richtig machen, eines Tages die Windkrafträder wieder abbauen können, weil sie hässlich sind und weil sie nicht in die Landschaft passen“, sagte er im November 2024 im ZDF. Im Koalitionsvertrag mit der SPD wurde der Ausbau der Windkraft und auch die Kooperation mit den anderen Nordseeanrainern dann aber fest verankert. 

Umweltverbände dagegen: „Das Maß verloren“ 

Umweltverbände fordern, dass der Ausbau der Windkraft nicht zulasten der Natur gehen darf. „Einige Akteure haben beim Ausbau der Windenergie auf See das Maß verloren“, sagt der Meeresreferent des Naturschutzbundes (Nabu), Kim Detloff. „Ökologische Auswirkungen von massiven Lebensraumverlusten vieler Seevögel bis zu irreversiblen Veränderungen des Ökosystems Nordsee drohen unbeherrschbar zu werden.“ Das Narrativ des „Kraftwerks Nordsee“ sei fatal.

Bis zum 31. Dezember 2025 mussten diese Unternehmen mindestens 20 Prozent ihrer gesetzlich vorgeschriebenen Pflichteinbaufälle an intelligenten Messsystemen abgearbeitet haben. Ob sie dieser Pflicht tatsächlich nachgekommen sind, lässt sich in vielen Fallen noch nicht sagen. Denn die Meldungen für das letzte Quartal des vergangenen Jahres müssen erst bis zum 4. Februar 2026 abgegeben werden.

Die Bundesnetzagentur war im Sommer 2024 angetreten, mit der Erhebung eine fundierte Grundlage für die politisch-regulatorische Diskussion und eine Orientierung für die Praxis zu liefern. Dass der tatsächliche Stand des Rollouts zum Zeitpunkt der Veröffentlichung der Daten auf der Internetseite der Bundesnetzagentur schon wieder ein ganz anderer ist, hat in den vergangenen Wochen und Monaten für Unmut gesorgt. Wer die 20-Prozent-Quote erreicht hat und wer nicht, wird deshalb erst Ende des ersten Quartals 2026 öffentlich sein.

Bei den Metering Days im vergangenen Herbst hatte Jan Peter Sasse, der bei der Bundesnetzagentur das Referat Elektrizitätsverteilernetze leitet, eingeräumt, ihm sei eine „gewisse Kritik“ nicht entgangen. Das liege einerseits an einer längeren Reaktionsfrist für die Unternehmen. So musste beispielsweise die Meldung für das dritte Quartal bis zum 11. November abgegeben werden. Andererseits müsse die Behörde sehr häufig nachfassen, plausibilisieren und etwa bei 10 Prozent der Messstellenbetreiber nachfragen. „Wir leiten auch Aufsichtsverfahren ein, wenn Unternehmen keine Zahlen liefern“, so Sasse. Und wer sein 20-Prozent-Ziel verpasse, werde mit den „scharfen Aufsichtsbefugnissen“ der Behörde Bekanntschaft machen.

Zwangsgelder können wiederholt erhoben werden

Auf eine aktuelle Anfrage von E&M konkretisierte die Behörde, Zwangsgelder stellten keine Sanktion dar. Sie dienten der Durchsetzung eines gesetzlich vorgeschriebenen Verhaltens. „Sofern grundzuständige Messstellenbetreiber die 20-Prozentquote aus dem Messstellenbetriebsgesetz zum gesetzlichen Stichtag 31.12.2025 (Abfrage Q4 2025) nicht erfüllen, wird die Bundesnetzagentur unter Berücksichtigung des Grads und des Umfangs der Nichterfüllung Aufsichtsmaßnahmen ergreifen, das heißt grundzuständige Messstellenbetreiber verpflichten, das dem Messstellenbetriebsgesetz entgegenstehende Verhalten abzustellen“, so eine Sprecherin schriftlich gegenüber E&M.

Die Höhe des Zwangsgeldes hänge von der wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit und dem Maß der gesetzlichen Pflichtverletzung ab. „Dabei beträgt das Zwangsgeld nach § 94 S. 3 EnWG mindestens 1.000 Euro und kann bis zu 10 Millionen Euro betragen“, so die Sprecherin. Zwangsgelder könnten wiederholt erhoben und auch gesteigert werden, um das gesetzliche Verhalten zu erzwingen und durchzusetzen. Welche Maßnahme aber tatsächlich infrage kommt − schließlich könnte auch der Entzug der Grundzuständigkeit und deren Übertragung auf den Auffangmessstellenbetreiber erfolgen −, entscheide die Bundesnetzagentur allerdings jeweils in konkreten Aufsichtsverfahren.
 Im Einzelfall ist die amtliche Zahl fragwürdig: das Stadtwerk am See

Dass die von der Bundesnetzagentur veröffentlichten Rollout-Quoten mitunter auch mit Vorsicht zu genießen sind, zeigt sich am Beispiel des Stadtwerks am See. Der Versorger aus Friedrichshafen wähnte sich zum Stichtag 30. Juni auf einem guten Weg, die Quote zu erfüllen; die 20 Prozent der nach damaligem Stand relevanten 2.958 Pflichteinbaufälle werde man „auf jeden Fall“ fristgerecht schaffen. Aktuell seien bereits 550 der 591 erforderlichen Einheiten installiert − und dies ausschließlich mit eigenen Mitarbeitern, hieß es damals auf Anfrage von E&M von Seiten des Unternehmens.

Ende des dritten Quartals sind für das Stadtwerk am See jedoch nur 5,9 Prozent eingetragen. „Uns ist die Differenz bereits aufgefallen. Deshalb stehen wir in Kontakt mit der BNetzA, um die Berechnungsgrundlagen miteinander zu vergleichen“, so eine Unternehmenssprecherin nun gegenüber E&M.

Einen ausführlichen Beitrag zum Stand des Rollouts intelligenter Messsysteme lesen Sie in der Print-Ausgabe von Energie & Management vom 1. Februar.

Die Nutzung von Künstlicher Intelligenz muss in Bereichen offengelegt werden, die den Schutz der Bevölkerung betreffen, wie beispielsweise der sichere Betrieb von Atomanlagen oder die Trinkwasseraufbereitung. Unternehmen müssen auf Anfrage die Entscheidungslogik ihrer KI-Systeme erläutern und menschliche Eingriffe ermöglichen.

Nutzer müssen darüber informiert werden - etwa durch eine Pop-up-Benachrichtigung -, dass ein Dienst auf KI-Algorithmen basiert. Dies gilt beispielsweise für Systeme zur Überprüfung von Kreditwürdigkeit oder Bewerbern auf einen Arbeitsplatz.

Darüber hinaus sind für KI-generierte Inhalte, die mit realen Inhalten verwechselt werden könnten, eindeutige oder hörbare Kennzeichnungen, wie beispielsweise ein Wasserzeichen, erforderlich. Bei kreativen, mithilfe von KI erstellten Inhalten, wie Spielen oder Animationen, kann die Kennzeichnung unauffälliger erfolgen, etwa in den Metadaten. Das Gesetz legt außerdem Wege zur Förderung des KI-Wachstums in Südkorea fest.

Und so sieht es in der EU, in den USA und in China aus

Die Europäische Union begann letztes Jahr mit der Umsetzung einiger KI-bezogener Vorschriften, der Kern dieses KI-Gesetzes („AI Act“) wird jedoch erst im August schrittweise eingeführt.

In den USA wurde eine Exekutivanordnung erlassen, die darauf abzielt, „belastende“ Landesgesetze anzufechten, die als innovationshemmend für KI gelten. China hat seinem Cyber-Sicherheits-Gesetz bestimmte Bestimmungen zur Ethik und Risikoüberwachung hinzugefügt.

Nationen versuchen sich hier an einem Drahtseilakt zwischen Regulierung und Förderung der neuen Technologie. Daher dürften die Auswirkungen von Südkoreas Vorstoß genau beobachtet werden. Verstöße können dort künftig mit Geldstrafen von bis zu 30 Millionen Won (gut 17.600 Euro) und der Anordnung zur Korrektur des beanstandeten Verhaltens geahndet werden. Die Regierung hat eine Frist von mindestens einem Jahr zur Feinabstimmung der Regeln eingeräumt.

„Wir haben hier möglicherweise eine Versorgungsunsicherheit, die daraus resultiert, dass wir eben nicht auf Erneuerbare konsequent setzen“, sagte von Heusinger. In Rheinland-Pfalz kämen bereits zwei Drittel des produzierten Stroms aus erneuerbaren Energien. Bis 2030 seien es 100 Prozent. „So betreibt man Versorgungssicherheit. Aber nicht, wenn man wie Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) die Gasspeicher leer laufen lässt.“ 

CO2-neutrale Energiegewinnung sei auch nur mit erneuerbaren Energien zu erreichen. Auch mit Blick auf Abhängigkeiten von anderen Staaten, die möglicherweise Zölle nach Gutdünken festsetzten oder deren Lieferungen unsicher seien, sei es auch wirtschaftlich sinnvoll, auf erneuerbare Energien zu setzen. In der aktuellen Debatte des Landtags wollen die Grünen am 28. Januar über die Fortsetzung der Energiewende und das Ende fossiler Abhängigkeiten debattieren.

Bereits heute zählt Ungarn zu den Top Five in Europa bei der direkten Nutzung geothermischer Wärme und verfügt über erhebliche unerschlossene Potenziale in der flachen, als auch der tiefen Geothermie. Die rechtspopulistische Fidesz-Regierung unter Ministerpräsident Viktor Orban setzt auf schnelle Fortschritte: Bis 2028 sollen zahlreiche Erkundungsprojekte abgeschlossen sein.

Zentrales Förderinstrument ist das Jedlik-Anyos-Programm, das gezielt Investitionen in den Sektor anstoßen soll. Im Rahmen der 2025 aufgelegten Förderlinie stehen in zwei Ausschreibungen insgesamt umgerechnet 53 Millionen Euro für Bohrungen und die Entwicklung neuer Projekte bereit sowie weitere 31 Millionen Euro für den Bau von Kraftwerken, Leitungsinfrastruktur und Netzanschlüssen. Eine dritte Ausschreibung ist in Vorbereitung. Sie soll erneuerbare Fernwärme stärker in das Wärmenetz integrieren.

Steigender Bedarf an Technologie und Expertise

Antragsberechtigt sind ausschließlich in Ungarn ansässige Unternehmen. Mit Blick auf die ambitionierten Ausbauziele dürfte jedoch der Bedarf an moderner Bohr- und Fördertechnik, effizienten Wärmeverteil- und Speichersystemen sowie an Know-how zur Netzoptimierung deutlich steigen. Daraus ergeben sich attraktive Marktchancen für deutsche Anlagenbauer, Bohrtechnikspezialisten und Anbieter integrierter Systemlösungen.

Anlass war der Streit um den Braunkohletagebau Turow im polnisch-tschechischen Grenzgebiet. Tschechien hatte Polen wegen nicht eingehaltener Umweltauflagen verklagt. Im Februar 2022 einigten sich die beiden Staaten aber, und der Rechtsstreit wurde beigelegt.

Schon im Mai 2021 hatte allerdings der EuGH angeordnet, dass Polen den Abbau von Braunkohle in Turow bis zu einem Urteil stoppen müsse. Das tat Polen nicht, weswegen der EuGH ein tägliches Zwangsgeld von 500.000 Euro verhängte. Vom Zeitpunkt der Einigung mit Tschechien an musste es nicht mehr gezahlt werden.

Polen hatte auch zuvor nicht gezahlt - und war der Auffassung, dass dies nun nicht mehr notwendig sei. Die EU-Kommission sah das anders. Sie verrechnete die Schulden mit EU-Fördergeldern und behielt so etwa 69 Millionen Euro ein. Daraufhin klagte Polen vor dem EU-Gericht (EuG) und verlor. Jetzt verlor es auch das Rechtsmittel beim EuGH.

Die Einigung mit Tschechien bewirke nicht, dass die zuvor verhängten Zwangsgelder rückwirkend wegfielen, befanden die Richter. Die Zwangsgelder sollen nämlich sicherstellen, dass die Mitgliedsstaaten gerichtliche Anordnungen befolgten, führte der EuGH aus. Die effektive Anwendung des EU-Rechts sei untrennbar mit dem Rechtsstaatsprinzip verbunden, auf dem die EU beruhe.

Die Interessenbekundung richtet sich an Wasserstoffproduzenten und -verbraucher, Verteilnetzbetreiber, Speicherbetreiber sowie Wasserstoff-Transporteure. Sie können unverbindliche Angaben zu Wasserstoffproduktion und -verbrauch, Infrastrukturplänen sowie zum grenzüberschreitenden Transportbedarf entlang des Korridors machen. 

„NBHC ist mehr als nur eine Pipeline – es ist die Lebensader der europäischen Energiesicherheit. Dieses Projekt wird ein widerstandsfähiges, erneuerbares Energiesystem schaffen, das den Green Deal und die Re-Power-EU-Strategie unterstützt und gleichzeitig ein neues wirtschaftliches Ökosystem für Wasserstoff etabliert. Durch die Verbindung von sechs Mitgliedstaaten zeigt der NBHC, wie Zusammenarbeit Klimaziele in industrielle Realität umsetzen kann“, erklärte dazu Ralph Bahke, Ontras-Geschäftsführer Steuerung und Entwicklung. 

Abhängigkeit von fossilen Rohstoffen verringern

Bahke betonte weiter, dass der Aufbau eines dedizierten Wasserstoff-Backbones durch Finnland, Estland, Lettland, Litauen, Polen und Deutschland dazu beitragen werde, Europas Abhängigkeit von importierten fossilen Brennstoffen zu verringern, die Industrie im großen Maßstab zu dekarbonisieren und in erneuerbare Energien und Wasserstofftechnologien zu investieren. Darüber hinaus sei der Korridor ein wichtiges Symbol für die europäische Integration. Er stärke zudem die regionale Zusammenarbeit und Wettbewerbsfähigkeit. 

Das Projekt wurde von der Europäischen Kommission als Vorhaben von gemeinsamem Interesse (Project of Common Interest, PCI) anerkannt und erhält für die Machbarkeitsphase eine Förderung in Höhe von 6,8 Millionen Euro aus dem Programm „Connecting Europe Facility“. Der NBHC ist als strategischer Wegbereiter für die wichtigsten Energie- und Klimaziele der EU gedacht.

Kommerzieller Betrieb von 2033 an geplant 

Nach dem erfolgreichen Abschluss der Vor-Machbarkeitsstudie im Juni 2024 ist das Vorhaben im vergangenen Jahr in die Machbarkeitsphase eingetreten. Nationale und grenzüberschreitende Studien sollen Anfang 2027 abgeschlossen werden. Die Ergebnisse sind als Grundlage für die Entscheidung über die nächste Projektphase vorgesehen. 

Der NBHC ist darauf ausgelegt, bis 2040 jährlich rund 2,7 Millionen Tonnen Wasserstoff zu transportieren, unterstützt durch ein Hauptleitungsnetz von etwa 2.500 Kilometer Länge, das Finnland, Estland, Lettland, Litauen, Polen und Deutschland verbindet. Angestrebt wird ein kommerzieller Betrieb von 2033 an.

Die Umfrage lässt sich bis zum 31. März 2026 online abrufen. Danach will NBHC die Teilnehmenden zu weiteren Gesprächen einladen, um die Marktbedürfnisse mit der Projektentwicklung abzugleichen.

Die Daten zeigen konkret, wo es noch Handlungsbedarf gibt: Mehr als fünf Millionen Heizungen sind älter als 30 Jahre, erneuerbare Energien werden nach wie vor zu wenig genutzt und vor allem der Wärmepumpen-Markt wächst noch nicht schnell genug. Während der Speichermarkt 2025 stabil zulegte, verlor der Ausbau von Dach-Photovoltaik deutlich an Tempo.

Corinna Enders, Vorsitzende der Dena-Geschäftsführung: „Die Gebäudewende bietet die Chance, Klimaschutz mit Wirtschaftswachstum zu verbinden. Deutschland kann die Klimaziele im Gebäudesektor mit marktbasierten Instrumenten erreichen: durch Vereinfachung und Bürokratieabbau, stabile Rahmenbedingungen und kontinuierliche Förderung. Die Bauwirtschaft sowie die Heizungs- und Gebäudeenergie-Branche sind dabei ein volkswirtschaftlicher Motor.“ Das sei gerade in Zeiten schwacher Konjunktur enorm wichtig, besonders auch für die regionale Wertschöpfung im Handwerk. 

Dabei zeigt auch die nach Angaben der Dena steigende Zahl geförderter Energieberatungen um 30 Prozent im Vergleich zu 2023, dass energetische Sanierung an Bedeutung gewinnt. Sie kann, so folgern die Experten, zu einem wichtigen Konjunkturimpuls werden, Beschäftigung sichern und zugleich das Vorankommen der Wärmewende im Bestand beschleunigen.

Dach-PV verliert Tempo, Speicher boomen

Der Zubau von Dach-PV ließ 2025 deutlich nach. Mit 6.200 MW neu installierter Leistung bis September ist er weiterhin hoch, bleibt aber deutlich hinter den Rekordjahren 2023 und 2024 zurück. Gleichzeitig zeigt der Speichermarkt ungebrochene Dynamik: Bis September wurden rund 3.000 MW neu installiert, wodurch die gesamte Speicherleistung auf etwa 15.600 MW stieg.

Der Gebäudereport enthält auch Zahlen zur Verbreitung von Wärmepumpen. Seit 2019 hat sich ihr Anteil im Bestand nahezu verdoppelt, lag 2024 aber trotzdem nur bei 4,3 Prozent. Während der Anteil hier also noch gering ist, sind Wärmepumpen im Neubau bereits weitgehend etabliert.

Die Gestehungskosten für strommarktbasierten grünen Wasserstoff lagen in den vergangenen zwei Wochen bei etwa 10,00 Euro/Kilogramm. Das Zweiwochenhoch lag bei 12,30 Euro/Kilogramm, das Zweiwochentief bei 9,30 Euro/Kilogramm. Im Wochenmittel ist der Preis von 9,70 auf 10,41 Euro/Kilogramm gestiegen.
 
Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 2,72 und 3,31 Euro/Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.
 

Nach Angaben des Energieversorgers umfasst das eigene Schnellladenetz derzeit mehr als 8.000 Ladepunkte an über 1.700 Standorten. Diese liegen entlang von Fernverkehrsrouten, im Einzelhandel und in urbanen Bereichen. Bis 2030 soll das Netz auf 20.000 Ladepunkte anwachsen.

Auf mehr als 20 Bildschirmen haben die Mitarbeiter nun die 8.000 Ladepunkte im Blick. Falls Störungen auftreten oder drohen - sei es wegen Softwarestörungen, Materialverschleiß oder Ausfall des Datenfunks -, sei dies „innerhalb von Sekunden“ feststellbar.

Aufträge an den Service lösen sich automatisch aus

Überwacht werde das Ladenetz schon seit fünf Jahren. Aber nun sei eine vollständige Überwachung möglich, erläutert Jürgen Rupprecht, Leiter Technischer Betrieb Ladeinfrastruktur bei EnBW. Nun werden bestimmte Fehler nicht erst erkannt, wenn Kunden sich über die App melden. „Störungen können wir heute gründlicher und tiefer analysieren“, sagt Rupprecht.

Die Leitstelle werte Kennzahlen aus, die auf Unregelmäßigkeiten hinweisen könnten. Dazu zählten unter anderem die Auslastung einzelner Standorte sowie die Anzahl laufender und abgebrochener Ladevorgänge. Bei Auffälligkeiten werde geprüft, ob ein größeres Problem vorliegt, das möglicherweise mehrere Stationen betrifft.

Als eine häufige Ursache für Ausfälle nennt EnBW Funkstörungen. Alle Ladestationen seien an das Mobilfunknetz angebunden, um etwa Abrechnungs- oder Verbrauchsdaten zu übertragen. Fallen nach Unternehmensangaben mehrere Stationen in einer Region gleichzeitig aus, könne dies auf Probleme im Mobilfunknetz hindeuten. In solchen Fällen werde die IT informiert sowie die zuständige Stelle, die den Kontakt zum Mobilfunkbetreiber hält.

Zudem würden viele kleinere Fehlermeldungen automatisiert bearbeitet. Sensoren und Software registrierten beispielsweise Abnutzung an Kabeln, leere Kühlflüssigkeit, defekte Leistungseinheiten oder ausgelöste Sicherungen. In zahlreichen Fällen könne das System automatisch Aufträge an den Service auslösen. Die EnBW beschäftigt nach eigenen Angaben derzeit 20 eigene Servicetechniker, die Komponenten reparieren und austauschen könnten.

Die Leitstelle soll mit ihren Prozessen und digitalen Werkzeuge zur Überwachung kontinuierlich weiterentwickelt werden. Derzeit werde mit dem gezielten Einsatz von maschinellem Lernen (ML) experimentiert. Perspektivisch könne dies beispielsweise eine vorausschauende Wartung der Ladestationen ermöglichen, heißt es in der Mitteilung weiter.

Im Mittelpunkt steht die Analyse, unter welchen sozialen, ökologischen und wirtschaftlichen Bedingungen Lithiumabbau und -verarbeitung in der Region umgesetzt werden können, teilt das Leibniz-Institut mit.
 Vor dem Hintergrund hoher Importabhängigkeiten und geopolitischer Unsicherheiten gewinnt die regionale Gewinnung und Verarbeitung von Lithium an Bedeutung. so die Forschenden. In dem Projekt wollen sie untersuchen, wie sich potenzielle Wertschöpfungseffekte mit Umweltaspekten, Fragen der Landnutzung sowie den Erwartungen der Bevölkerung vereinbaren lassen.

„Im Einklang mit Gesellschaft, Umwelt und Wirtschaft“

„Die Transformation hin zu einer klimaneutralen Wirtschaft kann nur gelingen, wenn die betroffenen Regionen mitgenommen werden. Wir wollen verstehen, welche Erwartungen, Sorgen und Werte dort aufeinandertreffen und wie daraus tragfähige Lösungen entstehen können“, erklären Professor Vladislav Valentinov, Projektleiter, und Associate Professor Stefan Hielscher, Projektkoordinator, am IAMO.

Auch die Perspektive der Rohstoffversorgung steht im Fokus. „Rohstoffresilienz bedeutet nicht nur, unabhängiger von globalen Lieferketten zu werden, sondern auch, regionale Potenziale im Einklang mit Gesellschaft, Umwelt und Wirtschaft verantwortungsvoll zu nutzen“, ergänzt Felix Schultz, Projektleiter an der MLU.

Das Projekt analysiert die Wahrnehmung unterschiedlicher Interessengruppen – darunter Bürgerinnen und Bürger, Unternehmen sowie kommunale Entscheidungsträger – und untersucht, welche Faktoren Vertrauen, Dialog und Mitgestaltung beeinflussen. Methodisch kombiniert das interdisziplinäre Team sozialwissenschaftliche Forschung mit Dialogformaten vor Ort, darunter Interviews, Workshops und Diskussionsveranstaltungen.

Thematische Schwerpunkte sind der Strukturwandel in ländlichen Räumen, ökologische Auswirkungen des Lithiumabbaus sowie wirtschaftliche Effekte auf Beschäftigung und regionale Entwicklung in Mitteldeutschland.

Das Projekt wird von IAMO und der MLU, Bereich Wirtschaftsethik, als Verbundpartner umgesetzt. ITEL ist assoziierter Partner.

Widerstand gegen Lithium-Abbau im Erzgebirge

Das ITEL mit Sitz in Halle an der Saale ist nach eigenen Angaben im Jahr 2021 auf Initiative von Baustoffunternehmen entstanden. Initiatoren sind laut Institutswebsite Rock Tech Lithium, Knauf Gips, Basalt-Actien-Gesellschaft, Schwenk Zement und GP Papenburg Entsorgung Ost.

Zu den Förderern der Initiativen gehören unter anderem der Kupferproduzent Aurubis und das Bergbauunternehmen Zinnwald Lithium. Die Universität Halle listet das ITEL als „An-Institut“.

Im Osterzgebirge schwelt seit Langem ein Streit über den geplanten Abbau eines Lithiumvorkommens bei Altenberg an der Grenze zu Tschechien. In der Region soll sich die zweitgrößte Lithium-Lagerstätte Europas befinden. Während die Planungen für den Abbau auf tschechischer Seite laut Mitteldeutschem Rundfunk bereits fortgeschritten sind, regt sich auf deutscher Seite Widerstand.

Bürgerinitiativen und Umweltverbände haben laut Bericht in diesem Januar in einem Brief an die zuständige EU-Generaldirektion appelliert, dem Vorhaben erneut den Status als „Strategisches Projekt“ zu verwehren. Zinnwald Lithium hatte die Einstufung dem Vernehmen nach vor einem Jahr beantragt, die EU-Behörde lehnte den Antrag ab. Wie der MDR erfahren haben will, hat das Unternehmen vor Kurzem einen neuen entsprechenden Antrag eingereicht.
 Auch in anderen Ländern regt sich Widerstand gegen den Abbau von Lithium-Vorkommen. So etwa in Westserbien, wo der britisch-australische Konzern Rio Tinto im Jadar-Tal Lithium und Bor im Auge hat. Im November 2025 setzte der Konzern das Projekt laut Medienberichten aus. Die EU hatte die Lagerstätte im Jadar-Tal im Sommer 2025 als „Strategisches Projekt“ ausgewählt.

Das Projekt, die Akzeptanz der Lithiumwertschöpfung in Mitteldeutschland zu erforschen, wird vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) gefördert. Die Laufzeit ist für November 2025 bis Oktober 2028 vorgesehen.

Bei Syngenta handel es sich um ein Agrarunternehmen, das in über 90 Ländern aktiv ist. Der Geschäftsbereich „Syngenta Crop Protection“ bündelt das Geschäft mit Pflanzenschutz, „Syngenta Seeds“ das Saatgutgeschäft. Ersterer hat seinen Hauptsitz in Basel (Schweiz), Syngenta Seeds in den USA. 

Die beiden Partner habe ihre Unterschrift unter ein sogenanntes virtuelles Power Purchase Agreement − kurz „vPPA“ − gesetzt. Anders als bei einem klassischen, physischen Stromliefervertrag fließt der Strom dabei nicht direkt vom Windpark zum Abnehmer. Stattdessen handelt es sich um einen finanziellen Vertrag: Der erzeugte Windstrom wird ins öffentliche Netz eingespeist und am Markt vermarktet, während Syngenta die Herkunftsnachweise für ein festgelegtes Volumen erhält. Damit kann das Unternehmen den Strom rechnerisch den eigenen Verbräuchen zuordnen, ohne die bestehende operative Beschaffung umzustellen.

Preis pro kWh richtet sich nach dem Spotmarkt

Das Vertragsvolumen beträgt laut den Unternehmen 125 Millionen kWh pro Jahr. Über fünf Jahre entspricht das insgesamt 625 Millionen kWh bis zum Vertragsende im Jahr 2030. Grundlage ist ein Portfolio von Windparks in Deutschland. Den Abrechnungspreis für das im vPPA abgesicherte Stromvolumen wollen die Partner an den Spotmarkt koppeln.

Für Syngenta ist es das erste VPPA. Laut Rachel Stenson Bugnon, Global Head CP Sourcing bei Syngenta, kann das Modell könne helfen, CO2-Reduktionsziele voranzubringen, ohne die Effizienz in den europäischen Anlagen zu beeinträchtigen. Statkraft verweist darauf, dass VPPA in Deutschland an Bedeutung gewinnen, nennt dafür aber keine Zahlen.

Traditionell dominieren in Deutschland - im Gegensatz zu anderen europäischen Ländern wie etwa Spanien oder die skandinavischen Länder - rein physisch erfüllbare PPA, weil angesichts der relativ hohen deutschen PPA-Preise kaum Ökostrom auf diese Weise exportiert wird. Die hohen Preise liegen am hohen Förderniveau und dem Doppelvermarktungsverbot für geförderten Ökostrom.

Sascha Schröder, Vice President Central European Origination bei Statkraft, beschreibt das Modell VPPA als Verbindung zwischen Windparkbetreibern und Industrie. Windparks bräuchten nach dem Auslaufen der Förderung verlässliche Erlöse, während Unternehmen Instrumente suchten, die zur bestehenden Beschaffungsstrategie passen.

Was das virtuelle PPA in der Praxis bedeutet

Der Vertrag hat zwei Ebenen. Erstens erhält Syngenta über die Herkunftsnachweise die Möglichkeit, ein vereinbartes Grünstromvolumen bilanziell als erneuerbar zu deklarieren. Zweitens soll das Modell nach Darstellung der Unternehmen die Erlössituation von Windenergieanlagen stützen, die nach dem Ende staatlicher Förderungen am Markt bestehen müssen. So bleibt der erzeugte Strom im Netz verfügbar, während Syngenta den erneuerbaren Anteil seiner Beschaffung rechnerisch absichert.

Statkraft ist ein internationaler Erzeuger erneuerbarer Energie. Der Konzern produziert nach eigenen Angaben Strom aus Wasserkraft sowie aus Wind, Sonne und Gas und handelt zudem Energie; er beschäftigt rund 7.000 Mitarbeiter in 20 Ländern.

Nach Korrekturen an der Ergebnisprognose im November 2025 und Januar 2026 erwartet der Erneuerbarenprojektierer für das Geschäftsjahr 2025 erstmals in der Unternehmensgeschichte einen hohen Jahresverlust (wir berichteten). Das Unternehmen wird das vergangene Geschäftsjahr wohl mit einem Minus von 170 Millionen Euro abschließen. 

Die Anpassung der Prognose resultiert zu einem Teil aus zeitlichen Verschiebungen in einem Umfang von 40 Millionen Euro, wie Abo Energy schon im Januar ad hoc mitgeteilt hatte (wir berichteten). Weitere 35 Millionen Euro entfallen auf Wertberichtigungen infolge aktueller Marktveränderungen in Deutschland und international.

Zu den Verschiebungen zählen unter anderem für 2025 eingeplante Rechteverkäufe auf Wind- und Batterieprojekte in Deutschland. Darüber hinaus haben sich Abrechnungen für erbrachte Entwicklungsleistungen sowie die Abnahme vorgesehener Bauleistungen gegenüber den ursprünglichen Planungen verzögert.

Stellenbbau bei Abo Energy wahrscheinlich 

Die Geschäftsleitung hat nach eigener Auskunft bereits ein Transformations- und Effizienzprogramm gestartet. Ein Beratungsunternehmen unterstützt bei der Analyse und Umsetzung. Geschäftsführer Alexander Reinicke erklärte in der Mitteilung: „Wir haben bereits zahlreiche Maßnahmen identifiziert und teilweise auch umgesetzt, um unsere Kosten an das veränderte Marktumfeld anzupassen – dazu gehört aller Voraussicht nach auch ein entsprechender Personalabbau.“ Für die operative Steuerung des Sanierungsprozesses hat das Unternehmen Hübner Management eingebunden.

Für die Umsetzung des Sanierungskonzepts benötigt Abo Energy auch die Zustimmung der Gläubiger der Anleihe 2024/2029 (ISIN: DE000A3829F5). Das Unternehmen plant eine Abstimmung ohne Versammlung. Dabei sollen die Gläubiger unter anderem auf die Negativerklärung in den Anleihebedingungen verzichten.

Dieser Schritt soll es ermöglichen, Sicherheiten für Zwischenfinanzierungen laufender Projekte zu bestellen. Zudem ist vorgesehen, den Rechtsanwalt Andreas Ziegenhagen als gemeinsamen Vertreter der Anleihegläubiger zu bestellen, um deren Beitritt zur Stillhaltevereinbarung zu organisieren. Die Abstimmungsunterlagen stellt das Unternehmen nach Veröffentlichung der Einberufung im Bundesanzeiger online bereit.

Projektpipeline als Grundlage für Neuausrichtung

Ungeachtet der angespannten Lage verweist das Management auf die Projektpipeline. Diese umfasst nach Unternehmensangaben Wind-, Solar- und Batterieprojekte mit einer Gesamtleistung von 30.000 MW. Einerheblicher Teil entfällt auf Deutschland und Frankreich. Diese Projektbasis soll nach Abschluss der Sanierung die Grundlage für eine Rückkehr zu stabilen Ergebnissen liefern. 

Die Abo Energy GmbH & Co. KGaA ist ein deutsches Energieunternehmen mit Sitz in Wiesbaden. Es ist tätig in der Entwicklung, Planung, Errichtung und im Betrieb von Anlagen der erneuerbaren Energien. Das Unternehmen realisiert Wind- und Solarparks sowie Batterie- und Wasserstoffprojekte und deckt alle Projektphasen von der Standortanalyse über Genehmigung und Bau bis zur Betriebsführung und zum Service ab.

Das Unternehmen ist nach eigenen Angaben in rund 16 Ländern aktiv und beschäftigt derzeit 1.400 Mitarbeitende. Die Umsatzerlöse beliefen sich 2024 auf 446 Millionen Euro. Die laufende Projektentwicklung umfasst rund 34.000 MW an Wind, Solar und Batteriespeichern.

Stiebel Eltron hatte das Werk in Höxter, eine frühere Maschinenbaufabrik in unmittelbarer Nähe zum Stammsitz in Holzminden, Ende 2022 übernommen. Nach einem Jahr Umbau und Investitionen von 7,6 Millionen Euro startete die Produktion im Dezember 2023. Die Erholung des Marktes führe jetzt dazu, dass das Werk wieder gebraucht werde, hieß es.

„Wir sind überzeugt, dass der Markt nicht nur stabil bleiben, sondern zukünftig weiter wachsen wird“, lässt sich CEO Kai Schiefelbein zitieren: „Denn die Wärmepumpe hat dem Gaskessel auch in Deutschland endgültig den Rang abgelaufen: 2025 war sie erstmals die meistverkaufte Heizung in Deutschland.“

Nach einem Rekordjahr 2023 mit mehr als 350.000 verkauften Geräten sei der Wärmepumpen-Absatz in Deutschland 2024 auf 193.000 Stück gesunken. 2025 erholte sich der Markt auf 284.000 Geräte. „Ein ziemliches Auf und Ab, das sich auch in unserer Umsatzentwicklung niedergeschlagen hat – oder anders gesagt: Willkommen in der Achterbahn“, sagt Schiefelbein.

Schiefelbein schreibt diese Entwicklungen in erster Linie dem politischen Umfeld zu. 
Die starke Abhängigkeit vom politischen Rahmen stelle die gesamte Branche vor Herausforderungen – nicht nur die Industrie, auch das Handwerk, Zulieferer und natürlich auch die Verbraucher. Schiefelbein fordert daher vor allem Kontinuität – unter anderem in Form einer dauerhaft verlässlichen Förderpolitik. Alle deutschen Heizungshersteller hätten in den vergangenen Jahren massiv in die Wärmepumpe, in Forschung und Entwicklung sowie Kapazitätsaufbau investiert. Der Stiebel-Eltron-Chef: „Es kann kein Politiker wollen, dass daraus Investitionsruinen werden.“

(Zur Stellung von Wärmepumpen allgemein im deutschen Gebäudebestand laut Dena-Gebäudereport siehe separate Meldung)

Haushaltskunden werden durchschnittlich mit einem Jahresverbrauch von 3.500 kWh/a in Niederspannung angenommen. Gewerbekunden sind definiert mit einem Jahresverbrauch von 50 MWh/a und Jahreshöchstlast von 50 kW ebenfalls im Niederspannungsnetz. Industriekunden haben durchschnittlich einen Jahresverbrauch von 24 GWh/a bei einer Jahreshöchstlast von 4 MW und sind am Mittelspannungsnetz angeschlossen. Die Werte basieren auf Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt.

Strom: Überwiegend etwas schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag präsentiert. Der Dienstag wurde im Base mit 130,75 Euro/MWh und im Peak mit 141,00 Euro/MWh bewertet.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Dienstag ein gutes Stück geringer ausfallen als noch am Montag. Ab Mittwoch werden aber bereits wieder steigende Beiträge von Wind und Sonne zur Stromproduktion erwartet. Das US-Wettermodell sieht für die kommenden Tage unterdurchschnittliche Windstrommengen. Zwischen dem 30. Januar und dem 2. Februar dürfte es kurzzeitig windiger werden und die Beiträge dürften über den saisonüblichen Mittelwert klettern. Die Temperaturprognosen deuten weiterhin auf eine winterliche Witterung hin. Die US-Meteorologen erwarten der jüngsten Prognose zufolge bis 4. Februar unterdurchschnittliche Werte.

Am langen Ende verlor das Cal 27 bis zum frühen Nachmittag 2,07 Euro auf 85,25 Euro/MWh.

CO2: Schwächer haben sich die CO2-Preise zum Start in die neue Woche gezeigt. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.00 Uhr um 1,00 Euro auf 87,40 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 18,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 89,30 Euro, das Tief bei 87,16 Euro.

Grundsätzlich könnten die festen Gaspreise, bedingt durch das Wetter in Europa und den USA, noch etwas Unterstützung für CO2 mit sich bringen. Sollte Kohle im Vergleich zu Gas über einen längeren Zeitraum attraktiver sein, würde dies auch für CO2 positive Impulse bedeuten, selbst bei einem geringeren Strombedarf, so die Einschätzung der Analysten von Vertis.

Erdgas: Mit teils deutlichem Plus haben sich die europäischen Gaspreise am Montag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 0,125 Euro auf 40,125 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 3,050 Euro auf 43,600 Euro/MWh nach oben.

Treiber sind niedrige Temperaturen in Teilen Europas mit einem höheren Gasverbrauch, der auf vergleichsweise niedrige Füllstände der Gasspeicher trifft. Zuletzt ist auch der Gaspreis in den USA deutlich gestiegen, was die Notierungen am europäischen Markt mit nach oben zog. In den USA tobt einer der verheerendsten Winterstürme der vergangenen Jahre. Am Sonntag waren dort zeitweise rund eine Million Menschen von Stromausfällen betroffen.

Neben der kalten Witterung wirken auch geopolitische Risiken immer wieder als Preistreiber im Handel mit Erdgas. Zuletzt hatte unter anderem die angespannte Lage im Iran die Sorge vor einem Übergreifen auf die gesamte Region geschürt. Außerdem wird am Markt weiter auf eine stärkere Nachfrage in China hingewiesen, dem weltweit größten Abnehmer von Flüssigerdgas.