Allerdings gibt es inzwischen auch immer mehr Unternehmen, die darauf spekulieren, dass die EU ihre stramme Klimapolitik fortsetzt. Ein Kurswechsel würde die Unternehmen benachteiligen, die in saubere Technologien investiert hätten. Klar ist, dass der Emissionshandel reformbedürftig ist. Ob eine Reform eher den Wünschen der Klimalobby oder denen der Industrie Rechnung trägt, ist aber noch nicht ausgemacht. Auch darüber beraten die Staats- und Regierungschefs. Die Kommission will ihre Vorschläge noch vor der Sommerpause vorlegen.

Europaabgeordneter warnt vor Kollaps

Der Europaabgeordnete Peter Liese (CDU) hat in den vergangenen Jahren maßgeblich daran mitgewirkt, die Klimapolitik der Kommission durchzusetzen. Er will grundsätzlich daran festhalten, dass die Europäer sich anspruchsvolle Klimaziele setzen. Eine Abschaffung des ETS könne zum „Kollaps des internationalen Klimaschutzes“ führen, warnt Liese. Allerdings müsse die Industrie in der schwierigen wirtschaftlichen und geopolitischen Situation, in der sie sich befinde, entlastet werden. 

Liese sieht eine Reihe von Stellschrauben, die im Rahmen der geplanten Reform des ETS neu justiert werden müssten: die „Benchmarks“, die jährliche Reduzierung der Emissionsrechte, die Integration der negativen Emissionen, der Umgang mit internationalen Zertifikaten nach Artikel 6 des Pariser Abkommens und das Ende der Versteigerung neuer Zertifikate.

Bereits in den kommenden Monaten will die Kommission einen Vorschlag zur Überarbeitung der Standards für die beste Technologie (Benchmarks) vorlegen. Unternehmen, die mit dieser Technologie arbeiten, bekommen ihre Emissionszertifikate gratis. Wer mehr CO2 ausstößt, muss zumindest für einen Teil der entstehenden Emissionen Zertifikate kaufen.

Gegenwärtig wird die Zahl der Emissionsrechte jedes Jahr um 4,3 Prozent reduziert, ab 2028 um 4,4 Prozent. Auf diese Weise sollen 2030 zweiundsechszig Prozent weniger Zertifikate auf den Markt kommen als bei Einführung des ETS 2005. Der Preis für die Zertifikate würde dadurch weiter steigen. Liese geht davon aus, dass die EU ihr Klimaziel auch erreichen würde, wenn der „lineare Faktor“(LRF) um etwa ein Prozent zurückgenommen würde.

Mehr Zertifikate durch „negative“ Emissionen

Mehr Zertifikate könnten dadurch generiert werden, dass „negative“ Emissionen entsprechend honoriert und für den Handel verfügbar gemacht werden. Sie könnten dadurch entstehen, dass CO2 aus der Atmosphäre entnommen und eingelagert wird (CCS), was allerdings noch nicht wirtschaftlich ist.

Für Klimaprojekte in Drittstaaten, die von europäischen Unternehmen finanziert werden, könnten zusätzlich Zertifikate geschaffen werden. Würden sie in den europäischen Handel einfließen, würde der Druck auf den CO2-Preis im ETS weiter reduziert. Solche Zertifikate müssten den Anforderungen von Artikel 6 des Pariser Klimaabkommens genügen, was Klimaschützer allerdings für unzureichend halten.

Gratiszertifikate sollen Unternehmen schützen, die im internationalen Wettbewerb stehen. Dafür führt die EU ab 2026 schrittweise einen Klimazoll (CBAM) auf Stahl, Zement und einige andere Massengüter ein. Im Gegenzug werden die Gratiszertifikate in diesen Branchen ebenfalls schrittweise gekürzt und sollen 2034 auslaufen. Die Industrie fühlt sich dadurch allerdings nur bedingt geschützt. Auf dem europäischen Markt gebe es zu viele Umgehungsmöglichkeiten, auf dem Weltmarkt nütze der CBAM nichts. Liese möchte, dass auch nach 2034 Gratiszertifikate vergeben werden.

Schließlich könnten Branchen wie die chemische oder die Zementindustrie ihre Emissionen bis 2039 nicht auf Null reduzieren. Die Versteigerung neuer Zertifikate müsse deswegen auch später fortgesetzt werden.

An welchen Schrauben die Kommission bis zur Sommerpause drehen will, ist ihr Geheimnis. Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen macht der Industrie bislang keine Hoffnung. Die Mitgliedsstaaten sollten das Geld, das sie durch den Emissionshandel einnehmen, in Form von Subventionen an die Unternehmen zurückgeben, sagte sie auf einem Industriegipfel in Antwerpen. Bundeskanzler Friedrich Merz (CDU) hat auf derselben Veranstaltung deutlich gemacht, dass er eine spürbare Entlastung bei den Kosten des Emissionshandels erwartet.

 

 

Im Zusammenhang mit der aktuell geplanten Reform des Vergaberechts wird auf EU-Ebene derzeit diskutiert, Unternehmen, die von staatlichen Ausschreibungen oder Fördermitteln begünstigt werden, zur Produktion innerhalb der EU zu verpflichten. 

„Echte europäische Leitmärkte erreichen wir nicht mit ‚made in Europe‘-Pflichten, die nur für öffentliche Vergabeverfahren gelten, sondern mit sektorenübergreifenden ‚made in Europe‘-Standards und gezielter Förderung für europäische Produktion“, lässt sich Liebing in einer aktuellen Pressemitteilung zitieren.

Teure Beschaffung, verzerrter Wettbewerb

Stadtwerke müssten bis 2030 einen Großteil der bundesweit veranschlagten 721 Milliarden Euro für die Energiewende mobilisieren. Eine Beschränkung auf europäische Anbieter könne die Beschaffung verteuern, insbesondere bei Komponenten, für die es bislang nur wenige Hersteller in Europa gebe. Höhere Investitionskosten für Netze und Erzeugungsanlagen würden sich langfristig in den Energiepreisen niederschlagen und die Wettbewerbsfähigkeit der Wirtschaft beeinträchtigen. 

Zudem berichtet der Verband von bereits bestehenden Lieferengpässen. Stadtwerke und Verteilnetzbetreiber hätten teilweise Schwierigkeiten, benötigte Produkte für Energiewende-Projekte zu beschaffen. Zusätzliche Herkunftsvorgaben könnten diese Situation verschärfen und Projekte weiter verzögern. Damit, so die Argumentation, würde auch die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten verlängert. 

Als dritten Kritikpunkt nennt der VKU mögliche Wettbewerbsverzerrungen. Während private Unternehmen weiterhin international zum günstigsten Preis einkaufen könnten, wären kommunale Unternehmen an die Herkunftsvorgaben gebunden. „Weniger Wettbewerb führt selten zu sinkenden Preisen“, warnt Liebing. 

Hintergrund ist die anstehende Reform des europäischen Vergaberechts. Der VKU hat hierzu gemeinsam mit den kommunalen Spitzenverbänden eine Stellungnahme vorgelegt und auf seiner Internetseite veröffentlicht.

Laut der Analyse entspräche dieses Volumen rund 42 Prozent der Stromerzeugung aus Kohle und Gas in der EU im Jahr 2025. Bei vollständiger Nutzung könnten die identifizierten Kapazitäten etwa 301 TWh Strom pro Jahr liefern. Ember verweist dabei auf den hohen Kapazitätsfaktor geothermischer Anlagen, die kontinuierlich Strom bereitstellen können.

Das größte wirtschaftlich erschließbare Potenzial sieht Ember in Ungarn. Es folgen Polen, Deutschland und Frankreich. Die Organisation argumentiert, dass der Ausbau der Tiefengeothermie die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten senken und die Energiesicherheit stärken könne.

Neue Technologien bohren tiefer

Technologische Fortschritte hätten die Ausgangslage grundlegend verändert, heißt es in der Untersuchung. Moderne Bohrtechniken sowie Enhanced Geothermal Systems (EGS) ermöglichten den Zugang zu tieferen und heißeren Gesteinsschichten. Dadurch sei die Stromerzeugung aus Geothermie nicht länger auf vulkanisch aktive Regionen wie Island beschränkt. Ember betont, dass viele dieser Entwicklungen bislang wenig öffentliche Aufmerksamkeit erhalten hätten und Geothermie in weiten Teilen Europas noch immer als nicht verfügbar gelte.

Im Jahr 2024 waren in Europa 147 Geothermiekraftwerke in Betrieb. Sie verfügten zusammen über etwas mehr als 3.500 MW installierte Leistung und erzeugten rund 20 Milliarden kWh Strom. Ein Großteil der Produktion entfiel auf die Türkei, Italien und Island. Darüber hinaus produzieren unter anderem Kroatien, Frankreich, Deutschland, Ungarn, Österreich und Portugal geothermischen Strom. In Belgien, der Slowakei und Griechenland befinden sich Projekte im Aufbau. Nach Angaben von Ember sind europaweit rund 50 weitere Kraftwerke in unterschiedlichen Entwicklungsphasen.

Weltweite Reserven unerschlossen

Global spielt die Tiefengeothermie bislang eine untergeordnete Rolle. 2024 lag ihr Anteil an der weltweiten Stromerzeugung laut Ember bei weniger als 0,5 Prozent. Allerdings rechnet die Organisation mit einer deutlichen Beschleunigung des Ausbaus. Bis 2030 könnten weltweit jährlich knapp 1.500 MW neu installiert werden, was einer Verdreifachung des Zubaus im Vergleich zu 2024 entspreche. Langfristig könne die Geothermie bis 2050 bis zu 15 Prozent des globalen Wachstums der Stromnachfrage decken.

Ember verweist zudem auf eine aktuelle Analyse aus den USA. Demnach könnte Geothermie dort kosteneffizient bis zu 64 Prozent des erwarteten zusätzlichen Strombedarfs von Rechenzentren bis Anfang der 2030er Jahre decken. Geothermiekraftwerke eigneten sich für ein Energiesystem mit hohem Anteil fluktuierender Erzeugung, da sie gesicherte Leistung bereitstellen und systemstabilisierend wirken könnten.

Politische Weichen stellen

Politisch sieht Ember in Europa Nachholbedarf. Zwar hätten mehrere Mitgliedstaaten, darunter Österreich, Kroatien, Frankreich, Ungarn, Irland und Polen, nationale Geothermie-Fahrpläne verabschiedet. Auf EU-Ebene habe das Thema jedoch erst 2024 an Dynamik gewonnen. Sowohl der Rat der Europäischen Union als auch das Europäische Parlament hätten sich für eine Beschleunigung ausgesprochen und eine Europäische Geothermie-Allianz angeregt.

 
Ob die Tiefengeothermie ihr identifiziertes Potenzial ausschöpfen kann, hängt laut Ember maßgeblich von den politischen Rahmenbedingungen ab. Die Organisation nennt drei zentrale Handlungsfelder: Erstens müsse die EU Investitionsrisiken durch gemeinsame Instrumente und gezielte Förderprogramme senken. Zweitens gelte es, Genehmigungsverfahren zu straffen und den Zugang zu Untergrunddaten zu verbessern. Drittens müsse der Systemwert der Geothermie in der Strommarktgestaltung und Energieplanung stärker berücksichtigt werden.

Ohne eine solche Priorisierung drohe Europa laut Ember, seine führende Rolle in der Geothermie zu verlieren. Die kommenden Entscheidungen im Rahmen des nächsten mehrjährigen Finanzrahmens sowie geplanter industriepolitischer Initiativen könnten daher richtungsweisend sein.

Die Geothermie-Studie von Ember steht in englischer Sprache als PDF zum Download bereit.

Marktdienlich seien die meisten schon. Der entscheidende Punkt sei jetzt, auch die Netzdienlichkeit zu erreichen, beispielsweise durch den Einsatz von Batteriespeichern im Redispatchprozess, und über die Anreize dafür, dass Batteriespeicher Systemdienstleistungen erbringen. “Dafür gibt es jetzt Märkte und es sind spannende Ansätze da“, sagte Lopion. Diese Anreize gelte es, langfristig zu sichern.

Zunächst aber müssen die Batteriespeicher erst einmal ins Netz. Anschlussanträge für 12.500 Batterieprojekte lagen Ende 2025 allein beim Verteilnetzbetreiber Eon Netz auf dem Tisch, berichtet Stefan Richter, Vice President Regulatory Management bei Eon. Nicht hinter all diesen Anträgen stehen realisierbare Projekte, über den Anschluss entscheiden muss der Netzbetreiber trotzdem. Die Speicherbetreiber, sagt Richter, empfänden sich dabei als ganz besondere Flexibilitätsoption. Das seien sie auch. „Aber andere können viele Dinge auch“.

Auch Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge, Heimspeicher oder Solaranlagen böten enormes Flexibilisierungspotenzial, sagte die Mitgründerin und Chief Growth Officer (CGO) des Plattformanbieters Beebop, Sandra Trittin. „Großspeicher sind zentral, sie sind wichtig. Sie sind aber nur der erste große Schritt.“

Schwierige Priorisierung

Umso mehr ist es notwendig, sinnvolle Priorisierungskriterien für die Vergabe von Netzanschlüssen zu entwickeln. Für das Übertragungsnetz haben die Netzbetreiber unlängst ein Papier vorgelegt, das die Anschlussvergabe in Abhängigkeit vom Realisierungsgrad ermöglichen soll, das sogenannte „Reifegradverfahren“.

Was dabei allerdings nur indirekt eine Rolle spielt, ist das Dekarbonisierungspotenzial der anschlussbegehrenden Projekte. „Wir möchten schon auch den Dekarbonisierungsbeitrag bewerten“, sagt Stefan Richter. „Aber das Dekarbonisierungsmerkmal ist, wenn es in einen Streit vor Gericht geht, das schwächste Element.“ Mögliche Priorisierungsoptionen seien Aspekte wie die Frage der Ortsflexibilität eines Projektes, die Bereitschaft, mittels FCA (Flexible Connection Agreement) die Einspeiseleistung begrenzen zu lassen, die Jahreshöchstnutzungsraten und weitere Kriterien.

„Aber die Frage, in welcher Reihenfolge sie anschließen, ist dieselbe Frage wie während der Gasmangellage, wen sie zuerst abschalten. Und Sie wissen, wie die Entscheidung ausgegangen ist: Es hat sie keiner getroffen.“ Nun sei die Frage: Muss die Politik, die Behörde oder der Netzbetreiber die Entscheidung treffen? „Wenn wir das entscheiden sollen, dann brauchen wir Haftungserleichterungen. Wir können nicht 12.500 Gerichtsverfahren führen. Oder jemand anders soll es entscheiden.“

„Wir brauchen jedes Fitzelchen Flexibilität“

Grundsatzentscheidungen, die die richtigen Rahmenbedingungen für die Transformation des Energiesystems in den kommenden Jahren setzen, wünscht sich auch Sven Becker, CEO des Stadtwerkeverbunds Trianel. „Wenn wir dekarbonisieren, also auf 0 GW gesicherte Leistung kommen wollen, und heute bei einer Höchstlast von 75 GW sind, die durch die Elektrifizierung 100 GW hochgeht, dann müssen wir 100 GW Backup vorhalten. Und wir können nicht 100 GW Gaskraftwerke bauen. Da brauchen wir jedes Fitzelchen Flexibilität“.

Aus Investorensicht − Trianel hat vor drei Jahren ein 900-MW-Speicherprojekt gestartet − kämen derzeit aber die falschen Signale, wie beispielsweise die kürzlich bekannt gewordenen Überlegungen der Bundesnetzagentur, die Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicherprojekte zu streichen. Projekte für mehrere Milliarden Euro seien derzeit in der Entwicklung. „Und jetzt kommt die Bremsspur der Regulierung. Damit wird eine Unsicherheit geschürt, die für den Standort Deutschland höchstgradig schädlich ist. Das ist Gift für die Energiewende und für einen Industriestandort Deutschland“, sagte Becker unter Applaus des Publikums.

Thomas Seibel, CEO des Investmentberaters „re:cap“, hält Priorisierungskriterien wie im Reifegradverfahren ebenfalls für längst überfällig. Für ihn sei auch wichtig, dass die Projekte auch einen volkswirtschaftlichen Nutzen bringen „Aber mein Eindruck ist: Wir drehen immer nur an kleinen Stellschrauben.“ Noch werde nicht über die großen Gesamtstrategien geredet. „Wir brauchen eine integrale Sichtweise“, sagt auch Trianel-CEO Becker: „Lasst uns nicht Netz gegen Markt oder Erneuerbare gegen Speicher ausspielen.“

„Bundesweit liegen zahlreiche Windparkprojekte vollständig geplant und genehmigt vor und könnten kurzfristig in den Bau gehen – doch die aktuell stark überzeichneten Ausschreibungen bremsen den Ausbau aus“, so die Verbände. Durch mehr genehmigte Zubaumengen könnte die klimafreundliche Windenergie schneller fossilen Kohlestrom aus dem Netz verdrängen, argumentieren PEE BW und LEE Bayern.

Auch die bayerische Staatsregierung, das Umweltministerium Baden-Württemberg sowie weitere Bundesländer sprechen sich für höhere Ausschreibungsvolumina in diesem Jahr aus. Diese Erweiterung wäre ein pragmatischer Schritt innerhalb der bestehenden gesetzlichen Rahmenbedingungen, um die Engpässe bei den Ausschreibungen zu entschärfen.

Deutschland nicht auf dem Zielpfad für 2030

„Selbst wenn besonders viele Projekte in Nord- und Ostdeutschland unmittelbar profitieren würden, ist eine Erhöhung des Ausschreibungsvolumens im Sinne der gesamtdeutschen Energiewende richtig und notwendig“, betonen die Verbände aus Bayern und Baden-Württemberg. Die Plattform Erneuerbare Energien Baden-Württemberg e.V. (PEE BW) ist eine Dachorganisation der Verbände, Unternehmen und Forschungsinstitute aus der Erneuerbaren-Energien-Branche in Baden-Württemberg.

Zuvor hatte das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin) resümiert, dass der Ausbau von Photovoltaik und Windkraft in Deutschland nicht genügen für den notwendigen Zielpfad bis 2030 (Wir berichteten). In seinem Energiewende-Monitor für das zweite Halbjahr 2025 sieht das Institut „nicht das Tempo, das für Klimaschutz und Energiesouveränität wünschenswert wäre.“

So erreichte Ende 2025 die Photovoltaik 117.000 von 215.000 MW, die das Erneuerbare-Energien-Gesetz für 2030 vorsieht. Die Windkraft an Land kommt auf knapp 60 Prozent des angestrebten Niveaus. Deutlich größer fällt der Rückstand bei der Windkraft auf See aus.

Demnach äußerten elf Prozent der Befragten geringes Vertrauen in eine stabile Stromversorgung. Gleichzeitig vertraut mit fast 90 Prozent die große Mehrheit auf die Netzstabilität. Jüngste Ereignisse wie die Blackouts nach Anschlägen in Berlin hätten jedoch zur Verunsicherung beigetragen, erklärt Thomas Haller, globaler Leiter der Practice Chemicals, Energy und Base Materials bei Simon-Kucher.

Rat für Energieversorger

Nach Einschätzung Hallers müssen Energieversorger und Netzbetreiber auf diese Stimmung reagieren. Auch wenn Ängste vor flächendeckenden Stromausfällen aus fachlicher Sicht unbegründet seien, sollten Unternehmen die Bedenken ernst nehmen. Versorger sollten aktiv den Kontakt zu ihren Kundinnen und Kunden suchen und transparent kommunizieren, so Haller. Das stärke das Vertrauen von Bestandskunden.

Die hohe Sensibilität zeigt sich laut Studie auch an der Vorsorgebereitschaft. 58 Prozent der Haushalte geben an, sich auf mögliche Notfälle oder Überlastungen vorbereitet zu haben. Besonders Eigentümer investierten in technische Lösungen: 22 Prozent setzen auf Photovoltaik-Anlagen, 19 Prozent auf Generatoren und 15 Prozent auf Heimspeicher.

Doch auch Mieterinnen und Mieter treffen Vorkehrungen. 28 Prozent der Befragten halten geladene Powerbanks oder Akkus bereit, 23 Prozent verfügen über Gaskocher. Michael Kässer, Partner bei Simon-Kucher, sieht darin ein Signal: Der Schutz kritischer Infrastruktur sei stärker in den Fokus der Öffentlichkeit gerückt. Die ausgeprägte Vorsorgebereitschaft unterstreiche dieses gestiegene Sicherheitsbedürfnis.

Künstliche Intelligenz verunsichert Befragte

Neben klassischen Blackout-Szenarien rückt auch der Einsatz künstlicher Intelligenz in der Stromversorgung in den Blick. Laut Studie haben 21 Prozent der Befragten wenig Vertrauen in KI-Anwendungen zur Steuerung der Stromversorgung. 12 Prozent geben sogar an, ihren Stromvertrag im Falle eines KI-Einsatzes unmittelbar kündigen zu wollen. Malte Trukenmüller, Senior Director bei Simon-Kucher, spricht von einem ausgeprägten Aufklärungsbedarf.

Viele Menschen nähmen KI als Unsicherheitsfaktor wahr. Konstantin Schaller, ebenfalls Partner in der Practice Chemicals, Energy und Base Materials, fordert daher Transparenz: Versorger sollten offenlegen, wofür sie KI einsetzen, welchen Nutzen sie erwarten und wie sie mit Daten umgehen. Vertrauen entstehe, wenn Unternehmen die Funktionsweise nachvollziehbar machten und die Technologie aus der „Blackbox“ holten.

Konrad Keyserlingk, Vorsitzender der German Task Force Electricity, räumte ein, dass es auch in der deutschen Politik Stimmen gebe, die sich für eine Aufspaltung aussprechen. „Aber ein vollumfassendes Konzept, wie eine Preiszonenaufspaltung umgesetzt werden soll, hat noch keiner vorgelegt.“ Die einheitliche Preiszone sei ein Erfolgsmodell, betonte der Händlerverband. Wegen ihrer Stabilität und hohen Liquidität werde sie auch von Nachbarländern zur Absicherung genutzt.

Efet begrüßt zudem, dass die Bundesnetzagentur mit der Netzentgeltreform die Belastung der Arbeitspreise senken und die Netzkosten bei Kunden oberhalb der Niederspannung hauptsächlich durch einen Kapazitätspreis abbilden will. Ein Kapazitätsmarkt müsse so groß wie nötig, aber so klein wie möglich ausfallen, so Efet-Geschäftsführerin Anne Köhler. Aus pragmatischen Gründen der schnelleren und problemloseren Umsetzung könne einem zentralen Kapazitätsmarkt der Vorzug vor dezentralen Märkten gegeben werden. 

Zum Gashandel hieß es von Efet, trotz niedriger Speicherstände sei die Versorgung derzeit gesichert. Gashändler und -vertriebe hätten ihre Mengenrisiken bereits umfassend abgesichert. Kritik übte der Händlerverband an den derzeitigen Füllstandsvorgaben. Diese wirkten marktverzerrend und sollten nicht fortgeführt werden. Es sei Aufgabe des Marktes, die von den Kunden benötigte Flexibilität über verschiedene Produkte zu bestmöglichen Konditionen bereitzustellen. Dies gelinge ohne regulatorische Eingriffe am besten, so Efet.

Der auf Reede liegende LNG-Tanker „Minerva Amorgos“ wird laut WSA noch im Laufe des 12. Februar im Hafen von Mukran erwartet. Dazu sollen die vier Schlepper des Terminalbetreibers Deutsche Regas das Schiff durch das Fahrwasser in den Hafen führen. Auch diesem Konvoi fahre die „Neuwerk“ voraus. Der Tanker hätte regulär eigentlich schon länger am Terminal festmachen sollen, was aber durch die Wetter- und Eislage verhindert wurde. 

Das Energie-Terminal „Deutsche Ostsee“ hat nach Regas-Angaben in den vergangenen drei Monaten mit 12,9 TWh die größte Gasmenge aller schwimmenden LNG-Terminals in Europa regasifiziert. Mit 4,4 TWh sei über das Terminal auf Rügen im Januar zudem erneut die größte Gasmenge aller deutschen LNG-Terminals in das deutsche Fernleitungsnetz eingespeist worden. 

Um die Fahrrinne weiter freizuhalten, soll die eigentlich in der Nordsee eingesetzte „Neuwerk“ voraussichtlich etwa eine Woche vor Ort bleiben. Im Gegenzug hilft der Ostsee-Eisbrecher „Arkona“ in der Nordsee aus.

Panattoni ist ein 1986 in den USA gegründeter Entwickler von Industrie- und Logistikimmobilien mit heute 70 Standorten in Nordamerika, Indien, Saudi-Arabien und Europa. Im niederländischen Kerkrade entwickelt er einen Gewerbepark mit rund 36.000 Quadratmetern Fläche. Das Gebäude wird vollständig elektrisch betrieben und nach dem niederländischen Nachhaltigkeitsstandard „BREEAM-NL“ zertifiziert, wie das Unternehmen mitteilt.

Kapazität kommt vom Nachbarn

Nach Angaben von Jeroen Gerritsen, Geschäftsführer von Panattoni für Belgien und die Niederlande, war für das Projekt ursprünglich keine zusätzliche Netzkapazität verfügbar. Das benachbarte Unternehmen The Lycra Company habe seine vertraglich gesicherte Anschlussleistung nicht vollständig ausgeschöpft. „Ein Teil dieser Kapazität wurde uns zur Verfügung gestellt“, erklärt Gerritsen.

In Kombination mit einer Batterie, einer Photovoltaikanlage und einer intelligenten Steuerung reiche die Leistung nun aus, um den Gewerbepark zu versorgen. Auf diese Weise lässt sich vorhandene Netzkapazität nutzen, ohne das Netz ausbauen zu müssen. Konkret installiert Panattoni nach eigenen Angaben eine Batterie mit 1 MW Leistung und 2 MWh Speicherkapazität sowie eine Photovoltaikanlage mit 1,2 MW auf dem Dach.

Die Systeme sollen Lastspitzen abfedern und den Eigenverbrauch des vor Ort erzeugten Stroms erhöhen. Cable Pooling ermöglicht es, temporär nicht benötigte Kapazitäten eines Nachbarn mitzunutzen. Sobald dieser seine Leistung selbst benötigt oder einen eigenen Anschluss erhält, endet die gemeinsame Nutzung.

Energiedienstleister Censo hilft

Unterstützt wurde das Projekt von Censo, einem niederländischen Dienstleister für Energiewendethemen. Censo begleitet nach eigenen Angaben Unternehmen bei Netzengpässen, Energieeinkauf, Effizienzmaßnahmen sowie beim Einsatz von Ladeinfrastruktur, Batterien und Solaranlagen.

Michiel Buysing Damste, Geschäftsführer von Censo, sieht in dem Modell eine Alternative zu Energiehubs. „Netzengpässe bremsen zunehmend die Entwicklung von Gewerbegebieten“, sagt er. Kollektive Lösungen wie Energiehubs seien technisch vielversprechend, aber organisatorisch komplex. Abstimmungen, Vertragsgestaltung und gemeinsame Risikoverteilung führten häufig zu Vorlaufzeiten von eineinhalb bis drei Jahren. Zudem sei in der Regel eine Genehmigung des Netzbetreibers erforderlich.

Cable Pooling lasse sich dagegen innerhalb kurzer Zeit umsetzen, so Buysing Damste. Unternehmen benötigten lediglich ein Standardprodukt des Netzbetreibers und müssten die gemeinsame Nutzung bei der niederländischen Aufsichtsbehörde Autoriteit Consument & Markt (ACM) anzeigen. Die individuell vertraglich gesicherte Anschlussleistung bleibe bestehen. Das unterscheide das Modell von manchen Energiehub-Konzepten, bei denen Unternehmen ihre feste Anschlusskapazität teilweise aufgeben müssten.

Aus Sicht von Panattoni schafft die Lösung Planungssicherheit für wachsende Unternehmen. Solange die vertraglich gesicherte Kapazität genutzt wird, kann der Netzbetreiber sie nicht wegen Knappheit reduzieren, betont Gerritsen. Unternehmen mit Expansionsplänen könnten so ihre Leistung absichern und dennoch kurzfristig Projekte realisieren.

Unterstützung der Stadt Kerkrade

Auch die Stadt Kerkrade erwartet wirtschaftliche Impulse. Stadtrat Alexander Geers verweist auf die Lage an der N300 mit Anbindung an die Autobahnen A76 und A2 sowie an deutsche Fernstraßen. Binnen einer Stunde seien 18 Millionen Verbraucher erreichbar, innerhalb von 500 Kilometern 160 Millionen. Zudem liege die Stadt nahe wichtiger Binnenwasserstraßen zwischen Rotterdam und dem deutschen Hinterland.

Mit dem Projekt in Kerkrade setzt Panattoni nach eigenen Angaben ein Modell um, das auch für andere Standorte in den Niederlanden infrage kommen könne. Vor dem Hintergrund anhaltender Netzengpässe dürfte die Frage, wie bestehende Anschlusskapazitäten effizienter genutzt werden können, weiter an Bedeutung gewinnen.

Aktuell ist Gas fast vollständig der Energieträger, der in drei örtlichen Blockheizkraftwerken auf KWK-Basis zum Einsatz kommt. Laut Transformationsplan soll die Fernwärme im Netz bis 2030 zu 30 Prozent aus erneuerbaren Energien und Abwärme bestehen. Dieser Anteil soll bis 2040 auf 80 Prozent und bis 2045 auf 100 Prozent steigen.

Mit der Großwärmepumpe wären ab dem Jahr 2030 auf einen Schlag 22 Prozent der Fernwärme klimaneutral erzeugt. Dieser Wert bezieht sich auf eine prognostizierte thermische Leistung von etwa 2 MW. Der Versorger aus dem Harz erwartet rund 15,2 Millionen kWh Wärme für das Netz. Errechnet ist dies anhand einer Leistungszahl (COP) von 2,3 bis 3,5 bei etwa 7.650 Betriebsstunden pro Jahr.

Im bestehenden Fernwärmenetz von Wernigerode waren im vergangenen Jahr 69,2 Millionen kWh für Wärme und Warmwasser erforderlich. Daraus ergibt sich das gute Fünftel des aktuellen Bedarfs, den die neue Anlage decken könnte. Aktuell seien 8 Prozent der Innenstadt Wernigerodes an die Fernwärme angeschlossen, so eine Sprecherin der Stadtwerke auf Anfrage. Das Netz hat im Moment eine Länge von 45 Kilometern.

Dies ist aus mehreren Gründen eine Momentaufnahme. Erstens seien noch technische Details für die Großwärmepumpe zu klären, wodurch deren finale Ausgestaltung weiter offen sei. Zweitens rechnet der Versorger bis 2045 im wachsenden Fernmwärmenetz mit einem steigenden Absatz von 100 Millionen kWh.

Die derzeit überlegte Auslegung würde laut Stadtwerken für etwa 760 Altbauwohnungen mit einem Verbrauch von jährlich 20.000 kWh oder für 1.000 Haushalte mit 15.000 kWh Bedarf reichen. Auf Basis der Machbarkeitsanalyse wollen die Stadtwerke die Planungen konkretisieren und ihre Investitionsentscheidung treffen.

Auf Nachfrage erklärt die Sprecherin der Stadtwerke, dass das Vorhaben bis zu 7 Millionen Euro kosten werde. Einen Teil der Summe will der Versorger über Fördermittel auftreiben. Die Machbarkeitsanalyse liege bereits seit Dezember 2025 vor. Neue regulatorische Rahmenbedingungen erforderten allerdings weitere Planungen, so die Sprecherin.

Die Wernigeroder Idee passt ins Bild, das das Energiewirtschaftliche Institut der Kölner Universität (EWI) Mitte Januar gezeichnet hat. Es schätzt, dass die installierte Leistung von Großwärmepumpen bis 2030 auf knapp 1.150 MW steigen könnte (wir berichteten). Das wäre in etwa eine Versechsfachung verglichen zu heute (rund 200 MW).

Bei dem Prozess wird das entnommene Flusswasser um etwa vier Grad abgekühlt, bevor es in die Donau zurückfließt. Die dabei gewonnene Energie wird ins Fernwärmenetz eingespeist. Der Betrieb der Flusswasserwärmepumpen, so die SWU, habe keine negativen Auswirkungen auf die generelle Wassertemperatur der Donau und somit auch nicht auf Flora und Fauna im und am Fluss. 

Projekt erhält Fördermittel 

Bei der iKWK-Ausschreibung vom Dezember 2024 hatten sich die SWU auch schon Fördergelder für das Flusswärmepumpenprojekt gesichert. Wegen Überzeichnung wurden nur fünf von 13 eingereichten Vorhaben berücksichtigt.

 
Im Jahr 2025 betrug die Nennleistung der Steinkohlekraftwerke in Deutschland rund 20,4 Gigawatt. Der Energieträger mit der höchsten Nennleistung war Photovoltaik, gefolgt von Windenergie, so das Statistische Bundesamt. Die Energieträger Braunkohle und Kernenergie wurden im Ranking nicht dargestellt, da die Nennleistung bei null lag.

Eine Sprecherin der Stadtwerke Bonn (SWB) bestätigt auf Anfrage dieser Redaktion, dass das Unternehmen diese Summe dem Stadtrat in nicht-öffentlicher Sitzung mitgeteilt hätte. Für 2029 und 2030 steigt das Defizit laut Papier auf 34 Millionen Euro beziehunsgsweise auf 42,9 Millionen Euro. Als Grund führt der Konzern die vergangene Entscheidung der Kommune an, die Zuschüsse für die verlustreiche Verkehrssparte ab 2028 herunterzufahren.

Die Stadtwerke selbst sind also offenbar nicht in finanziell schwierigem Fahrwasser. Dafür spricht, dass die Energiesparte – organisiert in der Gesellschaft SWB Energie und Wasser – verlässlich 50 Millionen Euro in die Kassen des Konzerns spült. Diese „stabilen Ergebnisse“ pro Jahr plane der Versorger auch für die Zukunft, so die Sprecherin.

Bestellte Nahverkehrsleistungen auch bezahlen

Mit dem Wirtschaftsplan spielen die Stadtwerke den Ball zurück ins Feld der Kommune. Diese hatte in den vergangenen Jahren das Angebot im Nahverkehr von den Stadtwerken eher ausweiten lassen, aufgrund eigener Finanzprobleme die Zuschüsse in den Haushalten ab 2028 dann allerdings reduziert.

„Aus Sicht der SWB müssen die bestellten ÖPNV-Leistungen auch bezahlt werden“, so die Sprecherin. Anders gesagt, ist der Versorger nicht bereit, das Minus auf den eigenen Deckel zu nehmen. Für die SWB-Gruppe müsse sich „mindestens ein ausgeglichenes Ergebnis“ ergeben. Das Verhältnis zum neuen Oberbürgermeister Guido Deus (CDU) gilt als nicht ganz unbelastet, seit ein Vertrauter Einfluss auf ein Grundstücksgeschäft der Stadtwerke nehmen wollte (wir berichteten).

Jetzt reagiert die Kommunalpolitik. Der Rat hat die Kommune mit OB Deus an der Spitze beauftragt, gemeinsam mit den Stadtwerken einen Sparplan für den ÖPNV zu entwickeln. Nach Lesart der Stadtwerke geht es darum, den Nahverkehrsplan so zu überarbeiten, die ÖPNV-Leistungen ab dem Jahr 2028 wieder mit den finanziellen Möglichkeiten der Bundesstadt Bonn zu „harmonisieren“. Die Ratsvorlage des OB spricht von „erheblichen Einschnitten in das ÖPNV-Netz und die Bedienungsqualität“.

Örtliche Medien spekulieren auch darüber, dass die Einsparungen nicht auf den Nahverkehr beschränkt bleiben. So könnten auch andere Ausgaben der SWB in den Fokus geraten, die der Wirtschaftsplan bis 2030 listet und mit insgesamt 1,2 Milliarden Euro beziffert. Darunter befinden sich zwei- bis dreistellige Millionenbeträge für (Straßen-)Bahnen, Elektrobusse oder die Leitungsnetze. Der OB hatte den Fahrplan für die Umstellung der Busflotte auf Elektroantriebe zuletzt öffentlich in Zweifel gezogen.

Müller-Dib ist seit 2021 zusammen mit Robert Hedwig (45) Geschäftsführerin der Shell Energy Deutschland. Dieses Unternehmen war erst kurz zuvor als Tochter der Deutschen Shell Holding gegründet worden. 2024 hatte die Managerin eine Vertragsverlängerung bekommen.

Shell Energy Deutschland organisiert laut Gesellschaftsvertrag das Geschäft mit Erdgas „und anderen Kohlenwasserstoffen“ auf allen Wertschöpfungsstufen von der Produktion respektive dem Einkauf bis zum Vertrieb, den Strom- und den Emissionshandel. Außerdem führt die Gesellschaft die Geschäfte von Kommanditgesellschaften im Kontext des Unternehmenszwecks. Zeitweise hatte sie eine Wasserstoff-Tochter-GmbH, die dann 2024 wieder auf die Mutter verschmolz.
 
Müller-Dib äußerte sich in einer Vattenfall-Mitteilung begeistert über „die starke Erfolgsgeschichte“ des schwedischen Konzerns „in Transformation und Dekarbonisierung“. Sie könne es „nicht erwarten“, zum künftigen Erfolg von Vattenfall beizutragen. Als „Vice President Business Unit Trading“ bei Vattenfall AB werden vor allem die Handelsflure in Hamburg und Stockholm ihr zugeordnet sein.

Sjur Jensen, Bereichsleiter Märkte bei Vattenfall AB, stellte Müller-Dibs Erfahrung in der Wirtschaft, ihr Verständnis der Wertschöpfungskette und nachgewiesenen Führungsqualitäten heraus. Vattenfall will bis 2040 in seiner gesamten Wertschöpfungskette klimaneutral werden, bis hinunter zu Scope-3 (Nutzungsemissionen der Kunden). Shell will dies mit der gleichen Wertschöpfungstiefe bis 2050 erreichen. Sowohl der Strom- als auch der Ölkonzern haben sich dazu Zwischenziele gesetzt.

Mit den beiden bleibe „die Führung weiter in erfahrenen Händen“, heißt es in einer Mitteilung. Das Führungsduo setze auch künftig auf Kontinuität und einen klaren Kurs. Im Mittelpunkt stünden dabei langfristige Kundenbeziehungen – von der individuellen Beratung über die Installation bis hin zum laufenden Betrieb. 

„Günter hat Mer Germany über Jahre mitgestaltet und in einer wichtigen Transformationsphase entscheidend mitgeprägt. Besonders bei der Integration verschiedener Unternehmensstrukturen war sein Einsatz von unschätzbarem Wert“, erklärte Achatz zum Führungswechsel. Er habe seine Überzeugung für nachhaltige Mobilität mit großem Engagement vorgelebt, so Jessica Schneider.

Fuhrmann betonte, Erfolg entstehe nie im Alleingang. Es brauche Vertrauen, Offenheit und Menschen, die auch in schwierigen Situationen Verantwortung übernehmen. Mer Germany sei mit seinen Nachfolgern für die kommenden Aufgaben gut aufgestellt.

Das operative Ergebnis (Adjusted Ebit) lag bei 80 Millionen Euro und damit unter dem Vorjahreswert von 122 Millionen Euro. Die kühlere Witterung hatte einen positiven Einfluss auf das Ergebnis. Eine geringere Anlagenverfügbarkeit im Umweltgeschäft sowie Ergebnisrückgänge im Erzeugungsbereich und im Geschäftsfeld Commodity Services wirkten sich dagegen negativ aus. 

„Unser Start ins Geschäftsjahr 2026 liegt angesichts des anspruchsvollen Marktumfelds im erwarteten Rahmen“, erklärte dazu Vorstandsvorsitzender Gabriël Clemens. Für das Gesamtgeschäftsjahr bestätigt das Energieunternehmen seine Prognose: MVV geht unverändert davon aus, dass das Adjusted Ebit zwischen 200 und 240 Millionen Euro liegen wird. Parallel will die Unternehmensgruppe die notwendige Transformation des Energiesystems voranbringen. MVV hat im Berichtszeitraum 206 Millionen Euro investiert „und damit erneut ein klares Zeichen für eine nachhaltige Energiezukunft gesetzt“.

Blossey ist seit 2020 Geschäftsführer der Starke Datensysteme Erfurt GmbH, einem IT-Systemhaus mit Fokus auf Softwareeinführungen in Unternehmen. Dort verantwortete er sowohl die strategische als auch die operative Unternehmensentwicklung. Zuvor war Blossey bereits mehrere Jahre in leitender Funktion bei der Varys tätig gewesen.
 
„Mit Björn Blossey gewinnen wir einen Geschäftsführer mit hoher fachlicher Kompetenz, Führungserfahrung und einem klaren Blick für die Weiterentwicklung digitaler Geschäftsmodelle“, kommentierte Andre Sack, Geschäftsführer der Stadtwerke Energie Jena-Pößneck GmbH, die Personalie.

Der Kanzler, Regierungschef des wirtschaftlich wichtigsten und wohl einflussreichsten Landes der EU, hatte eine Überarbeitung oder Verschiebung des Handelssystems ins Spiel gebracht, um die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie zu erhöhen. Wenn es Merz gelingt, Verbündete für seine Pläne zu gewinnen, könnten die Preise am CO2-Markt sogar noch weiter zurückgehen.

Strom: Schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt vor dem Hintergrund der massiven Abgaben am CO2-Markt am Donnerstag gezeigt. Der Day-Ahead allerdings gewann 2,25 auf 107 Euro/MWh im Base und 1,25 auf 116,25 Euro/MWh im Peak. An der Börse kostete der Day-Ahead 106,84 Euro in der Grundlast und 115,73 Euro in der Spitzenlast.

Ursächlich für den Preisanstieg beim Day-Ahead ist die etwas geringere Einspeiseleistung der Erneuerbaren, die für den Freitag vorhergesagt wird. Diese soll laut den Meteorologen von Eurowind von 25,9 GW am Berichtstag auf 21,4 GW zurückgehen. Deutlich geringer soll die Einspeiseleistung am Wochenende ausfallen. Für Samstag bis Montag hat Eurowind einen kurzen Kältevorstoß für Deutschland prognostiziert. Das längerfristig orientierte US-Wettermodell geht davon aus, dass die darauffolgende Milderung auf saisonübliche Temperaturen nur von kurzer Dauer sein und von neuer, noch kräftigerer und länger anhaltender Kälte abgelöst werden wird.

Am langen Ende sank das Strom-Frontjahr 1,91 auf 80,02 Euro. Damit nähert sich das Frontjahr laut Händlern der Schlüsselunterstützung von 80 Euro.
CO2: Die CO2-Preise sind am Donnerstag massiv eingebrochen. Der Dec 26 verlor bis 13.58 Uhr um 4,71 auf 73,74 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 63,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 77,50 Euro, das Tief bei 72,18 Euro.

Marktteilnehmer führen die Verluste auf Aussagen der Staats- und Regierungschefs aus Deutschland, Italien und Tschechien zurück, die auf eine Aufweichung des europäischen Emissionshandelssystems drängen. Die seit Tagen andauernde Diskussion zu diesem Thema hat damit weiter an Fahrt gewonnen. Bundeskanzler Merz forderte, das bestehende CO2-Handelssystem in der EU zu überarbeiten und ‌die nächsten ⁠Schritte notfalls zu verschieben. Das ⁠System sei eingeführt worden, um die Emissionen zu reduzieren und gleichzeitig den Unternehmen den Übergang zu CO2-freien Produktionslinien zu ermöglichen, sagte der Kanzler. „Sollte es sich aber nicht um das richtige Instrument handeln, sollten wir sehr offen für eine Überarbeitung oder zumindest für eine Verschiebung ⁠sein“, betonte er.

Erdgas: Etwas fester haben sich die Erdgaspreise am Donnerstag gezeigt. Am TTF gewann der Frontmonat März um 0,40 auf 32,85 Euro. Am deutschen THE zog der Day-Ahead um 1,375 auf 35,57 Euro/MWh an.

Händler führen die Zugewinne auf die niedrigen Speicherstände und auf Wetterprognosen zurück, die für Deutschland bis Ende des Monats deutlich unterdurchschnittliche Temperaturen prognostizieren. Weniger ausgeprägt dürfte die Kälte laut dem US-Wettermodell allerdings in Nordwesteuropa ausfallen.

Der Gasflow aus Norwegen beträgt für den Berichtstag gemäß dem Fernleitungsnetzbetreiber Gassco 329,5 Millionen Kubikmeter. Ungeplante Wartungsarbeiten im Feld Sleipner führen zu Minderkapazitäten von 7,8 Millionen Kubikmetern.