Wind Europe bewertet die Investitionen als wichtigen Beitrag zur industriellen Wettbewerbsfähigkeit und Energiesicherheit Europas. Zugleich warnt der Verband vor politischen Risiken. Überlegungen zur Reform des EU-Strommarktdesigns sowie eine mögliche Neuverhandlung des EU-Emissionshandelssystems (EU-ETS) könnten die Investitionssicherheit beeinträchtigen. Wind Europe-CEO Tinne van der Straeten erklärte: „Eine nachträgliche Änderung der Rahmenbedingungen würde die Wettbewerbsfähigkeit schwächen und Investitionen direkt gefährden.“

Deutschland war 2025 mit 5.200 MW das Land mit dem größten Zubau, gefolgt von der Türkei mit 2.100 MW, Schweden mit 1.800 MW und Spanien mit 1.600 MW. Der Ausbau konzentrierte sich zu 90 Prozent weiterhin auf Projekte an Land. Insgesamt wurden mehr als 17.000 MW Onshore-Windleistung errichtet, davon etwa 2.000 MW im Rahmen von Repowering-Projekten. Neun Länder installierten jeweils mehr als 500 MW.

Besonders dynamisch entwickelte sich der Markt in Litauen. Das baltische Land nahm 759 MW neue Leistung in Betrieb und erhöhte damit seine installierte Kapazität um mehr als 40 Prozent. Windenergie deckte dort laut Wind Europe rund 33 Prozent des Strombedarfs. Der Ausbau unterstütze das Ziel, sich vom russischen Stromnetz zu entkoppeln und die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten zu reduzieren.

Anlagen auf See verzögert

Im Offshore-Segment fiel der Ausbau dagegen deutlich schwächer aus. Europa brachte 2025 rund 2.000 MW neue Offshore-Leistung ans Netz – der niedrigste Wert seit 2016. Wind Europe führt dies vor allem auf Bauverzögerungen zurück und erwartet für 2026 einen Nachholeffekt. Neue Offshore-Anlagen wurden ausschließlich in Großbritannien, Deutschland und Frankreich angeschlossen.

Für den Zeitraum von 2026 bis 2030 rechnet Wind Europe mit einem Zubau von insgesamt 151.000 MW, davon 112.000 MW in der Europäischen Union. Mehr als ein Drittel des EU-Zubaus dürfte aus dem deutschen Onshore-Markt kommen. In vielen anderen Mitgliedstaaten sieht der Verband jedoch strukturelle Hemmnisse.

Netzanschlüsse würgen Zubau ab

Als größten Engpass nennt Wind Europe den unzureichenden Ausbau der Stromnetze sowie lange Warteschlangen bei Netzanschlüssen. Auch bei der Elektrifizierung von Industrie, Verkehr und Wärme sehen die Analysten Defizite. Die langsame Nachfrageentwicklung schmälere die Geschäftsgrundlage für neue Windprojekte. Ein angekündigter Elektrifizierungsaktionsplan der EU müsse hier gegensteuern, etwa durch stärkere Förderung industrieller Wärmeanwendungen mit Wärmepumpen oder Elektrokesseln sowie durch geringere Abgaben auf Strom.

Zudem kritisiert der Verband Verzögerungen bei Genehmigungsverfahren. Zwar habe die EU im Rahmen der Erneuerbare-Energien-Richtlinie Maßnahmen zur Beschleunigung vorgeschlagen. Viele Mitgliedstaaten setzten diese jedoch nur zögerlich um. Die Europäische Kommission habe deshalb Vertragsverletzungsverfahren gegen 26 von 27 EU-Staaten eingeleitet.

Aus Sicht von Wind Europe entscheiden stabile politische Rahmenbedingungen darüber, ob die geplanten Investitionen umgesetzt werden. Angesichts hoher Strompreise und zunehmenden Wettbewerbsdrucks komme es darauf an, Ausbauhemmnisse zügig zu beseitigen und Planungssicherheit zu gewährleisten, fordert der Verband.

Der komplette Wind Europe-Bericht 2025 steht in englischer Sprache als PDF zum Download bereit.

Nach Angaben des Brandenburger Wirtschaftsministeriums betrifft die Übergangsregelung vor allem die Regionen Lausitz-Spreewald, Oderland-Spree und Prignitz-Oberhavel, in denen die Fortschreibung der Regionalplanung noch läuft. In den Regionen Uckermark-Barnim und Havelland-Fläming sind die Pläne bereits abgeschlossen. Hintergrund ist die bundesgesetzliche Vorgabe, wonach die Länder bis 2032 mindestens zwei Prozent ihrer Fläche für Windenergie an Land ausweisen müssen.

Ausbau steuern

Wirtschaftsminister Daniel Keller (SPD) betonte im Landtag, das Moratorium solle den Ausbau steuern, nicht bremsen. Ziel sei es, neue Anlagen vor allem dort zu errichten, wo Netzinfrastruktur vorhanden ist und der erzeugte Strom aufgenommen werden kann. Infrastrukturminister Detlef Tabbert erklärte laut Landesregierung, der Ausbau müsse zudem mit der Akzeptanz in den Kommunen in Einklang stehen.

Das Gesetz kam mit den Stimmen von SPD und CDU zustande. Ursprünglich hatte die SPD das Moratorium gemeinsam mit dem Bündnis Sahra Wagenknecht (BSW) vorbereitet. Nach dem Bruch der Zusammenarbeit brachte die SPD die Regelung allein ein und passte sie gemeinsam mit der CDU an. Anders als zunächst vorgesehen gilt das Moratorium nicht rückwirkend. Die Opposition kritisierte dies, so sagte die BSW-Abgeordnete Jenny Meyer, bereits laufende Genehmigungsverfahren könnten dadurch nicht mehr gestoppt werden. Die CDU verteidigte die Regelung mit dem Hinweis auf Vertrauensschutz für Investoren.

Windkraftverband begrüßt Regelung

Der Landesverband Erneuerbare Energien Berlin-Brandenburg (LEE BB), bewertete das Gesetz grundsätzlich positiv. Vorsitzender Jan Hinrich Glahr erklärte laut Verbandsmitteilung, das Moratorium habe zuvor zu Unsicherheiten bei Bürgern und Unternehmen geführt. Die neue Regelung schaffe Klarheit in den betroffenen Gebieten und stärke die kommunale Bauleitplanung. Projekte mit weit fortgeschrittenem Genehmigungsverfahren erhielten Planungssicherheit und Vertrauensschutz.

Gleichzeitig forderte der Verband, die fehlenden Regionalpläne zügig fertigzustellen. Laut Glahr müsse sich die Politik nun wieder stärker auf zentrale energiewirtschaftliche Fragen konzentrieren. Dazu gehörten Rahmenbedingungen für wettbewerbsfähige Strom- und Wärmepreise vor Ort sowie eine stärkere Nutzung regional erzeugter Energie. Chancen sieht der Verband insbesondere im Zuge der erwarteten Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Dafür fordert Glahr Bundesratsinitiativen des Landes.

Nach Zahlen des Wirtschaftsministeriums waren im Januar in Brandenburg 4.150 Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von rund 9.550 MW in Betrieb. Die Landesregierung plant, die Leistung bis 2030 auf etwa 11.500 MW und bis 2040 auf rund 15.000 MW auszubauen. Eine moderne Anlage kann dem Ministerium zufolge rechnerisch mehr als 4.000 Haushalte pro Jahr mit Strom versorgen.

Wie es in einer Pressemitteilung der DUH heißt, habe man einen bedeutenden juristischen Erfolg zum Schutz der Natur und des Klimas erzielt. Eine Wiederaufnahme des Betriebs sei erst zulässig, wenn nachgewiesen ist, dass keine erheblichen Beeinträchtigungen für das Wattenmeer zu erwarten sind. Eine Beschwerde gegen den Beschluss habe keine aufschiebende Wirkung. Der Beschluss sei sofort vollziehbar.

Sascha Müller-Kraenner, Bundesgeschäftsführer der DUH: „Das Wattenmeer ist eines der empfindlichsten und wertvollsten Ökosysteme Europas und darf nicht weiter durch Ölförderung gefährdet werden. Die Ölförderung durch die veraltete Plattform Mittelplate bedeutet ein enormes Risiko für alles Leben im Wattenmeer. Mit jedem Tag steigt die Gefahr eines Unfalls.“ Die Folgen einer Ölpest wären für das Wattenmeer und seine Funktion katastrophal. Millionen von Wattwürmern, aber auch Seehunde, Kegelrobben und Schweinswale könnten ihre Nahrungsquelle und Lebensgrundlage im Watt verlieren. 

Ein Sprecher des Betreibers Wintershall Dea Deutschland sagte, das Unternehmen wolle die Entscheidung sorgfältig prüfen. Man sei überzeugt, dass die Zulassung des Hauptbetriebsplans unter Einhaltung aller Vorschriften erfolgte.

Mittelplate – Deutschlands bedeutendstes Erdölfeld

Die Förderinsel Mittelplate gilt als das bedeutendste Erdölfeld Deutschlands und ist zugleich eines der technisch und politisch außergewöhnlichsten Förderprojekte Europas. Das Feld liegt rund sieben Kilometer vor der schleswig-holsteinischen Küste in der Nordsee, am südlichen Rand des Nationalparks Schleswig-Holsteinisches Wattenmeer. Die Entdeckung erfolgte 1981, die Produktion begann 1987. Die zentrale Förderinsel wurde als künstliche Insel auf einer Sandbank errichtet. 

Die technische Infrastruktur wurde mehrfach modernisiert. Seit 2005 kommt eine leistungsfähige Bohranlage zum Einsatz, die Reichweiten von bis zu sechs Kilometern ermöglicht. Das geförderte Rohöl wird über eine Pipeline an Land transportiert und dort aufbereitet. Betreiber ist heute Wintershall Dea. Schätzungen gehen davon aus, dass noch rund 10 bis 15 Millionen Tonnen förderbar sind. Bisher wurden 40 Millionen Tonnen gefördert.

Projekt setzt auf Geld aus Bayern, Berlin und von Investoren 

„Die Finanzierung dazu wird ein wirklicher Kraftakt sein, das muss man sagen. Allein das Projekt Alpha wird 2 Milliarden Euro kosten“, sagte Bayerns Ministerpräsident Markus Söder. Der Freistaat werde sich mit 400 Millionen Euro beteiligen. Mindestens weitere 400 Millionen Euro kommen über Proxima Fusion durch private Investoren − dieser Tage findet in München dazu eine große Investorenkonferenz statt, um Geld einzuwerben. Er hoffe sehr, dass der Bund seinen Teil für das „große nationale Projekt“ übernehmen werde, laut Söder mehr als eine Milliarde Euro. 

Nach Angaben von Proxima-Fusion-Gründer Francesco Sciortino geht es um nicht weniger als die Gelegenheit, „eine ganz neue Industrie zu bauen“. Ziel sei es, die Anlage in den nächsten sechs, sieben Jahren in Betrieb zu bringen. Das verlange aber eine echte Weltklasseleistung. 

Fusionsreaktor „Stellaris“ soll in Gundremmingen entstehen 

Parallel zum Projekt „Alpha“ in direkter Nachbarschaft zum Max-Planck-Institut in Garching sollen laut RWE in Gundremmingen die Vorbereitungen für den späteren Bau des ersten kommerziell nutzbaren Fusionsreaktors „Stellaris“ erfolgen. Dieser soll weitgehend identisch zu „Alpha“ sein und ermöglichen, mittels Magnetfusions-Technologie nutzbare Energie zu erzeugen. Weltweit wird an der Kernfusion geforscht - bisher muss aber noch immer mehr Energie reingesteckt werden, als am Ende herauskommt. Die Finanzierung dieses Reaktors ist noch offen. 

Fusionsenergie basiert auf dem Prozess der Verschmelzung (Fusion) von Atomkernen, aus dem die Sonne und andere Sterne ihre Energie beziehen. In der Wissenschaft wird der Bau von Fusionskraftwerken seit den 1950er Jahren diskutiert.

Die besonders in Österreich unter dem Begriff Energiegemeinschaften geführten Privatbündnisse würden weiteren Zulauf erhalten, sofern größere Klarheit und simplere Prozesse Menschen den Weg zu ihnen erleichterten. Das schließt die Power Solution Energieberatung GmbH, Umsetzungspartner von Renvolveit in Österreich, aus den Workshops. Zwei davon veranstaltete das Unternehmen in Köln und Mainkofen (Bayern). 

Die Idee der Energiegemeinschaften reicht grundsätzlich von gemeinschaftlichen Erzeugungsanlagen über Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften bis hin zu Bürgerenergiegemeinschaften – und benötigt in der untersten Stufe nicht mehr als zwei Partner. In Österreich belief sich die Anzahl der Gemeinschaften Ende vergangenen Jahres auf 6.500.

Bei den jeweiligen Interessengruppen unterscheiden sich die Hindernisse. Privathaushalte benötigten mehr Praxisbeispiele, um Energieteilung im Alltag zu verstehen und ihr Einsparpotenzial kalkulieren zu können. Kleinere Unternehmen achteten genauer auf die Wirtschaftlichkeit und setzten auf bewährte Modelle und geringe Bürokratie. Kommunen wiederum suchten Ansatzpunkte, für das Vernetzen mit lokalen Projekten und das Einbinden der heimischen Bevölkerung.

Das Teilen von Energie scheitere mithin nicht am Willen der Menschen, heißt es weiter. Entsprechend sei passgenaue Unterstützung für verschiedene Zielgruppen ins Zentrum der Arbeit zu stellen. Möglich ist dies durch eine modulare, interaktive Software-Lösung. Die Toolbox bietet Hilfsmittel, um sich zu vernetzen, Projekte zu planen sowie Beteiligungsmanagement und Energieplanung in Angriff zu nehmen. Und dies in rechtlich und regional unterschiedlichen Zusammenhängen.

Vier Jahre nach dem russischen Angriff auf die Ukraine sei die strategische Bedeutung eines vollständig integrierten Energiemarkts höher denn je.
Fragmentierung, regulatorische Unsicherheiten und eine uneinheitliche Umsetzung europäischer Regeln bremsten nach Einschätzung des Verbands Investitionen und Wettbewerbsfähigkeit. Die Organisation verweist darauf, dass die Integration der Energiemärkte in den vergangenen zwei Jahrzehnten erhebliche Vorteile gebracht habe, darunter eine höhere Versorgungssicherheit, die Integration wachsender Anteile erneuerbarer Energien sowie zusätzliche Wohlfahrtsgewinne für Verbraucher.

Kernbotschaft des Reports ist, dass die EU bereits über die notwendigen Markt- und Regulierungsstrukturen verfüge. Priorität habe nun die vollständige und kohärente Umsetzung in allen Mitgliedstaaten. Eine tiefere Integration sei der schnellste Weg, um die industrielle Wettbewerbsfähigkeit zu stärken, die Resilienz der Energieversorgung zu erhöhen, Klimaneutralität kosteneffizient zu erreichen und regulatorische Komplexität für Unternehmen zu reduzieren.

Noch Fragmentierung und regulatorische Unsicherheiten

Giusi Squicciarini, Chair von Energy Traders Europe, erklärt, Europas Energiemärkte hätten in Krisenzeiten ihre Widerstandsfähigkeit unter Beweis gestellt und jährlich Milliardenbeträge an zusätzlichem Wohlfahrtsgewinn generiert. Die Arbeit sei jedoch nicht abgeschlossen. In einer zunehmend wettbewerbsintensiven globalen Wirtschaft hielten Fragmentierung und regulatorische Unsicherheiten Europa zurück. „Integrate by ’28“ skizziere daher einen praxisnahen Ansatz zur Vollendung des Internal Energy Market in den kommenden drei Jahren und betone die Bedeutung gemeinsamer Ziele und politischer Führung.

Inhaltlich deckt die Roadmap ein breites Spektrum ab. Im Bereich Strom und Netze fordert der Verband unter anderem die konsequente Umsetzung der 70-Prozent-Regel für grenzüberschreitende Kapazitäten, eine zielgerichtete Verwendung von Congestion Income sowie die stärkere Integration der EU-Balancing-Plattformen PICASSO und MARI. Zudem spricht sich die Organisation für eine Harmonisierung von Network Tariffs und Contracts for Difference (CfD) sowie für die Beschleunigung von Intraday-Gate-Closure-Zeiten aus.

Im Gassektor plädiert der Verband unter anderem für eine Überarbeitung des Methane-Regulation-Rahmens, eine effizientere Nutzung bestehender Infrastruktur, marktbasierte Speicherfüllung und die Entwicklung eines europäischen Zielmodells für Biomethan. Auch die Integration von Kapazitätsmechanismen über Grenzen hinweg sowie die stärkere Einbindung der Vertragsparteien der EU-Energiegemeinschaft und der Ukraine werden adressiert.

Klimapolitisch betont der Report die zentrale Rolle des EU-Emissionshandelssystems (EU ETS) als primäres Instrument der Dekarbonisierung. Vorgeschlagen werden unter anderem die Einbindung von CO2-Abscheidung und Speicherung, eine stabile Ausgestaltung des Klimazolls (Carbon Border Adjustment Mechanism – CBAM) sowie die perspektivische Verknüpfung von EU ETS und UK ETS.

Abschließend hebt Energy Traders Europe hervor, dass neben legislativen Anpassungen eine „Kultur eines wirklich europäischen Energiemarkts“ erforderlich sei. Politischer Wille, konsistente Umsetzung und eine enge Zusammenarbeit zwischen Institutionen und Marktteilnehmern seien entscheidend, um die Vollendung des Binnenenergiemarkts bis 2028 zu erreichen.

Die Roadmap „Integrate by ’28“ kann von der Internetseite von Energy Traders Europe heruntergeladen werden.

In einem Positionspapier, das der Dachverband der europäischen Industrie, Business Europe, in dieser Woche vorgelegt hat, werden weitgehende Änderungen verlangt. Die Industrie könne die absehbaren Belastungen nicht verkraften. Es ist der jüngste Vorstoß der Lobby, die seit Monaten Entlastung von politisch verursachten Kosten verlangt, allen voran den Kosten aus der Klimapolitik.

Besonders dramatisch sei die Lage der Raffinerien und der chemischen Industrie, beklagte der Hauptgeschäftsführer des Wirtschaftsverbandes Fuels und Energie, Christian Küchen, der dafür in dieser Woche nach Brüssel kam. Beide Branchen, die zusammen zentrale Wertschöpfungsketten der europäischen Wirtschaft ausmachten, stünden „unter massivem Wettbewerbsdruck“. Angesichts der auf die Unternehmen zukommenden Kosten aus dem Emissionshandel könnten viele Raffinerien schon bald nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden. Diese Aussicht verhindere bereits jetzt jede Investition.

Ganze Wertschöpfungsketten drohten in den Abgrund gerissen zu werden. Raffinerien produzierten nicht nur Heizöl und Treibstoffe, mehr als 20 Prozent ihrer Produktion seien unverzichtbare Vorprodukte für die chemische und die Pharmaindustrie, die ohne Raffinerien ebenfalls zur Verlagerung ihrer Produktion gezwungen seien. Die Pläne der Kommission, synthetische Kraftstoffe auf wenige Sektoren zu beschränken, seien nicht bis zu Ende gedacht. Ohne die Nachfrage der Autofahrer blieben synthetische Kraftstoffe auch für den Luftverkehr zu teuer.

Den Lobbyisten fällt das alles reichlich spät ein. Sie hoffen jetzt, eine weitere Verteuerung der Emissionsrechte abzuwenden. Dafür hat Business Europe eine lange Liste von Forderungen vorgelegt. Um ihnen Nachdruck zu verleihen, weist der Verband in seinem Papier darauf hin, dass „ein Teil der Emissionssenkung, die bisher erreicht wurde, das Ergebnis einer reduzierten Industrieproduktion und von Standortschließungen“ sei.

Aufweichung von Benchmarks gefordert

Die technologischen Voraussetzungen für die Energiewende, genug grüne und erschwingliche Energie, seien in vielen Sektoren nicht gegeben, heißt es in dem Positionspapier. Für Branchen, die ihre Emissionen kaum oder nur schwer reduzieren könnten, seien keine Geschäftsmodelle in Sicht. Es gebe weder genug private noch öffentliche Mittel, um dort zu investieren. Angesichts dieser Ausgangslage „muss das ETS an die aktuelle Lage und das nach 2030 herrschende Umfeld angepasst werden“.

Darunter versteht die Industrielobby vor allem eine längere Perspektive für industrielle Emissionen. Würde die jährliche Absenkung des „Caps“ im ETS (Linear Reduction Factor – LRF) beibehalten, kämen ab 2039 keine neuen Zertifikate mehr auf den Markt. Dies müsse verhindert werden, denn Branchen wie die Zement- oder die chemische Industrie könnten nach 2040 nicht ohne Emissionen weiter produzieren. Der LRF müsse entsprechend angepasst werden.

Die vom Emissionshandel betroffenen Branchen müssten besser gegen Wettbewerb aus Drittstaaten mit geringeren Klimakosten geschützt werden. Dafür müssten die Unternehmen weiter kostenlose Zertifikate erhalten. In den zu Beginn dieses Jahres eingeführten Klimazoll (Carbon Border Adjustment Mechanism – CBAM), der für fairen Wettbewerb sorgen soll, hat man bei Business Europe wenig Vertrauen. Die Vorstellung, dass die Kommission die Carbon-Intensität für tausende komplexe Produkte ermittelt, hält man in den Industrieverbänden für einen wirklichkeitsfremden Albtraum. Das für 2034 geplante Auslaufen der Zuteilung von Gratiszertifikaten müsse „verschoben“ werden.

Die Industrie verlangt außerdem, dass mehr Unternehmen als bisher solche Gratiszertifikate erhalten. Dafür müssten mehr Branchen als durch den internationalen Wettbewerb „gefährdet“ gelistet werden. Weil nur solche Unternehmen für ihre gesamten Emissionen Gratiszertifikate erhalten, die die beste Technik einsetzen, sollen die dafür geltenden Kriterien, die sogenannten „Benchmarks“, aufgeweicht werden. Die Zuteilung kostenloser Emissionsrechte dürfe auch nicht davon abhängig gemacht werden, dass die Unternehmen ihre Energieeffizienz verbessern.

Die Beihilfen zur Kompensation der Kohlenstoffkosten für energieintensive Unternehmen (Strompreiskompensation) müssten beibehalten werden, bis „die Stromerzeugung vollständig dekarbonisiert ist“. Auch hier sollte darüber nachgedacht werden, die Liste der Branchen zu erweitern, die im Wettbewerb stehen und von Standortverlagerungen in Drittstaaten (Carbon Leakage) bedroht seien.
Um die Liquidität des Emissionshandels auch nach 2030 aufrecht zu erhalten, soll die Marktreserve (MSR) flexibilisiert werden. Zertifikate aus der MSR sollen nicht mehr gelöscht, die Schwellenwerte zur Einstellung in die MSR und zur Freigabe aus der MSR sollen „dynamisiert“ werden, um den jeweiligen Marktbedingungen besser Rechnung tragen zu können.

Die Kommission hat bislang nicht erkennen lassen, dass sie diesen Wünschen Rechnung tragen will. Aber der Druck, in der Klimapolitik abzurüsten, steigt.

„Shift happens“ war in diesem Jahr das Motto, das mit der Assoziation von Bewegung über Kipppunkte hinweg den Schritt aus überkommenen Denk- und Aktionsmustern hin zu einer konsequenten Umsetzung von Energie-, Wärme- und Mobilitätswende verdeutlichen sollte. Und wenn doch einmal der Shift im Shit stecken bleibt und Gefahr läuft, den Sudden Death zu sterben − dann kann eine offene Fehlerkultur dafür sorgen, dass Anpassungen am Karren vorgenommen werden, um ihn wieder flott zu machen.

Viel wurde an den beiden Tagen über agiles Projektmanagement, über strategisches Management, über Product und Cluster Owner gesprochen. Auch sehr offen darüber, wie einzelne Unternehmen oder zumindest Abteilungen sich mit dem Aufbau neuer Geschäftsmodelle abmühen und so manches Lehrgeld dabei bezahlt haben.

„Was ich gerne früher gewusst hätte“ war die Einleitung von Johannes Gebler, dem Leiter der Abteilung Digitale Lösungen bei den Stadtwerken München, zu einer Liste von Erkenntnissen, die beim kommunalen Versorger in Umsetzungsprojekten zum Teil schmerzlich gewonnen wurden und nun in die Entwicklung und Umsetzung neuer Geschäftsmodelle jenseits des althergebrachten Commodity-Geschäfts einfließen. Der kommunale Versorger setzt dabei auf einen modularen „Best-of-Breed“-Ansatz bei IT-Systemen. Zentrale Erkenntnisse aus früheren Projekten: Prozesse und Datenstrukturen in frühen Phasen bewusst einfach halten, um kostspielige Systemanpassungen zu vermeiden, und die Systemverantwortung möglichst nah am Produkt ansiedeln. Die Münchner hätten bereits vor mehreren Jahren begonnen, Strukturen für sogenanntes Corporate Venture Building aufzubauen, berichtete Gebler. Inzwischen arbeiteten rund 200 Beschäftigte in diesem Bereich.

Wärmepumpengeschäft versus Gemeindewirtschaftsrecht

Auch die Stadtwerke Düsseldorf gewährten Einblick in ihre Transformationsstrategie. Mit dem Programm „One Sales“ wurde ein neues Betriebsmodell für den Vertrieb etabliert. Verschiedene Rollen – von Sponsoren auf Vorstandsebene bis zu Cluster- und Product-Ownern – sollen bereichsübergreifend zusammenarbeiten, um strategische Ziele in konkrete Projekte zu überführen. Messbare Kennzahlen spielten dabei eine zentrale Rolle, auch wenn man hier noch Entwicklungspotenzial sehe. Aktuelle Schwerpunkte seien unter anderem aktiver Kundensupport und KI-gestützte Kündigungsprognosen.

„Aber Transformation ist kein Dauerzustand“, betonte Strzelkowski. Wenn ein Produkt eine gewisse Reife erreicht habe, sei es wichtig, einer Stelle in der Linie die Verantwortung dafür zu übertragen. Dies könne sogar dazu führen, dass − Bottom-up − sich Produktentwicklungen auf die Organisation auswirken.

Ein relativ junges Produktsegment bespielen sowohl die Stadtwerke München als auch die Stadtwerke Düsseldorf bereits: die Wärmepumpe. Und das ist gut so, wenn man Anja Floetenmeyer-Woltmann zuhört. Denn die leidenschaftliche Advokatin der Wärmewende, früher unter anderem Geschäftsführerin der Klimaschutzagentur Region Hannover und heute im Wärmepumpenbeirat (Heat Pump Accelerator Platform) der EU-Kommission, sagte beim SID: „2026 ist das Jahr der Wärmepumpe.“ Im Neubau dominiere die Technologie bereits. Gleichzeitig kritisierte sie, Stadtwerke seien bei Informations- und Veranstaltungsformaten zur Wärmewende bislang zu wenig präsent. Kooperationen mit Industrie und Handwerk seien notwendig, um Marktpotenziale zu erschließen.

Dass das Wärmepumpengeschäft allerdings nicht ganz unproblematisch ist, zeigt sich beim Blick in das Gemeindewirtschaftsrecht der jeweiligen Bundesländer. So ging auch Ende des vergangenen Jahres der Streit der Kreishandwerkerschaft Mittelholstein mit den Stadtwerken Neumünster durch die Presse. Kritikpunkt: Die Stadtwerke machen den Installateuren mit ihrem Wärmepumpengeschäft unzulässige Konkurrenz.

Einen ausführlichen Beitrag über die Transformation der Stadtwerke und die Super Impact Days lesen Sie in der Print-Ausgabe von Energie & Management am 1. März.

„Die Entlastungen wirken punktuell, nicht systemisch“, sagt Alexander Weiss, Leiter der Energieberatung von Mc Kinsey in Deutschland. „Die hohen Kosten sind das Ergebnis langfristiger Strukturentscheidungen. Wettbewerbsfähige Strompreise sind jedoch ein zentraler Standortfaktor – gerade mit Blick auf KI und neue industrielle Anwendungen.“ 

Verzicht auf Förderung senkt Kosten kaum

Der Verzicht auf Förderung, so die Studie der Unternehmensberatung, würde die Gesamtkosten nicht spürbar senken. Sie liegen bei rund 90 Milliarden Euro pro Jahr. Ein wesentlicher Grund ist die Abschaltung von bestehenden disponiblen Kapazitäten bei gleichzeitigem Aufbau nicht disponibler Erzeugung – so wurden seit 2011 rund 20.000 MW Kernkraftkapazität abgeschaltet. Seit 2020 gingen weitere 26.000 MW an disponibler Leistung außer Betrieb, während nur knapp 8.000 MW neu gebaut wurden. Weiss: „Ohne Förderung wird derzeit fast nicht gebaut – weder bei den Erneuerbaren noch bei Gaskraftwerken.“ 

Gleichzeitig steigt der Strombedarf. Weltweit wächst der Stromverbrauch von Rechenzentren von rund 600 Milliarden kWh im Jahr 2025 auf etwa 1.600 Milliarden kWh bis 2030. In Deutschland könnte die Rechenzentrumsleistung bis 2030 auf rund 5.000 MW steigen, verbunden mit einer Stromnachfrage von etwa 37 Milliarden kWh. „Mit dem Hochlauf von künstlicher Intelligenz wird Strom zum strategischen Produktionsfaktor“, sagt Weiss. „Standorte mit hohen Preisen geraten unter Druck.“ 

Vier Hebel für ein besseres Gesamtsystem 

Vor diesem Hintergrund identifiziert die Studie vier Hebel, um Wettbewerbsfähigkeit und Investitionen langfristig zu sichern.

• Erstens kommt die Analyse zu dem Schluss, dass eine Energiewirtschaftszone mit besonders günstigen Erzeugungsbedingungen – etwa in Norddeutschland – eine vielversprechende Option sein könnte. Dort ließen sich erneuerbare Energien in großem Umfang zu wettbewerbsfähigen Vollkosten nutzen, ohne das nationale Strommarktdesign grundlegend verändern zu müssen. Die räumliche Nähe von Erzeugung und Verbrauch würde zusätzliche Effizienzgewinne ermöglichen und Investitionen erleichtern. 
• Zweitens sieht die Studie erhebliches Effizienzpotenzial im Netzbetrieb. In Deutschland agieren über 800 Verteilnetzbetreiber mit unterschiedlichen technischen Standards. Eine freiwillige stärkere Standardisierung, gemeinsame Beschaffung und engere Kooperation könnten die Kosten um 10 bis 15 Prozent senken und gleichzeitig die Resilienz der Netze erhöhen. 
• Drittens rückt die Finanzierung in den Fokus. Energiewende-Assets sind bislang stark fragmentiert und für große Investoren schwer zugänglich. Die Folge sind unnötig hohe Finanzierungskosten, die am Ende die Stromkunden tragen. Denkbar wäre, Investitionen stärker zu bündeln und strukturierte Vehikel zu schaffen, die Skaleneffekte ermöglichen. 
• Viertens plädiert die Studie dafür, inländisches Kapital gezielter zu mobilisieren. In Deutschland liegen aktuell rund 3 Billionen Euro auf Sicht- und Termineinlagen. Gleichzeitig wird ein großer Teil der Energieinfrastruktur von ausländischen Pensionsfonds finanziert. Staatlich flankierte Investitionsmodelle könnten dazu beitragen, inländisches Kapital stärker für langfristige Infrastrukturinvestitionen zu mobilisieren und so die Finanzierungskosten des Systems strukturell zu senken. 

„Die Energiewende entscheidet sich nicht primär an der Frage, ob gefördert wird“, so Weiss. „Sie entscheidet sich daran, ob das System investierbar, effizient und wettbewerbsfähig organisiert ist.“

Mit der Abkehr von einer Fokussierung auf einzelne Anlagentypen erhalten Gebäudeeigentümer künftig größere Spielräume bei der Wahl der Wärmeversorgung. Der B.KWK bewertet dies als Kurswechsel.

„Mit den Eckpunkten wird dem Grundsatz Rechnung getragen, dass der Gebäudewärmebereich in der Realität je nach Rahmenbedingungen wie Größe, Umfeld und Lage des Gebäudes extrem unterschiedlich ausfallen kann“, erklärte B.KWK-Hauptgeschäftsführerin Barbara Minderjahn. So müsse etwa ein freistehendes Einfamilienhaus am Stadtrand anders beheizt werden als ein Bürogebäude. 

Viele Anlagen verfügten bereits heute über flexible Fahrweisen und ließen sich mit unterschiedlichen klimaneutralen Brennstoffen kombinieren. Damit adressiere die Branche zentrale Anforderungen an ein künftiges Energiesystem, etwa die Bereitstellung gesicherter Leistung in Zeiten geringer Einspeisung aus Wind- und Solaranlagen.

Fehlende explizite Verankerung

Trotz der damit eröffneten Chancen zur Stärkung der Rolle von innovativen KWK-Konzepten in der Nah- und Quartiersversorgung fehlt es laut dem Branchenverband aber weiterhin an einer expliziten Festschreibung der KWK in der Gebäudewärme. Aus Sicht des Verbands reicht die allgemeine Technologieoffenheit nicht aus, um Investitionsentscheidungen abzusichern. Er fordert eine konkrete Anerkennung der KWK im weiteren Gesetzgebungsverfahren.
Zugleich bewertet der Verband die geplante Ablösung der bisherigen 65-Prozent-Vorgabe durch eine „Bio-Treppe“ als relevantes Signal. Der vorgesehene steigende Anteil grüner Gase könne zusätzliche Optionen für den Einsatz klimaneutraler Brennstoffe eröffnen. Entscheidend bleibe jedoch die regulatorische Ausgestaltung. Nur verbindliche Vorgaben im Gesetzestext könnten Planungssicherheit schaffen.

Aus Sicht des B.KWK hängt die weitere Entwicklung davon ab, ob der Gesetzgeber die Rolle der KWK im Gebäudesektor klar definiert. Die Branche verweist auf ihre Bandbreite an klimaneutralen Brennstoffen und auf bestehende Anlagenstrukturen. Sie erwartet, dass der parlamentarische Prozess diese Aspekte aufgreift und in verbindliche Regelungen überführt.

„Statt der von der Bundesregierung erwarteten schnellen, klaren Entscheidungen dümpelte die Debatte um das Erneuerbaren-Ziel beim Heizungstausch zu lange vor sich hin“, sagt DEPV-Geschäftsführer Martin Bentele. „Die Branche hat auf eine für die Klimaziele notwendige Trendumkehr beim Kesseltausch gehofft und wurde von der Regierung erneut enttäuscht.“
 
Für 2026 rechnet die Branche mit einem ähnlichen Absatzniveau wie im Vorjahr. Erwartet wird der Verkauf von rund 13.000 Pelletkaminöfen, die in der Regel in der Wohnung aufgestellt werden. Rund 23.000 Pelletkessel bis 50 kW und wasserführende Pelletkaminöfen kommen hinzu, diese werden als eigenes Heizungssystem im Heizungsraum installiert. Hinzu kommen 750 größere Pelletfeuerungen und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Damit wären bundesweit bis zum Jahresende rund 777.500 Pelletanlagen in Betrieb.

Pelletheizungen sparen nach Angaben des DEPV jährlich rund 4,6 Millionen Tonnen CO2 ein. Das entspricht in etwa den jährlichen Emissionen von rund 2 Millionen Autos. 2024 wurden 17 Milliarden kWh Wärme aus Pellets erzeugt, das sind rund neun Prozent der erneuerbaren Wärme und knapp 1,7 Prozent des gesamten Wärmeverbrauchs, so die DEPV weiter.

Genügend Holz für Pelletproduktion vorhanden

Der Verband geht davon aus, dass Pellets auch künftig preislich unter fossilen Brennstoffen wie Öl und Gas sowie auch Strom liegen können. Denn Holzenergie ist nicht vom CO2-Preis im Wärmemarkt betroffen. Nach Angaben des Beratungsportals CO2 Online seien Pelletheizungen im vergangenen Winter neben Erdwärme die kostengünstigste Heizoption gewesen.

Die Produktion von Pellets in Deutschland läuft hingegen gut. 2025 wurden nach DEPV-Angaben rund 4 Millionen Tonnen Holzpellets produziert. Mit einem Außenhandelsüberschuss von 17.000 Tonnen bleibt Deutschland Nettoexporteur. Rund 98 Prozent der produzierten Pellets entsprechen der höchsten Qualitätsstufe „ENplus A1“. Wichtige Exportmärkte sind Italien und Österreich. Etwa 85 Prozent der produzierten Menge werden im Inland verbraucht. Importe stammen überwiegend aus direkten Nachbarländern.

Nach Einschätzung des DEPV bestehen weiterhin Kapazitätsreserven. Derzeit wird nur etwa die Hälfte der jährlich anfallenden Sägenebenprodukte aus der Holzverarbeitung zu Pellets verarbeitet. Angesichts des verhaltenen Heizungsmarktes erwartet der Verband für das laufende Jahr eine Produktionsmenge auf dem Niveau von 2025.

Nach Einschätzung des Verbands schwächen die Eckpunkte zentrale klimapolitische Leitplanken. Insbesondere die geplante Abschaffung der bisherigen 65-Prozent-Vorgabe für erneuerbare Energien bei neuen Heizungen setze falsche Anreize. Statt den Ausbau erneuerbarer Wärme zu beschleunigen, würden fossile Optionen politisch aufgewertet. Das führe zu Rechts- und Investitionsunsicherheit in einem zunehmend wettbewerbsintensiven Heizungsmarkt, erklärte BWP-Geschäftsführer Martin Sabel.

Förderung ausreichend finanzieren

Gleichzeitig sei die zugesagte Fortführung der Förderung ein wichtiges Signal. Die bestehenden Programme müssten jedoch unverändert und ausreichend finanziert weiterlaufen, damit sie die aus Sicht des Verbands entstehenden Rückschritte kompensieren können. Die angekündigte sogenannte Biomasse- beziehungsweise Grüngastreppe für neue Gas- und Ölheizungen könne diese Wirkung nicht ersetzen, da sie erst ab Ende des Jahrzehnts greife und nur geringe Anteile erneuerbarer Energien vorsehe.

Der Verband verweist auf die aktuelle Marktentwicklung: Im Januar 2026 wurden laut BWP rund 24.000 Wärmepumpen verkauft, etwa 33 Prozent mehr als im Vorjahresmonat. Die Nachfrage nach erneuerbaren Heizsystemen halte damit weiter an. Insgesamt beschäftigt die Branche in Deutschland rund 70.000 Menschen und erzielt einen Jahresumsatz von etwa 3,5 Milliarden Euro.

Hersteller fordern klare Vorgaben

Auch industriepolitisch sieht der Verband Handlungsbedarf. Europa stehe im internationalen Wettbewerb um Produktion und Wertschöpfung in der Wärmepumpentechnik, erklärte Kai Schiefelbein, Geschäftsführer des niedersächsischen Herstellers Stiebel Eltron. Klare politische Entscheidungen zugunsten von Zukunftstechnologien seien notwendig, damit Unternehmen aus Industrie und Handwerk langfristig investieren könnten.

Stiebel Eltron bewertet die Eckpunkte grundsätzlich als Schritt zu mehr Klarheit, sieht die Fortsetzung der Förderung bis 2029 ebenfalls positiv. Wie die Programme konkret ausgestaltet werden, ist nach Unternehmensangaben jedoch noch offen. Kürzungen könnten die Nachfrage erneut dämpfen. Nach Angaben des Bundeswirtschaftsministeriums beträgt die Förderung derzeit für Haushalte mit niedrigen und mittleren Einkommen bis zu 70 Prozent der Investitionskosten.

Klimaschutzziele nicht abgesichert

Der BWP warnt zudem vor möglichen rechtlichen Risiken. Ein Rechtsgutachten aus dem Jahr 2025 komme zu dem Ergebnis, dass bewusst herbeigeführte Rückschritte beim Klimaschutz unzulässig sein könnten. Zudem müsse die Bundesregierung bis zum 25. März ein belastbares Klimaschutzprogramm vorlegen, das die Ziele für 2030 und erstmals auch für 2040 absichert.
 
Nach Darstellung des Verbands trägt die Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) wesentlich zur Investitionsdynamik bei. Ein Evaluationsbericht bescheinigt dem Programm eine Hebelwirkung von 4,3: Jeder Euro an Fördermitteln löse zusätzliche Investitionen von 4,3 Euro aus. Insgesamt würden dadurch Investitionen von rund 23 Milliarden Euro angestoßen, ein großer Teil davon im Heizungsbereich. Über die Umsatzsteuer fließe ein Teil der Mittel an Bund und Länder zurück.

Vor diesem Hintergrund fordert der Verband von der Bundesregierung einen rechtssicheren und langfristig planbaren Rahmen für Förderung und Ordnungsrecht. Nur so könnten Gebäudeeigentümer, Energieversorger sowie Industrie- und Handwerksbetriebe ihre Investitionen verlässlich ausrichten und der Hochlauf erneuerbarer Wärme fortgesetzt werden.

„HLB 7 hat über viele Jahre zur sicheren Energieversorgung der Region beigetragen und wird dies in Zukunft auch in der Netzreserve weiterhin tun“, erklärte dazu Peter Heydecker, Vorstand Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur der EnBW. Man gehe damit einen weiteren Schritt in der Dekarbonisierung des Erzeugungsportfolios und investiere mit dem Fuel-Switch-Projekt HLB 8 in die langfristige Weiterentwicklung und Sicherung des Standortes. 

HLB 7 hat über Jahrzehnte die Strom- und Fernwärmeversorgung in den baden-württembergischen Städten Heilbronn und Neckarsulm gesichert und insgesamt rund 110.000 Millionen kWh Strom erzeugt. Die neue Anlage HLB 8 soll zunächst mit Erdgas betrieben werden, ab etwa Mitte der 2030er Jahre soll Wasserstoff eingesetzt werden. Die kommerzielle Inbetriebnahme ist bis Ende 2027 geplant, Baubeginn war 2024. Die neue Gas- und Dampfturbinenanlage ist effizienter und sehr flexibel einsetzbar. Sie reduziert nach Angaben von EnBW die CO2-Emissionen um mehr als 50 Prozent im Vergleich zur Kohleverstromung. Das Unternehmen plant – wenn es die Rahmenbedingungen erlauben – bis Ende 2028 komplett aus der Kohleverstromung auszusteigen.

 
Die Statistik zeigt die Entwicklung der Absatzzahlen von Heizungswärmepumpen in Deutschland in den Jahren von 2010 bis 2025. Im Jahr 2025 wurden laut Bundesverband Wärmepumpe (BWP) in Deutschland rund 299.000 Heizungswärmepumpen abgesetzt. Damit stieg der Absatz um rund 55 Prozent im Vergleich zum Vorjahr.

Detzel werde aus persönlichen Gründen sein Engagement herunterfahren, heißt es in einer Mitteilung des in Forschung und Praxis tätigen Unternehmens aus Baden-Württemberg. Zugleich gibt er die Leitung des Fachbereichs Industrie und Produkte ab. Ab März arbeitet er dann als regulärer Mitarbeiter für das Ifeu. Der Wechsel erfolge nach Plan, heißt es weiter, die Belegschaft sei in den Prozess einbezogen gewesen.

Detzels Nachfolger in der Geschäftsführung kommt aus dem selben Hause. Seit Juli 2022 hat Alexander Höger die Leitung des Fachbereichs „Verwaltung und Finanzen“ inne. Höger will das Ifeu in neuer Funktion weiter modernisieren. Er bildet nun mit den wissenschaftlichen Geschäftsführern Prof. Dr. Martin Pehnt und Lothar Eisenmann das Leitungstrio. Zu Högers Stationen zählen Posten als Geschäftsführer, Prokurist, Verwaltungsrat und Anteilseigner in Deutschland, Österreich, der Schweiz und der Slowakei.

Andreas Detzel hält die Zeit für sein Kürzertreten für gekommen. Der Übergang des Instituts von einem kleinen zu einem mittelgroßen Unternehmen sei elf Jahre nach seinem Aufstieg in die Geschäftsführung erfolgt und die dazugehörige Finanzverwaltung ausgebaut und modernisiert. Die Bereichsleitung Industrie und Produkte fällt ab März Frank Wellenreuther und Benedikt Kauertz zu.

Nach Unternehmensangaben wurden im Rahmen des Projekts 92 Buchungskreise und knapp 500 Nutzerinnen und Nutzer auf die neue Plattform überführt. Vorbereitend sei eine sogenannte Fit2Template-Analyse durchgeführt worden, in der Gemeinsamkeiten und Abweichungen zwischen der bisherigen SAP-R/3-Lösung der Wemag und der Plattformarchitektur der TSG untersucht worden seien. Auf dieser Basis seien Lösungen für prozessuale und funktionale Unterschiede entwickelt worden.

Janet Drewke, Geschäftsführerin der Wemag Netz GmbH, führte den planmäßigen Go-live auf die frühzeitige Abstimmung zurück. Michael Ikonomou, Geschäftsführer der TSG, erklärte, die Plattform sei darauf ausgelegt, unterschiedliche Anforderungen hinsichtlich Unternehmensgröße und bestehender Strukturen abzubilden. In diesem Zusammenhang verweist er auf die Flexibilität des Ansatzes.

Die Plattform ist nach Angaben der TSG modular aufgebaut. Ein Kern decke grundlegende kaufmännische Funktionen ab, ergänzend könnten sogenannte Satellitenlösungen angebunden werden. Bei der WEMAG sind seit dem Produktivstart neben dem S/4HANA-Core unter anderem das Add-on CIM zur workflowgestützten Verarbeitung von Eingangsrechnungen sowie „enventa Accountbook“ zur Kontoauszugsverarbeitung im Einsatz.

Als wesentlicher Erfolgsfaktor gilt laut Projektverantwortlichen ein umfangreiches Testverfahren. Andreas Focke, Projektleiter bei der Wemag, berichtete, neu entwickelte Funktionen – etwa zur Abbildung konzerninterner Leistungsbeziehungen oder zur Ermittlung von „Ware in Arbeit“ – sowie die Migration von mehr als 9,5 Millionen Datensätzen seien in drei Testzyklen geprüft worden. Die Testphasen hätten zugleich der Schulung der Key User gedient. Nach dem Go-live schloss sich eine Hypercare-Phase an, die bis Ende März vorgesehen ist. Zum 1. April soll endgültig der Übergang in den Regelbetrieb erfolgen.

Mit Blick auf den weiteren Ausbau erklärte Markus Kriegbaum, Director Business Solutions bei TSG, man bereite derzeit die Migration weiterer Kunden vor und führe zusätzliche Gespräche.

„Vor dem Hintergrund der wachsenden energiepolitischen Herausforderungen für Städte aufgrund der Energiekrise 2022 und der raschen Urbanisierung sowie im Einklang mit dem strategischen Programm Green Up bekräftigen wir unser Ziel, bis 2030 eine führende Rolle im Bereich Fernwärme in Europa einzunehmen“, erklärte dazu Estelle Brachlianoff, CEO von Veolia. Das neue Angebot soll bis 2030 zusätzliche Umsätze von 350 Millionen Euro generieren.

Deutschland im Kontext eines wachsenden Wärmemarktes

Der Markt für städtische Wärmeversorgung erreichte 2023 europaweit ein Volumen von rund 60 Milliarden Euro über die gesamte Veolia Gruppe hinweg. Bis 2030 soll er auf 80 Milliarden Euro wachsen. Veolia betreibt nach eigenen Angaben europaweit bis zu 500 Wärmenetze und versorgt rund sieben Millionen Kunden. Der durchschnittliche Anlagenwirkungsgrad liegt bei 88 Prozent. Zwischen 2021 und 2024 reduzierte das Unternehmen damit rund zwei Millionen Tonnen CO2.

Mit dem neuen Strategie „Ecothermal Grid“ will der Multi-Konzern seine Kompetenzen aus Abfall-, Wasser- und Energiedienstleistungen bündeln. Ziel ist die Integration lokaler Energiequellen, etwa Abwärme, Geothermie oder Energie aus Abfallbehandlung, in bestehende und neue Netze. Digitale Anwendungen und KI sollen Betrieb und Laststeuerung optimieren.

Europäisches Geschäft stabil trotz Energiepreiseffekt

Im Geschäftsjahr 2025 erzielte Veolia insgesamt einen Umsatz von rund 44 Milliarden Euro, 19,21 Milliarden Euro wurden davon in Europa erwirtschaftet. 

In Zentral- und Osteuropa, einem Schwerpunktmarkt für Fernwärme, erreichte der Umsatz knapp 11 Milliarden Euro. Organisch ergab sich ein Rückgang von 1,6 Prozent; bereinigt um Energiepreise wuchs das Geschäft um 3,5 Prozent.

In Nordeuropa belief sich der Umsatz auf 4,27 Milliarden Euro, ein organisches Plus von 0,9 Prozent. Niedrigere Strompreise und Wartungsstillstände von Waste-to-Energy-Anlagen belasteten einzelne Märkte, insbesondere das Vereinigte Königreich.

In Iberien lag der Umsatz bei 2,987 Milliarden Euro, ein organisches Plus von 4,9 Prozent. Das Ebitda wuchs um 12 Prozent. Italien erzielte 978 Millionen Euro Umsatz, ein organisches Wachstum von 1,4 Prozent. Das Ebitda legte um 8,8 Prozent zu. Das Energiegeschäft entwickelte sich stabil.

Ergebniskennzahlen und Ausblick

Konzernweit stieg das Ebitda 2025 auf 7,05 Milliarden Euro, ein Plus von 6,3 Prozent. Für 2026 erwartet Veolia ein Ebitda-Wachstum von 5 bis 6 Prozent sowie weiteres Umsatzwachstum ohne Energiepreiseffekte. Die Strategie Green Up sieht eine stärkere Ausrichtung auf technologiegetriebene Aktivitäten und den Umbau der Energieinfrastruktur vor. 

Mit der Fokussierung auf Fernwärme positioniert sich Veolia in einem Marktsegment, das im Zuge der kommunalen Wärmeplanung und der europäischen Klimaziele an Bedeutung gewinnt. Deutschland nimmt dabei als großer Wärmemarkt innerhalb Europas eine Schlüsselrolle ein.

In Polen nahm Veolia eine neue KWK-Anlage in Poznan in Betrieb sowie in Posen zwei neue Gasturbinen im vergangenen Jahr. Weitere europäische Projekte von Veolia, etwa im deutsch-polnischen Grenzgebiet Görlitz/Zgorzelec, nutzen künftig Geothermie und andere Quellen, um Kohle zu ersetzen.

Das Aftermarket-Geschäft umfasst acht Standorte in drei Ländern in der Asien-Pazifik-Region (APAC). Dazu zählen Werkstatt- und Büroflächen sowie eine installierte Basis, die auf langfristigen Serviceverträgen mit Öl- und Gasunternehmen beruht. Mit der Transaktion erweitert Innio die eigene Serviceorganisation in der Asien-Pazifik-Region. Das Unternehmen verfolgt seit mehreren Jahren das Ziel, näher an Bestandskunden zu rücken und regionale Strukturen auszubauen. Der Zukauf knüpft an die Übernahme von Souer in Thailand im Jahr 2024 an.

Nach Angaben von CFO Dennis Schulze integriert der Konzern mit dem Erwerb regionale Expertise in das eigene Serviceportfolio. Enerflex gilt seit Jahren als Partner im Bereich Wartung und Aftermarket-Dienstleistungen für installierte Motorenflotten. Schulze: „Damit bieten wir unseren Kunden einen echten Mehrwert und beschleunigen unser Wachstum in der Region.“

Fokus auf installierte Anlagen und Langfristverträge

Das erworbene Geschäft stützt sich auf Serviceverträge mit Betreibern aus dem Öl- und Gassektor. Diese Verträge sichern wiederkehrende Erlöse aus Wartung, Ersatzteilen und Modernisierungen. Für das Unternehmen gewinnt damit die installierte Basis in der Region an Bedeutung. Im Zentrum stehen unter anderem Motoren der Marke Waukesha, die in Anwendungen der dezentralen Gasverdichtung und Stromerzeugung eingesetzt werden. Das Leistungsspektrum reicht von 200 kW bis 3,7 MW.

Innio will sich mit dem Schritt stärker im Servicegeschäft positionieren. In vielen Märkten verschiebt sich der Wettbewerb von der reinen Neuanlageninstallation hin zu langfristigen Wartungs- und Betriebsmodellen.

Es ist das vierte Mal, dass das Stadtwerk diese Form der Geldanlage anbietet. In der Vergangenheit waren die Beteiligungen schnell ausverkauft. Auch diesmal rechnet Bürkle wieder mit vielen Anlegern. „Mit Wärme, Ökostrom, Digitalisierung und Mobilität sind wir breit aufgestellt und in allen diesen Zukunftsfeldern erfolgreich“, betont Bürkle. „Wir nehmen Bürgerbeteiligung wörtlich.“ 

Mehr als 1.000 Anleger hatten in den ersten Anlage-Tranchen ihr Geld ins Stadtwerk investiert, erklärt Peter Friedrich, beim Stadtwerk am See verantwortlich für Finanzierungen und Bürgerbeteiligungen. Von den bisherigen Anlegern gebe es regelmäßig viel Lob für die Bürgerbeteiligung. 

Das Stadtwerk versorgt mit rund 450 Mitarbeitern über 120.000 Haushalte im Bodenseekreis und darüber hinaus mit Strom, Erdgas, Wärme und Trinkwasser. Dabei setzt es vor allem auf erneuerbare Energien, Energieeffizienz und Dienstleistungen.

Strom: Schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt vor dem Hintergrund der kräftigen Abgaben am CO2-Markt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead sank 11,75 auf 65,25 Euro je Megawattstunde im Base und 16,50 auf 56,75 Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse kostete der Day-ahead 64,92 Euro in der Grundlast und 56,52 Euro in der Spitzenlast. Ursächlich für den Preisrückgang beim Day-ahead ist die höhere Einspeiseleistung der Erneuerbaren, die für den Freitag vorhergesagt wird. Diese soll laut den Meteorologen von Eurowind von 31,5 Gigawatt am Berichtstag auf 33,5 Gigawatt wachsen. Zudem fällt am Freitag eine niedrigere Last von nur 58,9 Gigawatt an. Für den Donnerstag hingegen hat MBI Research eine Last von 60,2 Gigawatt prognostiziert. Die Strompreise dürften durch die milde Witterung weiter belastet werden. 

Am langen Ende sank das Strom-Frontjahr 1,94 auf 78,21 Euro.

CO2: Die CO2-Preise sind am Donnerstag deutlich eingebrochen. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.23 Uhr um 2,24 auf 70,34 Euro je Tonne und notiert damit nur geringfügig oberhalb der wichtigen Unterstützung bei 70,31 Euro. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 32,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 72,53 Euro, das Tief bei 69,25 Euro. Angesichts der Krise der Stahl- und Chemieindustrie hat Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) Änderungen am europäischen CO2-Preissystem gefordert, was die Preise unter Druck gesetzt haben dürfte. Von der EU-Kommission vorgeschlagene Zielwerte seien „für unsere chemische Industrie nicht zu schaffen“, sagte Reiche am Rande eines Treffens mit ihren EU-Amtskollegen in Brüssel. Aus zahlreichen EU-Ländern häufen sich aktuell die Forderungen, den CO2-Preis zu ändern oder gar auszusetzen.

Erdgas: Etwas fester haben sich die Erdgaspreise am Donnerstag gezeigt. Am TTF gewann der Frontmonat März um 0,400 auf 32,850 Euro. Die europäischen Erdgaspreise bewegen sich um die 30 Euro pro Megawattstunde, belastet durch Prognosen für milderes Wetter und ein reichliches Angebot an Flüssigerdgas (Liquefied Natural Gas, LNG). Die Gasspeicher in der Europäischen Union sind zu etwa 30 Prozent gefüllt – deutlich unter dem Fünfjahresdurchschnitt von 47 Prozent. Investoren beobachten nun aufmerksam die Gespräche zwischen den USA und dem Iran, da jede Eskalation den LNG-Fluss durch die Straße von Hormus gefährden könnte, obwohl Analysten dieses Szenario für unwahrscheinlich halten.