Steffen Meyer, Staatssekretär im Bundesministerium der Finanzen, verwies auf den geplanten Deutschlandfonds. Dieser solle zusätzliche Mittel mobilisieren und mehr als 100 Milliarden Euro Kapital aus weiteren Quellen einwerben. Institutionelle Investoren, insbesondere aus dem Ausland, zeigten laut Meyer Interesse am deutschen Energiemarkt. Allerdings seien viele Stadtwerke zu klein, um für große Fonds attraktiv zu sein. Meyer schlug vor, Verbünde zu schaffen, um größere Investitionsvolumina zu bündeln. Besonders Netzinfrastrukturen mit vergleichsweise stabilen Renditen gelten demnach als interessant für Investoren.

Das Ministerium prüfe die Einrichtung eines „Private Investor Pools“. Dieser soll laut Meyer eine Plattform schaffen, um Kapitalgeber mit Stadtwerken und anderen Energieunternehmen zusammenzubringen. Der Deutschlandfonds könnte dabei Sicherheiten bereitstellen. Parallel arbeite die Bundesregierung an regulatorischen Grundlagen, etwa mit dem Netzpaket, der Kraftwerksstrategie und einem Kapazitätsmarkt, um Investitionssicherheit zu erhöhen.

Kommunen stärken für Stadtwerke

Martin Blessing, Sonderbeauftragter des Bundeskanzlers für Investitionen, betonte die Bedeutung klarer Rahmenbedingungen. Investoren benötigten Vertrauen in kommunale Unternehmen. Dieses entstehe speziell dann, wenn Kommunen hinter ihren Stadtwerken stehen. Gleichzeitig hätten Unternehmen in finanzschwachen Kommunen größere Schwierigkeiten, Fremdkapital zu erhalten. Beteiligungen externer Geldgeber seien oft keine Option. Blessing schlug vor, alternative Sicherheiten zu schaffen, etwa durch Bürgschaften von Ländern oder Bund, um Risikoaufschläge zu senken.

Aus Sicht der Finanzbranche sieht der Bundesverband deutscher Banken bereits eine Entwicklung. Geschäftsführungsmitglied Miye Kohlhase erklärte, die Investitionen in Energieunternehmen seien zuletzt um 14 Prozent gestiegen. Gleichzeitig seien Transformationsfinanzierungen komplexer als klassische Kredite. Gründe seien längere Amortisationszeiten, neue Technologien und unsichere Absatzmärkte, etwa im Wasserstoffbereich. Solche Projekte benötigten zusätzliche Absicherungen, etwa durch Bürgschaften oder spezielle Versicherungsmodelle. Voraussetzung bleibe jedoch ein tragfähiges Geschäftsmodell.

Politik soll klare Rahmen schaffen

Stefan Dohler, Vorstandsvorsitzender des Energieunternehmens EWE, forderte von der Politik mehr Verlässlichkeit. Regulatorische Änderungen könnten zusätzliche Risiken schaffen und Investitionen verteuern. Als Beispiel nannte Dohler die Diskussion um die Einbindung von Biogas in gesetzliche Regelungen, die Auswirkungen auf die Zukunft der Gasnetze haben könnte. Solche Unsicherheiten könnten zu steigenden Kosten führen.

Zudem sei die Förderung der Wärmewende widersprüchlich. Im gleichen Ortsgebiet gebe es aktuell Förderung für individuelle Wärmepumpen und ein Wärmenetz. Dieses werde aber teurer und amortisiere sich schlechter, je weniger Teilnehmende sich anschließen, kritisierte Dohler.
 
Für Investitionen in Offshore-Windenergie und Wasserstoff seien stabile Rahmenbedingungen entscheidend, um die Kreditwürdigkeit zu sichern, so Dohler. Finanzierungsinstrumente wie Power Purchase Agreements (PPA) oder Differenzverträge (CfD) könnten helfen, benötigten jedoch zusätzliche Absicherungen gegen Liefer- oder Abnahmerisiken.

Wasserstoffmarkt befördern

Staatssekretär Meyer verwies in diesem Zusammenhang auf das Amortisationskonto zur Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes. Zudem führe die Bundesregierung Gespräche mit der Europäischen Union, um regulatorische Vorgaben für erneuerbaren Wasserstoff anzupassen und den Markthochlauf zu erleichtern. Programme wie H2Global sollen den internationalen Handel unterstützen.

Hans-Jürgen Walter, Global Leader Sustainable Finance bei Deloitte, plädierte für einen grundlegenden Perspektivwechsel. Der Staat solle stärker als Mobilisierer privaten Kapitals agieren. Kleinere Energieunternehmen seien auf neue Finanzierungsmodelle angewiesen, da ihre Eigenmittel begrenzt und der Zugang zu Kapitalmärkten eingeschränkt sei. Partnerschaften und maßgeschneiderte Lösungen seien daher zentral, um die notwendigen Investitionen umzusetzen.

Die Studie untersuchte auf Basis eines Kapazitätserweiterungsmodells verschiedene Transformationspfade für das deutsche Stromsystem. Im Fokus standen H2-Ready-Gas-und-Dampf-Kraftwerke (GuD), die zunächst mit Erdgas betrieben und bis spätestens 2040 auf grünen Wasserstoff umgestellt werden sollen. Ziel der Studie war es, deren Einfluss auf Kosten, Emissionen und Infrastrukturbedarf zu quantifizieren. 

Ein zentrales Ergebnis ist der systemische Flexibilitätsbeitrag dieser Anlagen. H2-Ready-Kraftwerke können die Abregelung erneuerbarer Energien um mehr als 35 Prozent reduzieren. Gleichzeitig senken sie den Bedarf an zusätzlichen erneuerbaren Erzeugungskapazitäten sowie an Flexibilitätsoptionen wie Speichern oder alternativen regelbaren Kraftwerken. Dadurch verringern sich die Gesamtsystemkosten im Vergleich zu Szenarien ohne entsprechende Kraftwerksoption. 

Die Studie zeigt zudem, dass H2-Ready-Anlagen Investitionsentscheidungen im Stromsystem deutlich beeinflussen. Ihr Einsatz verschiebt den optimalen Technologiemix, da sie Lastspitzen und Dunkelflauten abdecken können. Ohne diese Option wären höhere Investitionen in kurzfristige Speicher und zusätzliche erneuerbare Kapazitäten erforderlich, um Versorgungssicherheit zu gewährleisten. 

Hoher Einfluss von CO2-Preissignalen

Gleichzeitig relativiert die Analyse aber die Rolle von Wasserstoff im Kraftwerksbetrieb. Aufgrund der geringen Verfügbarkeit kann der wirtschaftliche Einsatz von Wasserstoff erst in späteren Phasen der Dekarbonisierung oder unter spezifischen Förderbedingungen erfolgen. In den modellierten Szenarien verbleiben daher fossile Brennstoffe über einen längeren Zeitraum im System. H2-Ready-Kraftwerke fungieren damit primär als Übergangstechnologie mit optionalem Brennstoffwechsel, nicht als kurzfristiger Ersatz für fossile Erzeugung. 

Ein weiterer Schwerpunkt der Studie liegt auf der Bewertung politischer Instrumente. Die Ergebnisse zeigen, dass CO2-Preissignale einen stärkeren Einfluss auf eine kosteneffiziente Transformation haben als direkte Fördermaßnahmen für Wasserstoff. Während Förderprogramme den Markthochlauf von Wasserstoff unterstützen können, führen sie im Modell teilweise zu höheren Gesamtkosten. Dagegen setzen steigende CO2-Preise gezieltere Anreize für emissionsarme Technologien und beschleunigen den Brennstoffwechsel. 

Insgesamt kommt die Studie zu dem Ergebnis, dass H2-Ready-Gaskraftwerke eine wichtige Rolle in einem von erneuerbaren Energien dominierten Stromsystem einnehmen können, insbesondere zur Absicherung der Versorgung und zur Reduktion von Systemkosten. Ihre Klimawirkung hängt jedoch maßgeblich von der Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit von grünem Wasserstoff sowie von der Ausgestaltung energiepolitischer Rahmenbedingungen ab.

Die Studie „Hydrogen-ready power plants: Optimizing pathways to a decarbonized energy system in Germany“ ist in der wissenschaftlichen Datenbank Science Direct abrufbar.

Urbantschitsch ergänzte, wohl seien die Großhandelspreise für Strom und Gas infolge des US-amerikanisch-israelischen Angriffs auf den Iran gestiegen: „Wir verzeichnen aber bei weitem nicht die Spitzen, die nach dem russischen Angriff auf die Ukraine im Jahr 2022 auftraten.“ Damals hätten die Maxima rund 600 Euro/MWh für Strom und 200 Euro/MWh für Erdgas betragen. Zurzeit werde Erdgas um etwa 50 Euro/MWh gehandelt: „Man kann daher zumindest vorerst noch nicht von einer Krise sprechen.“ Dauert der Krieg im Nahen Osten bis etwa in den Sommer an, ist der E-Control zufolge mit Auswirkungen auf die Strompreise für die Haushaltskunden zu rechnen. Als Richtwert nannte Urbantschitsch eine Erhöhung um etwa 1 Cent/kWh. Ein durchschnittlicher Haushalt benötigt rund 3.500 kWh/Jahr. 

Unzureichende Wechselraten

Als weiterhin unzureichend erachtet die E-Control laut Urbantschitsch die Wechselraten. Im Jahr 2025 wechselten etwa 5,4 Prozent der Kunden ihren Stromversorger und 6,3 Prozent ihren Gaslieferanten: „Da sehen wir nach wie vor viel Luft nach oben.“ Mit einem Wechsel beider Versorger ließen sich unter Umständen „mehrere hundert Euro pro Jahr“ einsparen. 

In den kommenden Tagen veröffentlicht die E-Control ihren „Fairnesskatalog“ zur weiteren Verbesserung des Umgangs der Energieunternehmen mit ihren Kunden, kündigte Urbantschitsch an. Wie berichtet, hatte die Behörde den 14 Seiten umfassenden Entwurf des Katalogs am 9. Dezember 2025 vorgestellt und in den vergangenen Monaten mit der Branche diskutiert. Das Dokument enthält acht „Fairnessgrundsätze“ samt Handlungsempfehlungen. Eine der Empfehlungen ist der Hinweis auf die Möglichkeit, monatliche Abrechnungen zu erhalten, eine weitere die Gleichbehandlung von Neu- und Bestandskunden. 

Ebenfalls in Bälde stellt die E-Control ihren Entwurf einer Musterrechnung für Strom sowie eine Liste mit Musterformulierungen für die Kundenkommunikation online, teilte Urbantschitsch auf Anfrage der Redaktion mit. Beides ist im Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) vorgesehen, das Ende 2025 in Kraft trat. Urbantschitsch konstatierte, die Formulierungen stellten eine Hilfe für die Stromversorger dar, aber nicht mehr: „Die Verantwortung für die transparente Kommunikation mit den Kunden liegt natürlich weiter bei ihnen selbst.“ 

Steigende Netztarife

Urbantschitsch verlässt die E-Control per 25. März. Nach zwei Funktionsperioden im Vorstand durfte er sich nicht mehr um eine Vertragsverlängerung bewerben. Sein Kollege Alfons Haber bleibt für weitere fünf Jahre im Amt. Wie er festhielt, ist und bleibt das Vorantreiben der Energiewende eine der wichtigsten Aufgaben der E-Control. Dabei werde es insbesondere um den weiteren Ausbau der Stromnetze gehen. Die Netzbetreiber planten für den Zeitraum 2025 bis 2034 Investitionen von insgesamt etwa 29,5 Milliarden Euro: „Gegenüber den vorigen zehn Jahren ist das mehr als eine Verdopplung.“ Angesichts dessen rechnet die E-Control mit einem weiteren Anstieg der Netztarife, die sich für Haushalte im Zeitraum 2021 bis einschließlich 2025 für einen Durchschnittshaushalt um 70 Prozent auf 9,28 Cent/kWh erhöhten. 

Anders als in Deutschland legt in Österreich der Regulator die Netztarife fest. Grob gesprochen, erfolgt dies auf Basis einer jährlichen Prüfung der Kosten sowie des Mengengerüsts. Vorgesehen ist laut Haber, ab dem 1. Januar 2027 die Leistungskomponente in den Tarifen für die Haushalte stärker zu gewichten. 

Bei den Gasnetzen steht dem gegenüber eine „strategische Neuausrichtung“ an, konstatierte Haber. Tendenziell sinke der Verbrauch, die Kosten blieben jedoch unverändert. Dies führe zu höheren Netzentgelten. Der Tätigkeitsbericht der E-Control verweist in diesem Zusammenhang auf die Stilllegungsplanung der EU hinsichtlich der Gas-Verteilnetze. Deren Ausgestaltung werde „voraussichtlich in den nächsten Monaten“ erfolgen. 

Der Tätigkeitsbericht ist auf der Website der E-Control verfügbar.

Denn der Regionalplan für den Regierungsbezirk Düsseldorf, zu dem der Kreis Kleve gehört, sieht in dem Waldgebiet insgesamt vier Zonen für künftige Windkraft vor. Regionalpläne sind das Mittel, um Nordrhein-Westfalen auf das vom Bund vorgegebene Flächenziel für die Windkraftentwicklung zu trimmen. Die Pläne der Regionen und damit von gesamt NRW liegen inzwischen komplett vor, weit vor der gesetzten Frist (2032).

Aber sie sind angreifbar. Mit den vorgesehenen juristischen Mitteln können Interessenträger die Regionalpläne angreifen, wenn sie an einer Stelle eine Windkraftzone oder ein Projekt für unrechtmäßig halten. Und der Kreis Kleve hat bereits beim Oberverwaltungsgericht für NRW in Münster Klage eingereicht, ein Normenkontrollverfahren angestrengt. Windkraft dürfe dort aufgrund der ökologischen Bedeutung des Reichswaldes und seiner prägenden Funktion für das Landschaftsbild nicht entstehen.

Gennep, Mook & Middelaar und Berg en Dal sind sauer

Die Kreisverwaltung ist in ihrer Auffassung nicht allein, auch andere bereiten juristische Schritte gegen den Regionalplan Düsseldorf vor. Und deren Namen klingen niederländisch: Gennep, Mook & Middelaar sowie Berg en Dal. Es handelt sich um Kommunen auf der anderen Seite der Grenze. Sie bewegen sich aktuell mit ihrem Nein noch auf der Ebene des Einspruchs und der Beschwerde. Eine Klage, so die OVG-Sprecherin, sei aus den Niederlanden noch nicht eingegangen.

Das aber scheint nur eine Frage der Zeit zu sein, glaubt man dem Beigeordneten von Berg van Dal, Erik Weijers. Er reklamiert für die Gegenseite, dass Windkraftanlagen im Reichswald „eine großflächige Zerstörung der Natur“ und eine „inakzeptable Verschlechterung der Lebensqualität in der unmittelbaren Umgebung“ bedeuten würden. Die Verbündeten würden alles rechtlich Mögliche versuchen, um die Turbinen zu verhindern.

Im Falle des Reichswalds hat zum Beispiel das Unternehmen Abo Energy sein Interesse am Bau von Windenergieanlagen hinterlegt. Erik Weijers spricht in einer Mitteilung davon, dass ein erster Genehmigungsantrag nicht mehr existiere, das Wiesbadener Unternehmen allerdings einen neuen in Vorbereitung habe. Über das Procedere möchten die Gelderland-Kommunen durch den Kreis Kleve unterrichtet bleiben.

Spannende Frage, ob europäische Nachbarn klagen dürfen

Die weitere Entwicklung wird auch die Antwort auf eine interessante juristische Frage liefern. Es ist aktuell nicht ausgemacht, ob niederländische Kommunen oder Behörden in diesem Zusammenhang überhaupt ein Klagerecht besitzen.

Wie eine Sprecherin des Oberverwaltungsgerichts auf Anfrage dieser Redaktion sagte, habe es in der Vergangenheit den Fall einer Klage gegeben, die eine niederländische Provinz gegen ein entstehendes Gewerbegebiet auf deutschem Boden in Grenznähe angestrengt hatte. Bevor es zu einer Verhandlung und rechtlichen Prüfung kommen konnte, habe die Provinz die Klage allerdings wieder zurückgenommen.

Der Kreis Kleve hat noch keine Klage in der Hauptsache eingereicht, sondern will zunächst ein beschleunigtes Genehmigungsverfahren aussetzen lassen. Klagen gegen den Regionalplan Düsseldorf liegen aber bereits durch andere Parteien vor. Gegen die vom Regionalrat Düsseldorf verabschiedeten Festlegungen sind inzwischen die Kommunen Rommerskirchen, Monheim und Mettmann vor dem OVG vorstellig geworden. Sie begehren gegen Windkraft an unterschiedlichen Orten ihres Gemeindegebiets auf. Und das Gericht muss sich 2026 auch den Regionalplan für Ostwestfalen-Lippe (OWL) genauer ansehen. Eine Kommune und ein Grundstückseigentümer haben verschiedene Klagen eingereicht.

Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen kündigte bereits vergangene Woche an, die Energiepreise senken zu wollen. In einem Brief mit Blick auf ein Treffen der Staats- und Regierungschefs der Mitgliedsländer Ende der Woche in Brüssel legt sie nun genauer dar, wie ihre Behörde das anpacken möchte. Der Brief liegt der Deutschen Presse-Agentur vor. Man müsse bei den vier Hauptfaktoren ansetzen, die den Strompreis bestimmten, schreibt Ursula von der Leyen.

Kosten der Stromerzeugung

Die Stromerzeugungskosten machen laut Kommission mehr als die Hälfte des Preises aus und sollen auf verschiedene Weise gesenkt werden. Zentral sei dabei der Ausbau sauberer Energie und der Stromnetze in Europa. Das soll unter anderem dazu führen, dass Gas seltener den Strompreis bestimmt. Denn: Der EU-Strommarkt funktioniert nach dem Merit-Order-Prinzip. Zuerst liefern günstige Quellen wie Wind- und Solarenergie Strom, bei weiterem Bedarf dann teurere Kraftwerke. Der Preis richtet sich am Ende nach dem teuersten Kraftwerk − oft Gaskraftwerke.

Um Kosten in solchen Phasen zu dämpfen, will von der Leyen etwa langfristige Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPA) stärker fördern und Hürden dafür abbauen. Diese Stromabnahmevereinbarungen sollen Unternehmen mehr Preisstabilität bieten. Zudem spricht sich die Kommissionspräsidentin dafür aus, bestehende Kernkraftwerke nicht vorzeitig stillzulegen.

Gaspreisdeckelung wird debattiert

Ferner ermuntert sie EU-Länder, energieintensive Industrien im Rahmen der Beihilferegeln bei Strompreisen zu entlasten. Die entsprechenden Mechanismen sollen vereinfacht werden. Von der Leyen kündigt in dem Brief auch an, Subventionen oder eine Gaspreisdeckelung in Betracht zu ziehen und Fall für Fall zu prüfen, wie solche Notfallmaßnahmen den Strommarkt beeinflussten. Wichtig sei, dass der Binnenmarkt nicht verzerrt werde.

Die Gebühr für die Nutzung der Strom- oder Gasnetze sei wichtig, um Investitionen zu finanzieren − allerdings sollen auch bestehende Stromnetze besser genutzt werden. „Dadurch lassen sich unnötige und kostspielige Netzausbauten vermeiden“, schreibt die Präsidentin. Auch Netzbetreiber könnten mehr tun, um die Produktivität der Infrastruktur zu steigern. Für diese Ziele kündigt sie einen Gesetzesvorschlag ihre Behörde an − und um gleichzeitig den EU-Staaten zu ermöglichen, Netzentgelte für energieintensive Industrien zu senken.

Von der Leyen macht darauf aufmerksam, dass bei Steuern und Abgaben je nach Energiequelle erhebliche Unterschiede bestehen. „In vielen Fällen wird Strom deutlich stärker besteuert, teilweise bis zu fünfzehnmal stärker, als Gas“, so die Spitzenpolitikerin. Auch durch gesetzgeberische Maßnahmen bestehe daher Spielraum, die Strombesteuerung zu senken.

An den Treibhausgas-Zertifikaten hält die EU fest

Von der Leyen stellt klar: Am Handelssystem mit Treibhausgas-Zertifikaten der EU wolle man festhalten. Bei dem Emissionshandelssystem (Emission Trading System, ETS) müssen bestimmte Unternehmen Zertifikate für den Ausstoß klimaschädlicher Gase vorweisen. Die Industrie kritisiert das System unter anderem wegen dadurch steigender Produktionskosten, die den Wettbewerb mit Firmen außerhalb der EU erschweren. Italien etwa fordert eine Art der Aussetzung des Systems zur Abfederung der hohen Preise. 
Die Kommission wolle in Kürze festlegen, wie viel CO2 eine Industrieanlage ausstoßen darf, um kostenlose Zertifikate zu bekommen und dabei die geäußerten Bedenken berücksichtigen, so von der Leyen. Darauf hatte Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD) gedrungen. Außerdem wolle die Behörde einen Vorschlag machen, damit die Marktstabilitätsreserve stärker wirke, schreibt von der Leyen. So sollen starke Preisschwankungen eher verhindert werden können. Für den Sommer ist eine Revision des Handelssystems vorgesehen.

Ines fordert deshalb eine Debatte zur Sicherung der Speicherbefüllung. Die aktuellen Modellrechnungen des Speicherverbandes zeigen, dass rein technisch eine Wiederbefüllung im Sommer 2026 in Höhe des Buchungsstands vom Vorjahr (81 Prozent zum 1. November) zwar theoretisch machbar wäre. Die aktuellen Marktrealitäten unterscheiden sich jedoch deutlich von den technischen Möglichkeiten. Das heißt, der tatsächliche Füllstandsverlauf kann erheblich abweichen. Sogar von einer „außergewöhnlich großen Herausforderung“ ist seitens Ines die Rede.

Schließung der Straße von Hormus treibt die Preis

Die Schließung der Straße von Hormus führt zwar nicht unmittelbar zu technischen Einschränkungen für die Gasversorgung Europas oder für die Befüllung der Speicher in Deutschland. Sie hat jedoch zu erheblichen Preissteigerungen auf den globalen LNG-Märkten geführt. Der daraus resultierende Bieterwettbewerb zwischen Asien und Europa treibt die Preise nach oben.

In der Folge hat sich der saisonale Sommer-Winter-Spread ins Negative gedreht: Gas ist für den kommenden Winter derzeit günstiger verfügbar als für den Sommer. Damit fehlen dem Markt aktuell ökonomischen Anreize zur Einspeicherung. Vor dem Hintergrund der historisch niedrigen Ausgangsfüllstände – Ende Februar waren es nur noch 21 Prozent – sieht Ines ein „erhebliches Risiko für die Vorbereitung der kommenden Winterversorgung“. 
Geschäftsführer Sebastian Heinermann: „Die Versorgung für den restlichen Winter ist gesichert. Die eigentliche Herausforderung liegt jetzt vor uns – bei der Wiederbefüllung der Speicher für den kommenden Winter. Der negative Sommer-Winter-Spread zeigt deutlich, dass dem Markt derzeit jeglicher ökonomische Anreiz zur Einspeicherung genommen worden ist.“

Der Status quo ist für Heinermann nicht tragfähig: „Bestehende Mechanismen sichern die Gasversorgungssicherheit nicht ausreichend ab, weil die Anreize zur Befüllung der Gasspeicher unzureichend sind. Der gesetzliche und regulatorische Rahmen muss weiterentwickelt werden, indem verbesserte Instrumente implementiert werden.“ 

Nach Einschätzung vieler Marktakteure haben vor allem die bisherigen Füllstandsvorgaben und die damit verbundenen Marktverzerrungen die Preisbildung verändert und die Anreize zur Einspeicherung deutlich reduziert. Der derzeit negative Sommer-Winter-Spread mache zudem deutlich, dass auch externe geopolitische Schocks die Marktanreize in kürzester Zeit vollständig aushebeln können. 

Der europäische Vergleich, so Ines, zeige, dass geeignete politische Rahmenbedingungen die Speicherbewirtschaftung deutlich stabilisieren können. Harmonisierte Regeln im EU-Binnenmarkt seien daher ein wichtiger Baustein, um Wettbewerbsnachteile für deutsche Speicher zu vermeiden.

„Sollte der Staat den Aufbau einer strategischen Reserve als ein Instrument ins Auge fassen, empfehlen wir eine Dimensionierung von rund 78 TWh. Mit einer solchen Reserve könnten exogene Schocks – wie zum Beispiel ein Ausfall norwegischer Importpipelines – über 90 Tage ausgeglichen werden“, betont Heinermann. Wichtig sei dabei ein gestufter Aufbau, der den Marktakteuren Zeit zur Anpassung gibt und gleichzeitig extreme Preisspekulationen verhindert. 
 
Ines

Ines modelliert fortlaufend die europäischen Gasmärkte, um die Sicherheit der Gasversorgung zu bewerten. Die Initiative Energien Speichern ist ein Zusammenschluss von Betreibern deutscher Gas- und Wasserstoffspeicher und hat ihren Sitz in Berlin. Mit derzeit 17 Mitgliedern repräsentiert der Verein mehr als 90 Prozent der deutschen Gasspeicherkapazitäten und etwa 25 Prozent aller Gasspeicherkapazitäten in der EU. Die Mitglieder beschäftigen sich darüber hinaus in zahlreichen Projekten mit der Entwicklung von Untergrund-Wasserstoffspeichern.

Im Februar habe hingegen ein Haushalt mit einem Jahresverbrauch von 20.000 kWh im bundesweiten Durchschnitt im günstigsten Erdgastarif mit zwölfmonatiger Preisgarantie rund 8,2 Cent/kWh bezahlt. Das waren 15 Prozent weniger.

Hintergrund der Entwicklung sind deutlich gestiegene Großhandelspreise für Erdgas infolge des Krieges im Nahen Osten. Am europäischen Handelspunkt TTF lag der Gaspreis vor Beginn der Kampfhandlungen noch zwischen 30 und 32 Euro/MWh. In der Folge der Eskalation kletterte der Preis zeitweise auf knapp 66 Euro/MWh. Damit hatte sich das Preisniveau zwischenzeitlich mehr als verdoppelt.

Inzwischen habe sich der Markt etwas beruhigt, so Verivox weiter. Aktuell notiert Erdgas am TTF bei rund 51 Euro/MWh. Damit liegt der Preis jedoch weiterhin etwa 65 Prozent über dem Niveau vor Ausbruch des Konflikts. Die höheren Großhandelspreise schlagen sich nun in den Tarifen für Neukunden nieder. Versorger kalkulieren neue Angebote stärker auf Basis der aktuellen Beschaffungskosten, während Bestandsverträge häufig noch von früher eingekauften Energiemengen profitieren.

„Die Sorge vor einer länger anhaltenden Schließung der Straße von Hormus und die aktuell hohen Großhandelspreise sorgen jedoch dafür, dass die Neukundenpreise nun deutlich anziehen“, heißt es bei Verivox.

 

Gefördert werden Projekte entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Dazu zählen Erzeugung, Speicherung, Verteilung und Betankung ebenso wie der Einsatz von Wasserstoff im Verkehr.

„Deutschland ist Technologieführer und Vorreiter bei der Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie“, lässt sich Verkehrsminister Schnieder zitieren. „Mit unserer Förderung ermöglichen wir den realen Einsatz innovativer Wasserstofflösungen im Verkehr. Wir unterstützen Regionen, die tragfähige Strukturen aufgebaut haben und nun den nächsten Schritt gehen wollen, von der Planung hin zur praktischen Anwendung im Verkehr zu kommen. Unser Ziel ist klar: Wasserstofftechnologie in die Fläche bringen und damit einen messbaren Beitrag zum Klimaschutz im Verkehr leisten.“

Das Förderprogramm HyLand unterstützt seit 2019 Regionen beim Aufbau lokaler Wasserstoffstrategien für den Verkehr. Es ist in drei Stufen gegliedert: HyStarter für die Netzwerkbildung, HyExperts für die Konzeptentwicklung und HyPerformer für die Umsetzung konkreter Projekte. Nach Angaben des Ministeriums umfasst das Programm mit den drei neuen HyPerformer-Regionen inzwischen 53 geförderte Wasserstoffregionen in Deutschland. 

Die Förderung erfolgt im Rahmen des Nationalen Innovationsprogramms Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie. Koordiniert wird das Programm von der Now GmbH, umgesetzt durch den Projektträger Jülich.

 
Die Statistik zeigt die Länge des Stromnetzes in Deutschland nach Spannungsebene im Jahresvergleich 2010 und 2024. Im Jahr 2024 betrug die Länge von Mittelspannungsleitungen in Deutschland rund 535.000 Kilometer.

Müller verglich die derzeitige Lage der Netzbetreiber mit der Situation der Lieferanten von Nudeln oder Toilettenpapier in der Corona-Zeit. Amprion habe Zusagen für künftige Lieferungen gegeben, die größer seien als das gesamte Portfolio. „Wir sind quasi ausverkauft und bewirtschaften das knappe Gut Netz“, konstatierte Müller. So wie bei Amprion sei die Lage auch bei allen anderen Netzbetreibern. Niemand habe zum Beispiel den großen Bedarf für den Anschluss von Batteriespeichern oder auch Rechenzentren vorausgesehen.

Auch Einspeiser an Ausbaukosten beteiligen

An den Kosten für den Ausbau der Stromnetze sollten sich nach Ansicht des Amprion-Chefs nicht nur Abnehmer, sondern auch Einspeiser wie die Erzeuger von Grünstrom beteiligen. Dies könnte etwa über einen Baukostenzuschuss erfolgen, der beim Anschluss von Wind- und Solaranlagen erhoben werden könnte. Der Zuschuss würde „nach vorne wirken“ und könnte auch regional differenziert werden. Müller räumte ein, dass eine solche Beteiligung an den Baukosten Anlagenbetreibern „weh tut“. Andererseits trügen die Zahlungen dazu bei, dass die Netzentgelte niedriger ausfielen. Das wiederum sorge für eine Entlastung anderer Kunden.
Für sehr wichtig hält Müller angesichts der aktuellen Lage, die Genehmigungsverfahren für die Installation neuer Netzkapazitäten zu beschleunigen. Der Netzausbau hinge in erster Linie von den Genehmigungsverfahren ab. Die Ampel-Koalition habe die Laufzeit für ein solches Verfahren seinerzeit zwar halbiert, doch würden für ein Projekt weiterhin zehn Jahre benötigt. Es gebe immer noch große Diskussionen mit den Kommunen und zu viele Einsprüche.

Das Stromnetz ist nach den Worten von Müller ein „sensibles System“, doch hält er die deutsche Stromversorgung selbst mit Rückblick auf den Brandanschlag und den großen Stromausfall im Januar in Berlin für „gut aufgestellt“. Zwar kämpfe man auch mit „jeder Menge Cyberangriffen“, aber das Amprion-Team sei „krisenerprobt“. Müller lobte den Einsatz der Mitarbeitenden: „Unsere Mannschaft ist unser großes Asset.“ 

Gleichwohl sei man nicht davor gefeit, dass einzelne Anlagenteile ausfielen. Damit falle aber nicht das Gesamtsystem zusammen, denn es gebe etwa andere Transformatoren oder andere Verbindungen.

Amprion ist nach den Worten von Müller „froh“ über die industriellen Anteilseigner und die Eigentümerstruktur. Er bezog sich damit auf das Joint Venture zwischen RWE und der Investmentgesellschaft Apollo Global Management. Bei dem Gemeinschaftsunternehmen liegt jetzt die RWE-Beteiligung an Amprion (wir berichteten). Die Anteilseigner stünden hinter der Amprion Investitionsplanung und „gingen den Weg“ des Netzbetreibers mit. Die Planung sieht bis 2029 Ausgaben von gut 36 Milliarden Euro vor.

Wie aus einer Mitteilung von Siemens hervorgeht, soll sich die Kooperation auf Märkte richten, in denen Normen der International Electrotechnical Commission (IEC) gelten. Das sind etwa 170 Länder weltweit. Im Mittelpunkt steht eine standardisierte Infrastruktur für die Stromverteilung. Siemens arbeitet dafür mit der Friedhelm Loh Group und deren Unternehmen Rittal zusammen, das Racks (Serverschränke) sowie Infrastruktur für Stromversorgung und Kühlung anbietet. 

Nach Angaben der Unternehmen liegen in KI-Rechenzentren Leistungswerte von 100 kW und mehr pro Rack bereits im üblichen Bereich. Bis 2030 könnte die Leistungsdichte weiter stark steigen. Daraus ergeben sich neue Anforderungen an Energieverteilung, Kühlung und Wärmerückgewinnung. 

Eine der ersten gemeinsamen Lösungen soll eine Anwendung sein, die direkt im Kern des Rechenzentrums installiert wird, also in der Nähe von Server- und Speicherschränken. Vorgesehen ist ein eigenes Power-Rack, das mehrere Serverschränke versorgt und die Leistungselektronik bündelt. Darüber hinaus arbeiten beide Unternehmen an einer standardisierten Niederspannungsverteilung für modulare und containerisierte Rechenzentren sowie an Lösungen für Betriebs- und Personensicherheit. 

Erste Kundenprojekte befinden sich den Unternehmen zufolge bereits in der Umsetzung. Perspektivisch soll die Zusammenarbeit auch auf weitere Branchen und Anwendungen ausgeweitet werden.

Thomas Mendl, Geschäftsleiter der Stromversorgung Greding, erläutert darin die Gründe: „Wir nutzen die gemeinsame Umstellung als Chance, unsere IT- und Geschäftsprozesse grundlegend zu modernisieren und auf eine integrierte Plattform zu überführen. Damit schaffen wir die Grundlage für weitere Digitalisierungsschritte und sind für die Anforderungen der Zukunft gut aufgestellt.“

Auch die Stadtwerke Hemau versprechen sich von der Migration eine deutliche Vereinfachung ihrer Abläufe. „Als kommunaler Eigenbetrieb brauchen wir eine leistungsfähige Lösung, die gleichzeitig effizient zu betreiben ist. Die Kraftwerk-Plattform bietet uns genau das – einschließlich moderner und sicherer Cloud-Infrastruktur sowie der Perspektive auf KI-gestützte Funktionen über Microsoft Copilot“, so Thomas Mehring, Werkleiter der Stadtwerke Hemau.

Mike Horne, Geschäftsführer iS Software/Kraftwerk: „Die gemeinsame Einführung bei zwei Unternehmen, die sich in Größe und Struktur ähneln, ermöglicht es uns, Synergien im Projekt gezielt zu nutzen und den Aufwand für beide Seiten zu reduzieren. Gleichzeitig erhalten die Stromversorgung Greding und die Stadtwerke Hemau jeweils eine Lösung, die ideal zu ihren Prozessen passt.“

Echtbetrieb soll ab 2027 starten

Die Beauftragung des Projekts erfolgte im Februar 2026, der offizielle Projektstart ist für April vorgesehen. Der Start des Echtbetriebs ist für das erste Quartal 2027 geplant. 

Die Stromversorgung Greding ist ein Nebenbetrieb der Raiffeisenbank Altmühl-Jura und versorgt rund 1.900 Abnehmer im Kernort der Stadt Greding im Landkreis Roth mit Strom. Die Stadtwerke Hemau sind ein Eigenbetrieb der 9.400-Einwohner-Stadt Hemau im Oberpfälzer Landkreis Regensburg. Sie versorgen die Kommune mit Strom und Wasser. Darüber hinaus betreiben sie ein Hackschnitzel-Heizkraftwerk, das Nahwärme liefert.

Die Unternehmensgruppe Kraftwerk Software mit Sitz in Halle (Sachsen-Anhalt) besteht aus sechs Technologieunternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft und betreut nach eigenen Angaben mit über 350 Mitarbeitern europaweit mehr als 500 Kunden und 200 Ladestromanbieter.

„Olaf Hermes und Oberbürgermeister Guido Deus wollen die Zusammenarbeit zwischen Stadtspitze und Stadtwerken Bonn künftig enger gestalten. Beide verständigten sich darauf, den bestehenden Vertrag von Hermes als Vorsitzender der Geschäftsführung des Stadtwerke-Bonn-Konzerns vorzeitig zu verlängern.“

Diese Aussage ist insofern bemerkenswert, dass Olaf Hermes noch vergangene Woche angekündigt hatte, im Sommer bei den Stadtwerken seine Posten abgeben zu wollen. Das berichteten übereinstimmend mehrere Lokalmedien. Hermes ist Vorsitzender der Geschäftsführung der Stadtwerke Bonn GmbH und zugleich Geschäftsführer von SWB Energie und Wasser.

Immobiliengeschäft als Auslöser

Hintergrund ist ein Immobiliengeschäft der Flugplatzgesellschaft Hangelar mbH, an der die Stadtwerke zu 49,6 Prozent beteiligt sind. Dabei ging es um die Ausübung eines Vorkaufsrechts für ein Grundstück am Flugplatz.

Dabei gab es den Vorwurf politischer Einflussnahme. Mehrere hochrangige Politiker und Behördenmitarbeiter – unter ihnen auch der Oberbürgermeister – sollen ihre Kontakte haben spielen lassen. Sie sollten einem Busunternehmer, der auch in Bonn Teile des ÖPNV bedient, einen Gefallen tun. Oberbürgermeister Deus, der seit November 2025 im Amt ist, wies dies entschieden zurück.
„Für die großen Aufgaben der kommenden Jahre brauchen wir eine enge Abstimmung zwischen Stadt und Stadtwerken. Deshalb habe ich den direkten Austausch mit Olaf Hermes gesucht“, wird Oberbürgermeister Deus in der Pressemitteilung zitiert. In zwei Gesprächen am 13. und 16. März haben Oberbürgermeister und Stadtwerke-Chef eine gemeinsame Basis zur Zusammenarbeit gefunden worden. Fazit Deus: „Olaf Hermes soll bleiben.“

Anpassungen bei Compliance und Governance

Vereinbart wurde auch, dass die Compliance-Struktur der Stadtwerke gestärkt werde. Vorgesehen ist die Installation eines Chief Compliance Officers. In diesem Zusammenhang soll die Zusammenarbeit mit dem städtischen Rechnungsprüfungsamt klar geregelt werden, heißt es weiter.

Darüber hinaus ist eine Überarbeitung der Governance-Struktur einschließlich der Satzung geplant. „Ziel ist es, klare und verlässliche Zuständigkeiten sicherzustellen und künftig zu vermeiden, dass nach Wahlen Phasen entstehen, in denen Gremien ohne Führung bleiben“, so das Unternehmen.

Die Vertragsverlängerungen stehen unter dem Vorbehalt der Zustimmung der jeweils zuständigen Gremien, heißt es aus dem Unternehmen.

Stadtwerke-Geschäftsführer Klaus-Dieter Dreesbach wertet die bisher angelegte Summe laut Mitteilung als „starkes Signal des Vertrauens“. Privatleute aus der gesamten Republik dürfen Geld in einem Nachrangdarlehen parken, das der Versorger mit 3,5 Prozent verzinst. Die Kundschaft der Stadtwerke erhält sogar 4 Prozent. Das Anlegen von 1.000 bis maximal 25.000 Euro gilt für mindestens fünf volle Jahre und ist weiterhin möglich. Das Geld fließt nicht direkt in ein Projekt, sondern dient der besseren Finanzausstattung der Stadtwerke.

Die Bürgerbeteiligung zielt dennoch indirekt auf eine Investition in das Stromnetz des Versorgers ab. Aktuell entsteht eine neue Mittelspannungskabel-Trasse zwischen den Kommunen Planig und Pfaffen-Schwabenheim. Die Leitung kommt auf Länge von 4,5 Kilometern. Damit will Bad Kreuznach die Netzperformance und die Sicherheit der Stromversorgung verbessern. Die mehr als 3 Millionen Euro Bürgergeld sind etwas mehr, als Bad Kreuznach für das Projekt veranschlagt hat.

Der neue Tarif weist nach Auskunft der Stadtwerke einzelne Kostenbestandteile getrennt aus. Gleichzeitig soll der Einfluss kurzfristiger Schwankungen der Gaspreise reduziert werden, was zu einer besser planbaren Preisentwicklung beitragen soll. Zugleich stärke der neue Tarif die Grundlage für Investitionen in eine nachhaltige Fernwärmeinfrastruktur. Die Umstellung in den neuen Tarif führt bei gleichbleibendem Verbrauch allerdings zu höheren Kosten. Ein Haushalt mit jährlichen Heizkosten von rund 1.400 Euro zahlt nach aktuellen Preisannahmen im Schnitt etwa 30 Euro mehr pro Monat.

Der Manager war von 2019 bis 2025 Chef des Versorgers aus Baden-Württemberg. Er war zunächst eingesprungen, nachdem der Aufsichtsrat sein Vorgänger-Duo gegen dessen Willen aus der Verantwortung entlassen hatte.

Aus dem Feuerwehrmann wurde eine Dauerlösung. Die nicht damit beendet war, dass Marquard im Frühjahr vergangenen Jahres seine Zelte abbrach und nach Bietigheim-Bissingen weiterzog. Denn von alter Wirkungsstätte drohte Ungemach, weil ein Whistleblower Marquard Verstöße gegen Compliance-Regeln vorwarf. Es solle nicht mit rechten Mitteln bei einer Auftragsvergabe für eine neue Beleuchtung an einem Heizkraftwerk zugegangen sein.

Staatsanwaltschaft mit rechtswidrigen Hausdurchsuchungen

Die Vorwürfe riefen die Staatsanwaltschaft Pforzheim auf den Plan, die – wie in einem schlechten Krimi – ihre Befugnisse allerdings gehörig überschritt. Denn sie setzte zwei Hausdurchsuchungen bei Marquard durch und hielt sich bis zuletzt offen, ein Strafverfahren gegen Marquard vor dem Landgericht Karlsruhe zu eröffnen.

Allerdings watschte die 12. Große Wirtschaftsstrafkammer des Landgerichts die Staatsanwaltschaft ab. Die Hausdurchsuchungen sowie die Beschlagnahme von Gegenständen in Marquards Privatwohnungen im August 2025 stufte die Kammer als rechtswidrig ein.

Weil Marquard von seiner Unschuld überzeugt war, holte er zum Gegenschlag aus und klagte vor der Kammer für Handelssachen am Landgericht Karlsruhe auf Überweisung ausstehender Tantiemen aus seiner Amtszeit in Pforzheim. Laut Medienberichten sollten die Forderungen sich auf etwa 200.000 Euro belaufen haben.

Für die Stadtwerke Pforzheim und ihre Mutter, die Kommune, ist das nun beendete Drama vermutlich eine teure Angelegenheit gewesen, allein wegen hoher Anwaltskosten. Ob Marquard mit der Einigung auch auf seine Tantiemen verzichtet, darüber gab es auf Anfrage dieser Redaktion keine eindeutige Antwort. In der Mitteilung spricht Marquard von einem Vergleich, den keine Seite näher erläuterte.
Oberbürgermeister und Aufsichtsratschef Peter Boch (CDU) spricht in der Mitteilung davon, dass gegen den Ex-Geschäftsführer weder ein strafrechtliches Verfahren noch eine Schadensersatzforderung „mehr im Raum stehen“. Die fehlende Entlastung für seine Amtsführung wolle das Kontrollgremium „zeitnah“ aussprechen. 

Offiziell heißt es nun von Boch, der frühere Geschäftsführer habe sich „große Verdienste“ um die Stadtwerke erworben, „die durch die Auseinandersetzung zuletzt zu sehr aus dem Fokus geraten sind“. Marquard hat im Gegenzug seine Klage auf Zahlung der Gelder zurückgezogen.

Alles deutet dabei auf die Einführung eines Mechanismus in den kommenden Monaten hin, mit dem die Zertifikate letztendlich billiger werden, um den Wettbewerbsdruck für die europäische Industrie zu lindern. Die heruntergeredeten CO2-Preise lösten am Berichtstag auch bei Strom den politisch gewollten Abwärtsdruck aus, der die bullishen Impulse von Kohle und Gas überkompensierte. Wie lange dies jedoch gelingen kann, ist derzeit kaum absehbar. Noch zeichnet sich kein Ende des Krieges ab.

Strom: Mit einem deutlichen Minus hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Die Diskussionen um eine Reform des EU-ETS überkompensierten dabei den kriegsbedingten Preisanstieg bei Gas und Öl. Der Day-ahead verlor 37,00 auf 89,25 Euro je Megawattstunde im Base und 62,00 auf 68,25 Euro je Megawattstunde im Peak.

Maßgeblich für den Preisrückgang beim Day-ahead ist die höhere Einspeiseleistung der Erneuerbaren zur Wochenmitte. Die Meteorologen von Eurowind erwarten für den Mittwoch 28,9 Gigawatt an Beiträgen von Wind und Solar, während für den Berichtstag nur 17,2 Gigawatt anfallen sollen. Für die Folgetage ab Donnerstag veranschlagt Eurowind jedoch wieder eine deutlich geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung.

Am langen Ende sank das Strom-Cal-27 um 0,76 auf 91,48 Euro je Megawattstunde.
CO2: Mit einem sehr kräftigen Minus haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.31 Uhr 3,69 auf 65,31 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 35,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 68,55 Euro, das Tief bei 64,93 Euro. Hintergrund der Abgaben ist die sich verstärkende Diskussion um eine Reform des EU-ETS, die auf eine Verminderung des CO2-Preises hinausläuft.

Deutschland geht es dabei vor allem um die Verteilung kostenloser CO2-Zertifikate, die verhindern soll, dass europäische Unternehmen auf dem Weltmarkt einen Nachteil erleiden. Diese Zuteilung läuft nach aktuellem Stand 2034 aus und beruht auf Zielwerten, die entscheiden, welche Firmen die kostenlosen Zertifikate bekommen. Nach Ansicht der Bundesregierung sind die Zielwerte für die deutsche Chemieindustrie zu ehrgeizig. Brüssel will nach den Worten von Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen „in Kürze“ eine Anpassung der Zielwerte vorschlagen und dabei „die von der Industrie geäußerten Bedenken berücksichtigen“. Von der Leyen kündigte in einem Brief an die EU-Staats- und Regierungschefs außerdem die Ausweitung eines Mechanismus an, der die CO2-Preise stabil halten soll.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Dienstag fester gezeigt. Der Frontmonat April am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.26 Uhr 1,070 auf 51,825 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es um 0,900 auf 52,800 Euro je Megawattstunde nach oben. Händler führen den Preisanstieg bei Gas auf die Ausweitung iranischer Angriffe auf die Energiewirtschaft am Persischen Golf zurück.

Der Betrieb eines Erdgasfeldes in den Vereinigten Arabischen Emiraten wurde eingestellt. Die Angriffe Teherans intensivieren sich zu einem Zeitpunkt, an dem sich Sorgen vor Lieferengpässen verstärken, nachdem der Krieg im Nahen Osten in seine dritte Woche geht. Die starken Einschränkungen des Schiffsverkehrs durch die Straße von Hormus am Persischen Golf beginnen sich vor allem auf Verbraucher in Asien auszuwirken, die auf Lieferungen aus der Golfregion besonders angewiesen sind und zuletzt auch auf dem europäischen Markt verstärkt Gas nachfragten.