In seiner Stellungnahme bemängelt der Verband insbesondere den hohen Umsetzungsaufwand. Die Vorschläge der Behörde erforderten zusätzliche Prognosen, umfangreiche Anpassungen in der IT sowie komplizierte bilanzielle Abgrenzungen. Gleichzeitig sei der Nutzen begrenzt, da Speicher bereits heute überwiegend preis- und systemorientiert betrieben würden. Der VKU sieht daher keinen ausreichenden Mehrwert durch die geplanten Regelungen.

Vertrauensschutz erhalten

Besonders kritisch bewertet der Verband die Überlegungen der Bundesnetzagentur, die bestehende Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicher nach § 118 Absatz 6 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) nachträglich einzuschränken. Aktuell gehen Unternehmen laut VKU davon aus, dass Speicher, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen, von Netzentgelten befreit sind und diese Regelung anschließend für 20 Jahre gilt. Eine vergleichbare Regelung gilt auch für Wasserstoffelektrolyseure. Der Deutsche Bundestag hatte den Anwendungsbereich der Regelung zuletzt um drei Jahre verlängert.

Eine rückwirkende Änderung würde nach Einschätzung des VKU tief in bestehende Geschäftsmodelle eingreifen. Der Verband warnt vor erheblichen wirtschaftlichen Risiken für bereits geplante oder laufende Projekte. Eine nicht repräsentative Umfrage unter Mitgliedsunternehmen habe gezeigt, dass Projekte mit einer Leistung von rund 1.800 MW gefährdet sein könnten. Dies stehe im Widerspruch zu den politischen Ausbauzielen für Speichertechnologien. Der VKU betont die Bedeutung verlässlicher Rahmenbedingungen für kommunale Unternehmen.

Viele Speicher- und Wasserstoffprojekte werden laut Verband von Stadtwerken und kommunalen Energieversorgern geplant oder bereits umgesetzt. Für diese Akteure seien langfristig stabile Investitionsbedingungen entscheidend, um Projekte finanzieren und betreiben zu können. Vor diesem Hintergrund fordert der VKU ein transparentes und planbares Netzentgeltsystem. Dieses solle die Finanzierung der Netzinfrastruktur sichern, gleichzeitig aber den systemdienlichen Betrieb von Speichern unterstützen und die Wirtschaftlichkeit der Projekte nicht beeinträchtigen.

Alternatives Modell

Als Alternative zu den Vorschlägen der Bundesnetzagentur hat der Verband ein eigenes Modell vorgelegt. Dieses sieht Kapazitätspreise für Speicher oberhalb der Niederspannung vor, die sich an der vertraglich vereinbarten Anschlusskapazität orientieren. Bei netzdienlicher Fahrweise könnten diese Entgelte deutlich reduziert werden. Speicher in Privathaushalten sowie bei kleinen Betrieben, die an die Niederspannung angeschlossen sind, wären von diesem Modell nicht betroffen.

Einen zusätzlichen Arbeitspreis für Speicher lehnt der VKU ab. Für Wasserstoffelektrolyseure fordert der Verband eine Gleichbehandlung mit Speichern. Laut VKU soll das vorgeschlagene Modell sowohl die Systemintegration von Speichern fördern als auch die Investitionssicherheit für die beteiligten Unternehmen gewährleisten.

Die VKU-Stellungnahme zu den Speichernetzentgelten im AgNes-Prozess steht als PDF zum Download bereit

Um mittel- bis langfristig Engpässe aufzulösen, sei eine weitere Beschleunigung des Netzausbaus unabdingbar, schreiben die Forschenden. Aber es sei auch notwendig, die Prozesse rund um die Anschlussbegehren zu überarbeiten. So müssten Anschlussbegehren transparenter koordiniert und priorisiert werden, damit knappe Kapazitäten dort ankommen, wo sie wirtschaftlich und systemisch am dringendsten benötigt werden, fordert Brossardt.
 In ihrer Analyse zeigen die Forschenden der FfE, dass die Knappheit von Netzanschlüssen ein sektorübergreifendes Problem darstellt. Gleichzeitige Anschlussbegehren, unterschiedliche Planungshorizonte und unklare Informationslagen kommen erschwerend hinzu.

Kooperationsforen als Lösungsansatz

Nach Überzeugung der Wissenschaftler sind Kooperationsforen ein vielversprechender Lösungsansatz. Das Kooperationsforum Großbatteriespeicher, zu dem im Februar dieses Jahres auch ein Diskussionspapier erschienen ist, habe bereits gezeigt, wie Branchenakteure, Netzbetreiber, Behörden und die Politik lösungsorientiert und erfolgreich zusammenarbeiten können. Bausteine für ein zukunftsfähiges Netzanschlussverfahren, flexible Netzanschlussvereinbarungen, die Ausgestaltung von Speichernetzentgelten sowie Co-Location als Ansatz zur effizienten Nutzung knapper Netzanschlüsse sind die Handlungsfelder, über die sich ausgetauscht haben. Die Ausweitung dieser FfE-Initiative auf Foren zur Elektrifizierung der Industrie, zur Logistik, zu Rechenzentren und zur Elektrolyse sei nun der nächste Schritt.

Am Ende jedes Forums sollen dann Praxisleitfäden und Diskussionspapier die Problemstellungen beschreiben und Lösungsoptionen aufzeigen. Es müsse deutlich werden, welche diskutierten oder neu entwickelten Maßnahmen geeignet und erforderlich seien, um den berechtigten Anliegen aller Sektoren ausreichend Rechnung zu tragen.

Im Logistik-Segment könnte eine gemeinsame Depot-Ladeinfrastruktur mehrerer Speditionen den Bedarf an Netzanschlüssen reduzieren. Gleichzeitig könnten Logistikunternehmen zeitversetzt Netzanschlussleistungen mit anderen Branchen teilen. Dabei gelte es natürlich den Zielkonflikt zwischen Planbarkeit und Wirtschaftlichkeit sowie Randbedingungen, wie etwa Lenk- und Ruhezeiten, zu beachten. Einsatzprofile, Schichtmodelle, Fahrzeugklassen oder Tourenlängen werden so zu Parametern eines Optimierungsmodells.

Der Bedarf an Netzanschlüssen wird außerdem stark von der steigenden Zahl an Rechenzentren getrieben. Vor diesem Hintergrund weisen die Autoren der Studie darauf hin, dass jedoch nicht nur die sichere Stromversorgung für die Standortwahl entscheidend ist, sondern auch die Nähe zu Internetknoten. Die daraus entstehende Cluster-Bildung führe zu punktuellen Anforderungen an das Stromnetz, die es zu berücksichtigen gelte. Dennoch dürfe man nicht nur die reine elektrische Last betrachten. Denn als integraler Bestandteil des Energiesystems können Rechenzentren auch Flexibilitäten für das Netz bereitstellen und ihre Abwärme beispielsweise in Nahwärmenetze einspeisen.

Schließlich nimmt die FfE noch den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft mit wachsenden Elektrolysekapazitäten unter die Lupe. Auch hier gibt es nach Überzeugung der Forschenden die Möglichkeit, die Wirtschaftlichkeit der Wasserstofferzeugung zu steigern und mit netzdienlichen Maßnahmen zu kombinieren. So senke die Nutzung von Überschussstrom nach §13k EnWG zur Produktion von grünem Wasserstoff nicht nur die Gestehungskosten, sondern stelle auch eine netzdienliche Verwendung der Stromerzeugung dar.

Für VBW-Hauptgeschäftsführer Brossardt ist letztendlich klar: „Die Kooperationsforen können einen wichtigen Input für die vom Bundeswirtschaftsministerium zu Recht angestoßenen Anpassungen beim Netzzugang liefern.“

Reiches Ankündigung könnte bedeuten, dass es zusätzliche Ausschreibungen für Windräder an Land geben könnte. Mehrere Bundesländer hatten gefordert, kurzfristig zusätzliche Ausschreibungskapazitäten zu schaffen, um genehmigte und weit fortgeschrittene Projekte zügig in die Umsetzung zu bringen. Andernfalls könne es einen Realisierungsstau geben. 

2025 hatte es nach Angaben von Branchenverbänden einen Rekord bei der Genehmigung neuer Windräder gegeben − die aber noch nicht errichtet und am Netz sind. 

Ministerin: Dort bauen, wo Energie benötigt wird 

Ende 2025 umfasste die in Windrädern installierte Gesamtleistung Branchenverbänden zufolge rund 68.000 MW. Damit drohen gesetzliche Ziele in diesem Jahr verfehlt zu werden − das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sieht für 2026 eine installierte Leistung von 84.000 MW vor. Im Jahr 2030 soll die installierte Leistung auf 115.000 MW steigen. 

Reiche bekräftigte, der Ausbau der erneuerbaren Energien müsse systemdienlich erfolgen. „Energie muss dort zugebaut werden, wo sie tatsächlich benötigt wird. Wir dürfen den Verbrauchern und der nächsten Generation keine unnötigen Systemkosten in Milliardenhöhe zumuten.“ 

Die Ministerin strebt an, den Zubau von Wind- und Solaranlagen besser an den hinterherhinkenden Netzausbau anzupassen und Kosten zu senken. Teure „Abregelungen“ sollen vermieden werden. Die Pläne Reiches für ein Netzpaket stehen in der Kritik. Umweltverbände und die Grünen werfen der Ministerin vor, die Energiewende auszubremsen.

Die Forschenden haben untersucht, welche Mengen biogener Rest- und Abfallstoffe in Europa verfügbar sind, wie sich diese technisch in Kraftstoffe umwandeln lassen und wie sich der künftige Bedarf im Straßenverkehr entwickeln könnte. Dabei kommt die Studie zu dem Schluss, dass die vorhandenen Ressourcen ausreichen könnten, um den Verkehr ohne fossiles Öl zu betreiben. Thomas Hirth, Vizepräsident Transfer und Internationales des KIT, wird mit der Einschätzung zitiert, Europa verfüge langfristig über genügend nachhaltige Ressourcen, um klimaneutrale Mobilität zu ermöglichen. Dies könne zugleich die Abhängigkeit von Energieimporten verringern und zur Minderung von CO₂-Emissionen beitragen.

Als zentrale Grundlage nennt die Studie eine breite Palette an Rohstoffen. Dazu zählten etwa landwirtschaftliche Reststoffe wie Stroh, Holzreste aus der Forstwirtschaft sowie biogene Abfälle. Ergänzt werde dies durch Zwischenfrüchte und Energiepflanzen, die auf weniger ertragreichen Flächen wachsen und nicht in Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion stehen. Diese Vielfalt trage dazu bei, die Rohstoffbasis stabil zu halten.

Große Potenziale bei Pflanzenresten und Holzfasern

Thomas Koch vom Institut für Kolbenmaschinen des KIT, der die Studie geleitet hat, wird mit der Aussage zitiert, dass beispielsweise Alt-Speiseöl nur einen sehr geringen Anteil am Rohstoffportfolio ausmache. „Die wirklich großen Potenziale liegen beispielsweise in Pflanzenresten und Holzfasern. Diese Stoffe fallen ohnehin an – und können ausreichend klimafreundliche Kraftstoffe liefern“, so Koch.

Für die Umwandlung der Biomasse in Kraftstoffe untersuchten die Forschenden verschiedene technische Verfahren. Dazu gehört unter anderem die Herstellung von HVO-Kraftstoffen, bei denen ölhaltige Reststoffe hydriert und als Dieselersatz genutzt werden können. Darüber hinaus wurden methanolbasierte Prozesse analysiert, bei denen zunächst ein Synthesegas entsteht, das anschließend zu flüssigen Kraftstoffen weiterverarbeitet wird. Nicolaus Dahmen vom KIT erklärt, diese Technologien ermöglichten es, unterschiedliche Rohstoffe flexibel zu nutzen und hochwertige Kraftstoffe herzustellen.

Ein Teil der Verfahren sei bereits im Einsatz, während andere sich noch in der Entwicklung befänden. Am KIT würden entsprechende Kraftstoffe bereits produziert und in Fahrzeugen getestet. Die Studie zeigt zudem, dass durch die zusätzliche Nutzung von Wasserstoff die Ausbeute an Kraftstoffen deutlich gesteigert werden könnte.

Trotz des erwarteten Ausbaus der Elektromobilität gehen die Forschenden davon aus, dass flüssige Energieträger weiterhin eine wichtige Rolle spielen werden. Olaf Toedter vom KIT verweist darauf, dass ein großer Teil der bestehenden Fahrzeugflotte noch über Jahre im Einsatz bleiben werde. Für diese Fahrzeuge böten erneuerbare Kraftstoffe eine unmittelbare Möglichkeit, Emissionen zu reduzieren.

Die Studie berücksichtigt neben der Rohstoffverfügbarkeit auch die Entwicklung der Fahrzeugflotten sowie die Konkurrenz um Biomasse durch andere Sektoren wie Industrie, Energieversorgung sowie Luft- und Schifffahrt. Sie basiert auf einem günstigen Szenario, dessen Voraussetzungen teilweise noch geschaffen werden müssten.

An der Untersuchung waren neben dem KIT auch das Deutsche Biomasseforschungszentrum (DBFZ) sowie die Unternehmen Freyberger Engineering GmbH und BMW beteiligt.

Nähere Informationen zur Analyse stehen im Internetauftritt des KIT zur Verfügung.

Nach den vorliegenden Plänen sollen neu installierte Gasheizungen ab 2029 verpflichtend mit einem Anteil von zehn Prozent erneuerbarer Gase betrieben werden. Bis 2045 ist eine vollständige Umstellung vorgesehen. Biomethan wird in diesem Kontext als flexibel einsetzbarer Energieträger beschrieben, der sowohl in der Industrie als auch im Verkehr und in der Stromerzeugung genutzt werden kann. Der Markt ist jedoch stark reguliert, erläuterte Toni Reinholz, Teamleiter Bioenergie, erneuerbare Gase und Nachweisführung der Deutschen Energieagentur (Dena). Für Einspeisung und Transport gelten unter anderem das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sowie Verordnungen wie GasNZV und GasNEV.

Im Strom- und Wärmesektor greifen Regelwerke wie das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) oder das Gebäudeenergiegesetz, während im Verkehr unter anderem das Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) und die Treibhausgasminderungsquote maßgeblich sind. Gleichzeitig befinden sich zahlreiche Anpassungen auf nationaler und europäischer Ebene in Vorbereitung, etwa zur THG-Berechnungsmethodik oder zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie.

Zukunft nach der EEG-Förderung

Aktuell wird Biomethan vor allem in Blockheizkraftwerken zur Strom- und Wärmeerzeugung eingesetzt. Viele Anlagen nähern sich jedoch dem Ende ihrer EEG-Förderung. Im Verkehrssektor kommt Biomethan zunehmend als Bio-LNG oder Bio-CNG zum Einsatz. Der Markt ist laut Branchenangaben von schwankenden Quotenpreisen geprägt, die je nach Herkunft und Verwendung zwischen 33 und 100 Euro je MWh liegen.

Parallel zur politischen Debatte analysieren Unternehmen die praktische Umsetzbarkeit. Laut einer Untersuchung der Vermittlungsplattform Aroundhome in Berlin würde bereits ein Biomethan-Anteil von zehn Prozent für die 150 größten Städte einen Flächenbedarf von 209.000 bis 316.000 Hektar für Energiepflanzenanbau erfordern. Das entspräche etwa dem Zwei- bis Dreieinhalbfachen der Fläche Berlins.

Steigt der Anteil auf 50 Prozent, würde sich der Bedarf auf über eine Million Hektar erhöhen. Bei vollständiger Versorgung aller gasbeheizten Wohnungen in Deutschland könnten laut der Analyse bis zu 7,55 Millionen Hektar notwendig sein. Das entspricht rund 21 Prozent der Landesfläche. Aroundhome verweist darauf, dass diese Modellrechnung Unsicherheiten bei Flächenverfügbarkeit und Kosten offenlässt.
 
Zehnfaches Potenzial erschließen

Aus der Branche kommen unterschiedliche Einschätzungen. Jörg Selbach-Röntgen, Geschäftsführer des Anlagenbetreibers Biogeen mit Sitz in Münster, sieht Deutschland im europäischen Vergleich im Rückstand. Während Frankreich und Italien ihre Produktionsziele deutlich ausbauen, liege die installierte Leistung in Deutschland bei rund 10 TWh mit unklarer Perspektive. Selbach-Röntgen beziffert das heimische Potenzial auf bis zu 300 TWh, von denen derzeit nur ein Bruchteil genutzt werde.

Er fordert verbindliche Ausbauziele, schnellere Genehmigungsverfahren und Förderinstrumente wie Differenzverträge. Biomethan könne bestehende Gasinfrastruktur nutzen und kurzfristig zur Versorgung beitragen, so Selbach-Röntgen. Zudem sieht er Vorteile in regionalen Lieferketten und einer geringeren Abhängigkeit von Importen.

Essenzielle Regulierung fehlt

Gleichzeitig weist die Branche auf regulatorische Unsicherheiten hin. Der Bundesverband Bioenergie und das Hauptstadtbüro Bioenergie fordern die zügige Verabschiedung der Novelle zur Treibhausgasminderungsquote. Laut Verband verzögert sich die gesetzliche Umsetzung europäischer Vorgaben seit Monaten. Das erschwere Investitionsentscheidungen und führe zu Marktverwerfungen, etwa durch problematische Importströme bei Biokraftstoffen.

Der Verband hat seinen Sitz in Reinbek (Schleswig-Holstein) und vertritt die Interessen kommunaler Energie- und Wasserversorger. Die Eintragung der Namensänderung erfolgte, wie es weiter in der Mitteilung heißt, am 6. März dieses Jahres beim Amtsgericht Lübeck.

Die Mitgliedsunternehmen versorgen nach Angaben des Verbands mehr als eine Million Menschen in Norddeutschland mit Strom, Gas, Wärme, Wasser und Glasfaser. Insgesamt beschäftigen die rund 60 angeschlossenen Versorger mehr als 3.500 Mitarbeiter und erwirtschaften zusammen etwa 3 Milliarden Euro Umsatz. Jährlich investieren sie über 200 Millionen Euro in Infrastruktur und Projekte der Energieversorgung.

Der Verband versteht sich als Interessenvertretung der kommunalen Versorgungswirtschaft im Norden. Er bündelt die Positionen seiner Mitglieder gegenüber Politik und Regulierungsbehörden und begleitet zentrale Themen der Energiebranche.

Nach Angaben des Vorstandsvorsitzenden Andreas Wulff spielen dabei insbesondere die Energie- und Wärmewende sowie die Modernisierung der Netzinfrastruktur eine zentrale Rolle. Diese Aufgaben machten laut Wulff ein abgestimmtes Vorgehen über Landesgrenzen hinweg erforderlich. Ein gemeinsamer organisatorischer Rahmen solle die Handlungsfähigkeit der Mitgliedsunternehmen stärken.

* Unter thermochemische Verfahren zur Herstellung von klimaneutralem Wasserstoff fallen unter anderem die Dampfreformierung von kohlenwasserstoffhaltigen Verbindungen mit anschließendem Carbon Capture and Storage (CCS), sowie Pyrolyse und Gasifizierung. Die dafür benötigte Prozesswärme wird mittels grüner Energien erzeugt.

Besonders relevant ist das Wasserhaushaltsgesetz, das ein faktisches Verbot von Fracking in Schiefer-, Ton- und Mergelgestein festschreibt. Demnach ist die kommerzielle Förderung von Erdgas mittels Hydraulic Fracturing in diesen Gesteinsformationen grundsätzlich untersagt. Lediglich bis zu vier wissenschaftlich begleitete Probebohrungen sind zulässig. Die Genehmigung solcher Vorhaben liegt bei den jeweiligen Bundesländern, was die Hürden zusätzlich erhöht.

Diese restriktive Haltung steht im Kontrast zu internationalen Entwicklungen, etwa in den USA, wo Fracking eine zentrale Rolle in der Gasförderung spielt. Seit den gestoppten Gaslieferungen aus Russland im Zuge des Ukrainekrieges ist Deutschland auch von LNG – unter anderem aus Amerika – abhängig, das zum Teil mittels Fracking gefördert wird. 

Die Anfrage beschäftigt sich in dem Zusammenhang auch mit einem Liefervertrag des bundeseigenen Unternehmens „SEFE“ mit einem argentinischen Konsortium. Das Gas stammt aus der Region „Vaca Muerta“, einem der weltweit bedeutendsten Schiefergasvorkommen, in dem Fracking flächendeckend eingesetzt wird. Ab 2027 sollen jährlich bis zu 2 Millionen Tonnen LNG nach Deutschland geliefert werden. Während Fracking im Inland verboten ist, wird dessen Einsatz im Ausland somit indirekt Teil der deutschen Energieversorgung. Daraus ergeben sich, so das Wirtschaftsministerium, neue regulatorische Anforderungen, insbesondere im Hinblick auf Umwelt- und Klimastandards. 

Ein entscheidendes Instrument zur Regulierung dieser Importabhängigkeit ist die EU-Methanverordnung. Sie verpflichtet Importeure schrittweise zu umfassenden Nachweisen über die Emissionen entlang der gesamten Lieferkette. Bereits seit 2025 müssen Herkunft und Mengen importierter fossiler Energieträger gemeldet werden. Ab 2027 gilt die sogenannte Gleichwertigkeitspflicht: Importiertes Gas darf nur dann in die EU gelangen, wenn bei Förderung und Verarbeitung vergleichbare Monitoring-, Reporting- und Verifikationsstandards eingehalten werden wie innerhalb der EU. Weitere Verschärfungen sollen folgen: Ab 2028 sind detaillierte Berichte zur Methanintensität erforderlich, und ab 2030 sollen verbindliche Höchstwerte für Emissionen gelten. Diese Maßnahmen zielen darauf ab, die erheblichen Klimawirkungen von Methan zu begrenzen. 

Governance und Kontrolle: Begrenzter Einfluss

Trotz der strategischen Bedeutung der Gasversorgung betont die Bundesregierung, dass konkrete Beschaffungsentscheidungen nicht politisch, sondern unternehmerisch getroffen werden. Auch bei Sefe, ein Unternehmen, das sich vollständig im Bundeseigentum befindet, unterliegt die operative Tätigkeit marktlichen Prinzipien. Gleichzeitig, so heißt es in der Antwort auf die Anfrage, existieren Kontrollmechanismen über Beteiligungs- und Berichtsinstrumente, etwa im Bundesfinanzierungsgremium. Zudem gelten regulatorische Vorgaben wie das Energiewirtschaftsgesetz, das Energiesicherungsgesetz und spezifische Krisenmechanismen für den Gasmarkt.

Wie aus der Studie hervorgeht, erreichen Fördermittel oft nicht die gewünschte Wirkung vor Ort. Stefanie Langkamp von der Klima-Allianz Deutschland erklärt, viele Städte und Gemeinden seien grundsätzlich bereit, Klimaschutzprojekte umzusetzen. Häufig scheitere dies jedoch an administrativen Anforderungen. Projekte wie Schulsanierungen oder der Ausbau von Nahwärmenetzen verzögerten sich demnach, weil Personal fehle oder Verfahren zu lange dauerten. Bund und Länder müssten die Förderstrukturen daher vereinfachen und stärker auf die Bedürfnisse der Kommunen ausrichten.

Pauschalierte Fördermittel als wirksames Instrument

Das Difu in Berlin berät Kommunen in Fragen der Stadtentwicklung. Für die Studie analysierten die Autoren fünf Förderprogramme in Rheinland-Pfalz, Sachsen, Niedersachsen und Thüringen. Grundlage waren Dokumentenanalysen sowie Interviews mit Fachleuten, die im vierten Quartal 2025 geführt wurden. Laut Studienautor Henrik Scheller zeigen die Beispiele, dass pauschalierte Förderbudgets ein wirksames Instrument sein können. Kommunen erhalten dabei feste Mittel, zum Beispiel nach Einwohnerzahl, und wählen eigenständig aus definierten Maßnahmenkatalogen aus, statt für jedes Projekt einzelne Anträge zu stellen.

Diese Vorgehensweise reduziere den Verwaltungsaufwand und schaffe Planungssicherheit, so Scheller. Besonders kleinere oder finanziell schwächere Kommunen profitierten davon, da sie weniger Ressourcen für Antragstellung und Nachweisverfahren aufbringen müssten. Gleichzeitig könnten sie Klimaschutz und Klimaanpassung strategischer angehen.
 
Beispiel Kaiserslautern

Ein praktisches Beispiel liefert das Land Rheinland-Pfalz mit dem Kommunalen Investitionsprogramm Klimaschutz und Innovation (KIPKI). Die Stadt Kaiserslautern nutzt laut eigenen Angaben die pauschalen Mittel, um Maßnahmen wie Begrünung, Vorsorge gegen Starkregen und Dürre sowie den Ausbau erneuerbarer Energien umzusetzen. Bau- und Umweltdezernent Manuel Steinbrenner betont, dass verlässliche finanzielle Spielräume entscheidend seien, um Infrastrukturprojekte vor Ort voranzubringen. Er plädiert dafür, bestehende Modelle auf neue Fördermittel zu übertragen, anstatt zusätzliche Programme aufzulegen.

Außerdem sollten auch Machbarkeitsstudien bereits gefördert werden, weil finanzschwache Kommunen sonst gar nicht erst planen könnten, sagte er. Zudem müsse es Wege geben, steigende Kosten aufzufangen. So sei bei der Entsiegelung eines Schulhofs in Kaiserslautern Asbest gefunden worden, dessen Entsorgung das geplante Budget sprengte. Klimaanpassungen wie Begrünung verursachten zudem Folgekosten für die Pflege, die ebenfalls finanziert werden müssen. Steinbrenner warnte dennoch davor am falschen Ende zu sparen, denn das verursache beim Klimaschutz nur höhere Kosten.

Digitale Verfahren aus einer Hand

Neben pauschalen Budgets nennt die Studie weitere Ansatzpunkte: Förderprogramme sollten gebündelt und Verfahren standardisiert werden. Digitale Antrags- und Nachweissysteme könnten Abläufe vereinfachen. Zudem empfiehlt das Difu, kommunale Personalstellen für Klimaschutz dauerhaft zu finanzieren, um die Umsetzungskapazitäten zu stärken.

Auch der Verzicht auf kommunale Eigenanteile wird vorgeschlagen, insbesondere vor dem Hintergrund angespannter Haushaltslagen. Zudem solle eine zentrale Stelle im Land wie die Landesbank oder die Energieagentur zentral die Förderungen bearbeiten, weil so Überschneidungen umgangen werden und bessere Beratung möglich sei, empfiehlt die Studie.

Die Empfehlungen beziehen sich nicht nur auf Klimaschutzprogramme. Laut Studie lassen sich die Ansätze auch auf andere Förderbereiche übertragen. Bedeutung gewinnt dies vor allem mit Blick auf die geplante Verwendung der Mittel aus dem Sondervermögen für Infrastruktur und Klimaneutralität, das die Bundesregierung aufgelegt hat. Ziel müsse es sein, die Mittel schneller und effizienter in konkrete Projekte zu überführen.

Die Difu-Studie „Kommunaler Klimaschutz braucht einfachere Förderung“ steht im Internet bereit.

Im Zentrum der Diskussion steht häufig ein Zielkonflikt zwischen einem kosteneffizienten Netzausbau und dem weiteren Ausbau erneuerbarer Energien. Nach Einschätzung der IKND gerät dabei aus dem Blick, dass bereits heute Instrumente existieren, um die vorhandene Netzinfrastruktur besser auszulasten und Engpässe zu reduzieren, ohne zusätzliche Leitungen zu errichten.

Im Rahmen eines Webinars hat die Initiative diese Ansätze gemeinsam mit Fachleuten erörtert. Im Fokus standen der aktuelle Stand der Regulierung sowie mögliche Änderungen durch das geplante Netzanschlusspaket. Zudem ging es um ergänzende Maßnahmen zum Netzausbau, praktische Hürden für mehr Flexibilität im Stromsystem sowie die Frage, wie sich Kosteneffizienz und Flexibilität miteinander verbinden lassen.

Regulatorische Hindernisse beseitigen

Andreas Jahn vom Regulatory Assistance Project (RAP), einer international tätigen Nichtregierungsorganisation mit Sitz in Montpelier im US-Bundesstaat Vermont, verwies auf verschiedene Möglichkeiten, bestehende Netzrestriktionen zu überbrücken.

Das Netzpaket sieht dafür unter anderem die Überbauung von Netzanschlüssen vor, bei der Einspeisespitzen begrenzt werden, sowie sogenannte Co-Location-Konzepte, bei denen Speicher hinter dem Netzanschlusspunkt genutzt werden. Auch flexible Netzanschlussbedingungen, Redispatch-Vorbehalte ohne Kompensation und eine netzdienliche Steuerung des Ausbaus sollen dazu beitragen, Engpässe zu verringern. 

Diese Übergangs-Maßnahmen erforderten jedoch klare Rahmenbedingungen und Standardisierung sowie Vorgaben, wohin sie führen sollen, so Jahn. Ziel müsse eine langfristige Perspektive für das Stromsystem sein. Ein vollständig engpassfreies Netz – häufig als „Kupferplatte“ bezeichnet – sei weder realistisch noch wirtschaftlich darstellbar. „Stattdessen kommt es darauf an, vorhandene Netzkapazitäten effizienter zu nutzen und Flexibilitäten zu heben“, sagte er. Defizite sieht Jahn aktuell besonders bei der Digitalisierung und beim Betrieb der Verteilnetze.

Auch ökonomische Instrumente spielen nach seiner Darstellung eine zentrale Rolle. So setzten die bestehenden Anreizstrukturen für Netzbetreiber bislang nicht ausreichend auf eine Beschleunigung von Maßnahmen. Zeitlich und räumlich differenzierte Netzentgelte sowie lokale Strompreise könnten dazu beitragen, die Netzauslastung zu steuern und Investitionen effizienter auszurichten.

Simon Steffgen vom Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) betonte die Rolle von Speichern als Flexibilitätsoption. „Speicher können sowohl auf der Erzeugungsseite zur Glättung fluktuierender Einspeisung beitragen als auch im Netz systemstabilisierende Dienstleistungen erbringen“, sagte er. Derzeit rechneten sich Speicherprojekte jedoch häufig nur über Netzentnahme und Energiehandel.

Ein zentrales Problem sei laut Steffgen, dass erneuerbare Anlagen oder Speicher in vielen Fällen keinen Netzanschluss erhielten. Modelle wie die Überbauung von Anschlüssen seien in der Praxis oft mit komplexen Vertragsstrukturen verbunden, insbesondere bei Lösungen hinter dem Zähler. Hier bestehe Anpassungsbedarf, um Flexibilität wirtschaftlich nutzbar zu machen.

Zugleich verwies Steffgen auf die besondere Rolle der Verteilnetze für Kommunen. Einnahmen aus Netzentgelten stellten eine wichtige Finanzquelle dar. Gleichzeitig müssten Kommunen ihre Energieinfrastruktur grundlegend umbauen, etwa durch den Ersatz fossiler Versorgungssysteme im Wärme- und Verkehrsbereich. Dies könne zu Zielkonflikten führen, da Investitionen in flexible und effiziente Systeme nicht unmittelbar in den bisherigen Erlösstrukturen abgebildet seien.

In der Diskussion wurde deutlich, dass eine stärkere Nutzung vorhandener Netze und der Ausbau von Flexibilitätsoptionen als Ergänzung zum Netzausbau gesehen werden. Voraussetzung dafür sind aus Sicht der beteiligten Experten angepasste regulatorische Vorgaben, wirtschaftliche Anreize und eine klare Zielperspektive für das Energiesystem.

Das Factsheet „Herausforderung Netzanschluss: Vom Engpass zu Effizienz“ der IKND steht im Internet bereit.

Die KMW, eine Tochter der Mainzer Stadtwerke AG und der ESWE Versorgungs AG, hat den Speicherspezialisten aus Paderborn mit der Lieferung und Umsetzung des Batteriegroßspeichers auf der Ingelheimer Aue in Mainz beauftragt. Das Projekt hat eine Kapazität von 67,7 MWh und eine Leistung von 22,7 MW. Parallel dazu soll Intilion für die ESWE Bio Energie GmbH in Wiesbaden eine weitere Anlage mit 33,8 MWh und 11,3 MW aufbauen. Die Speicher sind als modulare Systeme in Batteriecontainer untergebracht. 

Intilion übernimmt nach eigenen Angaben bei beiden Projekten als Systemintegrator die Gesamtverantwortung für Planung und Realisierung. Für den langfristigen Anlagenbetrieb wurde ein 15-jähriges Servicepaket mit einer Verfügbarkeitsgarantie von 97 Prozent vereinbart. 

Beide Projekte sind im Januar 2026 gestartet, die Inbetriebnahme in Wiesbaden ist für Februar 2027 und in Mainz für März 2027 vorgesehen. 

Mit den Batteriespeicherprojekten erweitern KMW und ESWE ihre Infrastruktur auf der Ingelheimer Aue, die mehrere Kraftwerke umfasst. Auch ein Rechenzentrum befindet sich dort im Aufbau, das mit den Anlagen vor Ort mit Strom versorgt und abgesichert werden soll. „Mit dieser Investition gehen wir einen wichtigen Schritt in Richtung einer flexiblen und nachhaltigen Energiezukunft. Große Batteriespeicher ermöglichen es uns, erneuerbare Energien bedarfsgerecht in das Stromsystem zu integrieren“, erklärte Oliver Malerius, Vorstand der KMW, zum Projektauftakt. 

Beide Anlagen sollen für den Energiehandel eingesetzt werden und können darüber hinaus Primärregelleistung zur kurzfristigen Stabilisierung der Netzfrequenz sowie Sekundärregelleistung zum weiteren Ausgleich von Netzschwankungen bereitstellen.

Die Erneuerbaren-Tochter des in Aachen beheimateten Stadtwerke-Verbunds Trianel und der Projektentwickler aus Geilenkirchen wollen insgesamt rund 100 MW an Leistung ans Netz bringen. Laut einer Mitteilung von Trianel steht dabei zunächst ein sieben Anlagen starker Park in Erkelenz nahe Düsseldorf an. Diese Sammlung allein kommt mit etwa 49 MW auf beinahe die Hälfte des ins Auge gefassten Volumens und soll 2027 den Spatenstich erleben.

Laut TEP-Prokurist Gregor Kuhnert hätten die Partner den Kooperationsvertrag zu einem Zeitpunkt geschlossen, da die Diskussionen um den Kurs der Energiewende zu größeren wirtschaftlichen Herausforderungen für Windenergievorhaben führen. Die Übereinkunft mit BMR sei insofern eine „bewusst“ eingegangene Kooperation.

TEP und BMR teilen sich die Arbeit mit Blick auf die künftigen Windparks wie folgt: Dem Stadtwerke-Verbund fallen die Finanzierung, der Anlagenkauf und der Betrieb der Anlagen zu. BMR entwickelt das Projekt und setzt es um. Die Geilenkirchener haben darin Erfahrung: Seit der Gründung 1999 kommt BMR auf über 350 Turbinen mit mehr als 1.000 MW Gesamtleistung, von der Entwicklung und Planung bis hin zur (teilweisen) Realisierung unter eigener Flagge.

Zur Wahrheit gehört aber auch, dass der Versorger nicht alle Linien und Services in der westfälischen Domstadt selbst anbieten kann und dafür auf Partnerunternehmen angewiesen ist. Und diese wagen aus unterschiedlichen Motiven erst nach und nach den Schritt in Richtung Stromer. Ein Grund sind die Anschaffungskosten.

Jetzt gibt es allerdings auch hier erste Bewegung. Die Westfalen teilen mit, dass zwei der insgesamt sieben mittelständischen Partnerunternehmen mit ihren aktuell insgesamt 90 Bussen die Elektrifizierung angehen. Zwei Solobusse hat der Reisedienst Bils aus Telgte geordert, beim Altenberger Unternehmen Erfmann-Reisen sind es im ersten Schritt gar elf elektrische Gelenkbusse. Dabei wachsen die Auftragsbücher von Mercedes, weil jeweils „eCitraro“-Modelle bestellt sind.

Die Altenberger gehen mit ihren Investitionen noch einen Schritt weiter. Sie haben inzwischen einen E-Bus-Carport auf einem zusätzlichen Betriebshof eröffnet, der mit 20 Schnelllade-Möglichkeiten ausgestattet ist. Auch hier – wie bei den Ausgaben der Stadtwerke Münster – hilft die öffentliche Hand. Mehr als 3,2 Millionen Euro, heißt es in der Mitteilung, kommen vom Bund.

Auch der Versorger aus Münster leistet Anschubhilfe. So stellen die Stadtwerke den Partnern Lademöglichkeiten an den Endhaltestellen ihrer E-Bus-Linien in Münster zur Verfügung. Bilanziell stillt dort Ökostrom den Batteriedurst. Den Dieselbus hält Frank Gäfgen, Stadtwerke-Geschäftsführer für die Mobilität, für ein „Auslaufmodell“, sofern die Fördermittel aus öffentlichen Quellen nicht versiegten.

Dass Hermes die Reißleine zieht, ist unwiederbringlich der Schlussstrich unter ein monatelanges Verwirrspiel (wir berichteten). Dessen Anfänge reichen zurück bis zur jüngsten Kommunalwahl in Nordrhein-Westfalen, bei der der CDU-Kandidat Guido Deus am 28. September 2025 die Stichwahl gewann und neuer Oberbürgermeister in der Bundesstadt wurde.

Kurz nach dem Wechsel im Rathaus, von der Grünen-Politikerin Katja Dörner zu Deus, sah Olaf Hermes sich in seinen Befugnissen eingeschränkt. Ein von den Stadtwerken beabsichtigter Grundstückskauf am kleinen Flugplatz Hangelar geriet zum Politikum, da verschiedene CDU-Funktionsträger offenbar den Deal zu verhindern suchten. Namentlich Deus, sein Co-Dezernent Christian Siegberg und Sebastian Haller, Landrat des benachbarten Rhein-Sieg-Kreises.

Grundstücksdeal trotz Einflussnahme von CDU-Funktionsträgern

Siegberg wollte, so die Berichterstattung, der Stadtwerke-Spitze Ende vergangenen Jahres per Weisung den Grundstückserwerb untersagen. Dem beugte sich Hermes nicht. Er setzte mit einer hauchdünnen Mehrheit in der Flughafen-Beteiligungsgesellschaft das Vorkaufsrecht durch. Das Geschmäckle in dem Zusammenhang ist der – von den CDU-Politikern in Abrede gestellte – Versuch, das Grundstück stattdessen einem Unternehmer zu überlassen, der laut WDR-Bericht ein Großspender der CDU sein soll.

In dieser Gemengelage strengte Olaf Hermes ein Compliance-Verfahren an, wegen der versuchten Einflussnahme auf die unabhängige Entscheidung der Stadtwerke. Der Bericht der beauftragten Rechtsanwaltskanzlei kam zu dem Ergebnis, dass das Vorgehen gegen die Stadtwerke-Geschäftsführung „gegebenenfalls nicht frei von Fremdeinflüssen und Interessenkonflikten“ gewesen sei. Eine Übergabe des Berichts an die Staatsanwaltschaft stand im Raum.

Hermes begründet seinen abrupten Ausstieg in einer Mitteilung mit „neuen Geschehnissen und zusätzlichen Hintergründen“, die er nicht weiter präzisiert. Das Pendel hatte in den vergangenen Wochen mehrfach in beide Richtungen ausgeschlagen. Erst kündigte Hermes seinen Abschied für den Sommer an, dann machten Stadt und Stadtwerke eine Verständigung mit OB Deus und sogar eine vorzeitige Vertragsverlängerung für Hermes öffentlich.

Den scheinbar geebneten Weg „für ein konstruktives und professionelles Miteinander“ sieht Hermes nun nicht länger, ein „Weiter so“ als Geschäftsführer des SWB-Konzerns und von SWB Energie und Wasser sei nicht mehr möglich. Sein Schritt mache den Weg frei für einen „notwendigen unbelasteten Neuanfang“.

Stadtwerke sehen der Vakanz gelassen entgegen

Der Oberbürgermeister will den Grund für Hermes’ Rücktritt nicht im Verhältnis der beiden ausmachen. Deus spricht von „aufgeklärten“ Compliance-Vorwürfen, in deren Folge er auf Hermes „zugegangen“ sei, ihm „die Hand gereicht und eine Vertragsverlängerung angeboten“ habe. Gespräche mit „den anderen zu beteiligenden Partnern“ im Rahmen der Vertragsgespräche hätten dagegen zu „Schwierigkeiten“ geführt.

Vermittlungsversuche von Deus seien daran gescheitert, dass Hermes für ihn in den jüngsten Tagen nicht mehr zu erreichen gewesen sei. Zu den Gründen für die Entscheidung des Geschäftsführers könne er folglich „nichts sagen“. Nun gehe es darum zu klären, „wie es zum Wohle des SWB-Konzerns und der Stadt weitergeht“.

Die Stadtwerke selbst halten sich in dieser Übergangszeit auf der Führungsebene für „gut aufgestellt“, teilt der Versorger auf Anfrage dieser Redaktion mit. Als weiterer Geschäftsführer und Arbeitsdirektor ist Marco Westphal im Amt, auch Anja Wenmakers ist Geschäftsführerin des Konzerns. Der Aufsichtsrat werde über das weitere Vorgehen entscheiden, die vielfältigen Aufgaben werde der Versorger auch nach Hermes’ Rückzug „konsequent weiter verfolgen“.

Die verbliebene Stadtwerke-Spitze wollte sich nicht weiter zu den Gründen für das Ausscheiden des Chefs äußern. Die Aufsichtsräte der SWB GmbH und von SWB Energie und Wasser müssten zunächst formal über den „Kündigungswunsch“ von Hermes am 25. bzw. 26. März befinden. Die Stadtwerke, heißt es weiter in der Antwort, hätten eine vergleichbare Vakanz bereits vor Amtsübernahme von Hermes erfolgreich gestaltet. Peter Weckenbrock war im Sommer 2022 gegangen, Hermes hatte erst im Oktober desselben Jahres übernommen.

Anlässlich seiner Wahl hob der neue VKU-Präsident die Bedeutung der kommunalen Unternehmen hervor: „Ohne Energie, Wasser, Abwasserentsorgung, Abfallmanagement, Mobilität und digitale Infrastruktur funktioniert unser Land keinen Tag. Die kommunalen Unternehmen sind das Rückgrat dieser öffentlichen Daseinsvorsorge.“ Er wolle seine Erfahrung aus Stadtpolitik und Verwaltung einbringen, um die Kommunalwirtschaft in den kommenden Jahren weiter zu stärken und zukunftsfest auszubauen. 
 
VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing ging auf die Verdienste von Kornblums Vorgänger Ulf Kämpfer ein. Er habe den Verband in politisch fordernden Jahren mit großem Engagement und ruhiger Hand geführt und die Bedeutung kommunaler Unternehmen als Stabilitätsanker eindrucksvoll sichtbar gemacht. Zugleich zeigte er sich überzeugt, dass Kornblum mit seiner kommunalpolitischen Erfahrung und seinem klaren Gestaltungswillen wichtige Impulse setzen und die erfolgreiche Arbeit an der Verbandsspitze fortführen werde. 

Kämpfer hatte bereits bei seiner Wiederwahl im Juli 2025 angekündigt, das Ehrenamt nur noch bis zum Ende seiner Kieler OB-Amtszeit im April 2026 ausüben zu wollen. Die Wahl des VKU-Präsidenten erfolgt satzungsgemäß durch den Vorstand, die Amtszeit beträgt vier Jahre.

Strom: Überwiegend etwas schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Der Day-ahead verlor um 39,00 auf 38,00 Euro je Megawattstunde im Base und um 19,50 auf 37,25 Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse mussten für die Grundlast 37,68 Euro und für die Spitzenlast 36,92 Euro gezahlt werden.

Die Meteorologen von Eurowind stellen für den Mittwoch einen deutlichen Anstieg der Einspeiseleistung der Erneuerbaren auf knapp 53 Gigawatt in Aussicht. Am Donnerstag dürfte die Einspeiseleistung zwar deutlich zurückgehen, mit mehr als 40 Gigawatt aber auch noch recht hoch ausfallen. Für die darauf folgenden Tage werden deutlich geringere Beiträge von Wind und Solar erwartet. 

Am langen Ende des Strommarktes verlor das Cal 27 bis zum Nachmittag 1,73 auf 97,21 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Dienstag weiter zugelegt. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 1,34 auf 70,60 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 16,9 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 70,89 Euro, das Tief bei 68,28 Euro. Auch die weitere Entwicklung der CO2-Preise bleibt vor allem abhängig von der geopolitischen Entwicklung und den damit verbundenen Schlagzeilen, wie die Analysten von Vertis betonen.

Sollten sich die Angebotssorgen im Hinblick auf LNG- und Öl-Lieferungen abschwächen, könnte dies die CO2-Preise weiter stützen. Zudem warte der CO2-Markt aktuell auf Details zu einer Überarbeitung der Marktstabilitätsreserve, nachdem EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen sich auf dem jüngsten Gipfel grundsätzlich für das EU-ETS ausgesprochen hatte.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Dienstag ihren Abwärtskurs fortgesetzt. Der Frontmonat April am niederländischen TTF verlor 2,500 auf 53,950 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 1,075 auf 56,575 Euro nach unten.

Marktteilnehmer sprachen am Dienstag von widersprüchlichen Signalen im Zusammenhang mit dem Konflikt im Mittleren Osten, nachdem Präsident Trump zuvor eine fünftägige Verschiebung zuvor angedrohter Angriffe auf die iranische Ölinfrastruktur angekündigt und auf „produktive Gespräche“ zur Beendigung des Krieges verwiesen hatte. Iran bestritt jedoch, dass entsprechende Gespräche stattfinden.

Die Energiemärkte bleiben seit Beginn des Konflikts hoch volatil, während die Straße von Hormus weiterhin weitgehend geschlossen ist und damit Öl- und LNG-Transporte einschränkt. Iranische Angriffe haben zudem rund 17 Prozent der LNG-Exportkapazität Katars außer Gefecht gesetzt; die Reparatur beschädigter Anlagen könnte laut Qatar Energy bis zu fünf Jahre dauern.

Vor dem Hintergrund deutlich geleerter europäischer Gasspeicher nach dem Winter dürfte es den Mitgliedstaaten schwerfallen, die Lagerbestände im Sommer wieder aufzufüllen, sofern die Störungen anhalten und sich der Wettbewerb mit Asien um LNG-Ladungen weiter verschärft.