Insgesamt stellt die Bundesregierung für die Umsetzung des Programms zusätzliche Mittel in Höhe von rund acht Milliarden Euro bereit. Diese stammen aus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF) sowie aus einem Sondervermögen Infrastruktur. Laut Bundesregierung sollen die Maßnahmen zugleich wirtschaftliche Effekte entfalten, etwa durch geringere Ausgaben für Energieimporte.

Das Programm umfasst 67 Maßnahmen, die laut Bundesregierung im Jahr 2030 mehr als 25 Millionen Tonnen CO2 zusätzlich einsparen sollen. Damit erfüllt die Bundesregierung eine Vorgabe aus dem Klimaschutzgesetz, wonach sie ein Jahr nach Beginn der Legislaturperiode ein entsprechendes Programm vorlegen muss. Deutschland strebt an, seine Treibhausgasemissionen bis 2030 um 65 Prozent verglichen zum Jahr 1990 zu senken. Nach aktuellen Daten wird dieses Ziel bislang verfehlt.

Konkrete Maßnahmen

Ein Schwerpunkt liegt auf dem Ausbau erneuerbarer Energien. So plant die Bundesregierung zusätzliche Ausschreibungen für Windenergie an Land im Umfang von 12.000 MW (wir berichteten). Laut Bundesregierung könnten dadurch im Jahr 2030 rund 6,5 Millionen Tonnen CO2 eingespart werden. Gleichzeitig sollen geringere Stromgestehungskosten die Nutzung von Erdgas in der Stromerzeugung weiter verdrängen.
Auch im Industriesektor setzt die Bundesregierung auf Elektrifizierung. Neue Förderinstrumente sollen Unternehmen beim Umstieg auf klimafreundliche Technologien unterstützen. Laut Bundesumweltministerium könnten dadurch bis 2030 rund 4,3 Millionen Tonnen CO2 vermieden werden. 

Im Verkehrsbereich sieht das Programm unter anderem eine sozial gestaffelte Förderung für Elektroautos vor. Insgesamt sollen rund 800.000 Fahrzeuge gefördert werden. Ergänzt wird dies durch Maßnahmen zum Ausbau der Ladeinfrastruktur sowie die Fortführung des Deutschlandtickets. Laut Bundesregierung könnten diese Maßnahmen zusammen Einsparungen von mehreren Millionen Tonnen CO2 ermöglichen.

Für den Gebäudesektor plant die Bundesregierung zusätzliche Mittel für den Ausbau von Wärmenetzen. Ab 2035 sollen 3,5 Milliarden Euro bereitgestellt werden, um den Anteil erneuerbarer Energien und Abwärme in der Fernwärme zu erhöhen. Laut Ministerium könnten dadurch rund 2,3 Millionen Tonnen CO2 im Jahr 2030 eingespart werden.

Klimaschutz als Modernisierungsmotor

Schneider betonte, Klimaschutz sei keine Ursache für wirtschaftliche Probleme. Vielmehr könne das Programm laut ihm dazu beitragen, die Wirtschaft zu modernisieren und unabhängiger von fossilen Energien zu machen. Gleichzeitig räumte der Minister ein, dass weitere Fortschritte notwendig seien, um die Klimaschutzziele zu erreichen.

Vertreter aus Wirtschaft und Verbänden äußerten sich teils kritisch. Peter Adrian, Präsident der Deutschen Industrie- und Handelskammer, erklärte, Anspruch und Wirklichkeit klafften bei den Klimazielen auseinander. Das Programm setze aus seiner Sicht auf detaillierte Vorgaben, die zusätzliche Kosten verursachen könnten.

Auch aus der Energiebranche kam differenzierte Kritik. Ursula Heinen-Esser vom Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) begrüßte zwar zusätzliche Ausschreibungen für Windenergie, verwies jedoch auf mögliche Zielkonflikte mit anderen energiepolitischen Vorhaben der Bundesregierung. Maßnahmen müssten besser aufeinander abgestimmt werden, um ihre Wirkung zu entfalten.

Julia Bläsius, Direktorin Agora Energiewende Deutschland, mahnte, Klimafortschritte müssten mit einem starken Mieterschutz im Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) kombiniert werden. Dieser sollte verhindern, dass Vermietende auf Kosten der Mieterinnen und Mieter neue Öl- und Gasheizungen einbauen können. Für die Wirksamkeit der Maßnahmen sei darüber hinaus ein verlässlicher CO2-Preis im Europäischen Emissionshandel unerlässlich, was zugleich Einnahmen für den KTF sichere.

Das Klimaschutzprogramm 2026 soll nach Angaben der Bundesregierung dazu beitragen, Deutschland bis 2045 klimaneutral zu machen. Ob die vorgesehenen Maßnahmen ausreichen, um die Emissionslücke bis 2030 vollständig zu schließen, bleibt jedoch unter Experten umstritten. Die deutsche Umwelthilfe kündigte an, gegen das Programm zu klagen, um beispielsweise ein Tempolimit durchzusetzen.

Das Klimaschutzprogramm 2026 steht als PDF zum Download bereit.

Laut Reiche soll der zusätzliche Zubau unter anderem durch weitere Ausschreibungen ermöglicht werden. Mehrere Bundesländer hatten zuvor gefordert, kurzfristig zusätzliche Ausschreibungskapazitäten bereitzustellen. Hintergrund ist, dass sich genehmigte Projekte bislang nur verzögert umsetzen lassen. Branchenverbände verweisen darauf, dass 2025 zwar viele neue Windkraftanlagen genehmigt wurden, diese jedoch noch nicht errichtet sind.

EEG-Vorgaben einhalten

Die Ausbaupläne stehen im Zusammenhang mit den gesetzlichen Zielvorgaben. Nach Angaben aus der Branche lag die installierte Leistung von Windenergieanlagen an Land Ende 2025 bei rund 68.000 MW. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sieht jedoch für 2026 eine installierte Leistung von 84.000 MW vor. Bis 2030 soll der Wert auf 115.000 MW steigen. Ohne zusätzliche Maßnahmen könnten diese Ziele verfehlt werden.

Reiche betonte, der Ausbau der erneuerbaren Energien müsse stärker am Bedarf ausgerichtet werden. Energie solle dort erzeugt werden, wo sie tatsächlich benötigt werde, erklärte die Ministerin. Ziel sei es, Systemkosten zu begrenzen und ineffiziente Eingriffe wie das Abregeln von Anlagen zu vermeiden. Zudem strebe das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) an, den Ausbau von Wind- und Solaranlagen besser mit dem Netzausbau zu synchronisieren.

Die Ankündigung erfolgt vor der geplanten Vorstellung des Klimaschutzprogramms der Bundesregierung durch Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD). Das Programm soll darlegen, wie Deutschland seine Klimaziele einhalten will.

Branche steht bereit

Unterstützung kommt aus der Branche. Der Bundesverband Windenergie (BWE) begrüßt die Pläne der Ministerin. BWE-Präsidentin Bärbel Heidebroek erklärte, die Windenergie an Land könne einen Beitrag zu einem resilienten Energiesystem leisten und sei bereit, Verantwortung zu übernehmen. Voraussetzung sei jedoch, dass die zusätzlichen Ausschreibungen rechtzeitig erfolgen. Laut Heidebroek müssten diese spätestens bis Ende 2027 abgeschlossen werden, damit die neuen Kapazitäten bis 2030 ans Netz gehen können.

„Dafür hat der BWE im Rahmen einer Beschleunigungsagenda konkrete Vorschläge gemacht“, erinnerte Heidebroek. So schlägt der Verband unter anderem vor, Netzverknüpfungspunkte stärker auszulasten und Co-Location-Projekte zu ermöglichen. Dabei werden Erzeugungsanlagen, Speicher und Verbraucher wie Rechenzentren kombiniert, um Netzengpässe zu reduzieren und Flexibilität zu erhöhen.

Kritik an Reiches Netzplänen

Kritik kommt hingegen von Umweltorganisationen und der Opposition. Sie werfen Reiche vor, mit geplanten Maßnahmen im Netzbereich den Ausbau der erneuerbaren Energien zu bremsen. Zudem hatte die Bundeswirtschaftsministerin bei der Energiekonferenz CERAWeek in den USA dafür plädiert, das europäische Klimaziel der Klimaneutralität bis 2050 um bis zu zehn Prozent aufzuweichen.

Die Umweltorganisation Greenpeace kritisierte diese Position. Greenpeace-Geschäftsführer Martin Kaiser erklärte, eine Abschwächung der Klimaziele gefährde sowohl den Klimaschutz als auch die wirtschaftliche Entwicklung.

„Die gegenwärtig hohen Preise für fossile Energien infolge des Irankriegs entlarven genau diese Politik als fahrlässig und riskant“, kommentierte Greenpeace-Vorstand Martin Kaiser. Statt in der Abhängigkeit zu verharren, sollten die Bundesregierung und EU sich über die vereinbarten Klimaziele endlich von Gas und Öl lösen, forderte er.

In den vergangenen Jahren umfasste der Prozess rund 450.000 Kilometer und damit etwa 80 Prozent der deutschen Gasverteilnetzkilometer. Der GTP wurde laut der Initiative kontinuierlich weiterentwickelt. Nun gelte es, ihn mit den kommenden rechtlichen Anforderungen zusammenzuführen.

Das Europäische Parlament hatte 2024 mit den Artikeln 56 und 57 der EU‑Gasbinnenmarktrichtlinie 2024/1788 den offiziellen Rahmen für einen Transformationsplanungs- und Genehmigungsprozess für Gas- und Wasserstoffverteilnetze geschaffen. Seine Umsetzung in deutsches Recht muss bis August 2026 erfolgen, erinnert H2 vor Ort. Ein entsprechender Referentenentwurf zur Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) liegt inzwischen vor und sieht die Einführung dieses Prozesses unter dem Namen Verteilernetzentwicklungsplan (VNEP) vor.

Weichenstellung für die Zukunft

Angesichts der aktuellen Entwicklungen sei es an der Zeit, die brancheninternen Planungsprozesse des GTP mit den neuen gesetzlichen Vorgaben des VNEP zusammenzuführen. „Im GTP 2025 wurden die Anforderungen aus der EU-Richtlinie bereits weitgehend in die Branchenplanung integriert und zudem die Prognosemethodik des GTP über die sogenannte Langfristprognose auf die Prozesse des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff nach EnWG abgestimmt“, schreibt die Initiative.
Nächster Schritt im Transformationsprozess werde die Einreichung erster VNEPs und Leitfaden für die VNEP-Erstellung. Dies stehe für das kommende Jahr im Rahmen des GTP-Prozesses an. Erste Transformationspläne einiger Verteilnetzbetreiber würden bei den Regulierungsbehörden 2026 eingereicht. „Viele andere werden diesen Schritt jedoch frühestens zum dann nächsten durch den Netzentwicklungsplan-Zyklus möglichen Zeitpunkt im Jahr 2028 oder später umsetzen können“, so H2 vor Ort.

Leitfaden wird entwickelt

Die Initiative hat daher begonnen einen Leitfaden zur Erstellung eines VNEP zu entwickeln, der dabei helfen soll. Er umfasst alle drei im Rahmen eines VNEPs möglichen Entwicklungspfade: den Neubau von Wasserstoffverteilnetzleitungen, die Umwidmung bestehender Gasverteilnetzleitungen für Wasserstoff oder die Stilllegung von Gasleitungen.

Sofern es der endgültige Gesetzestext zulässt, werde der Leitfaden auch die Möglichkeit einer gemeinsamen regionalen Planung durch mehrere Unternehmen berücksichtigen. Neben den konkreten Genehmigungssachverhalten der VNEPs umfasst er weiterhin die strategische Transformationsplanung der Verteilnetzbetreiber – einschließlich der perspektivischen Versorgung mit klimaneutralem Methan wie etwa Biomethan.

Da der Gesetzgebungsprozess noch nicht abgeschlossen ist und wesentliche Fragen – darunter die Finanzierung – weiterhin offen sind, lasse sich aktuell nicht abschätzen, wann der VNEP-Leitfaden finalisiert wird. Aufgrund der veränderten Struktur werde es im Jahr 2026 im Gegensatz zu den vergangenen Jahren keine Rückmeldung der Netzbetreiber an H2 vor Ort zur Erstellung eines Branchenberichts geben. Die Initiative empfiehlt allen Unternehmen, die bislang nicht am GTP-Prozess teilgenommen haben, eine interne Planung auf Basis der bestehenden Leitfäden vorzunehmen.

Politik am Zug

Für den Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) sagte der Vorstandsvorsitzende Gerald Linke: „Netzplanung und Technik gehören untrennbar zusammen – deshalb ist der GTP konsequent im DVGW-Regelwerk verankert“. Aus Sicht der Kommunalen Unternehmen berichtete VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing: „Die Zukunft der Gasnetze und die Umstellung auf klimaneutrale Gase sind zentrale Themen für kommunale Unternehmen und deren Kunden, die Bürger und die Industrie.“

In vielen Kommunen werden klimaneutrale Gase künftig eine Rolle spielen, etwa für Stromerzeugung, Wärmenetze oder industrielle Anwendungen. Gleichzeitig planen andere Kommunen, Gasverteilnetze teilweise oder vollständig stillzulegen. „Der Neubau von Wasserstoffleitungen, die Transformation und die Stilllegungen bestehender Netze müssen gesetzlich geregelt werden“, forderte Liebing von der Politik. Es sei gut, dass die Branche mit der Planung in Vorleitung gegangen ist.

Der Ergebnisbericht 2025 zum Gasnetzgebietstransformationsplan steht im Internet bereit.

Immitzer erläuterte, nach wie vor fehlten für den Ausbau der erneuerbaren Energien und damit der PV wesentliche Verordnungen auf Basis des am 24. Dezember 2025 in Kraft getretenen Elektrizitätswirtschaftsgesetzes (ElWG). Auch das im Herbst in Begutachtung gegangene Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungs-Gesetz (EABG) habe die Bundesregierung trotz mehrfacher Ankündigung bis dato nicht zur parlamentarischen Beschlussreife gebracht.

Ohnehin ist der Entwurf des EABG nach Ansicht der PV-Branche unzureichend, betonte Immitzer: Die darin für die neun Bundesländer vorgesehenen Ausbauziele für die Photovoltaik lägen zum Teil unter den bereits erreichten Werten. Auch sehe der Entwurf keine Sanktionen beim Verfehlen der Ziele vor. Diese Rahmenbedingungen seien dem Ausbau der PV alles andere als zuträglich. 

In Österreich wurden 2025 rund 62.300 Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von 1,6 GW installiert. Von der Leistung her betrachtet, war der Ausbau damit um etwa 20 Prozent geringer als 2024, bedauerte Immitzer. Insgesamt verfügte Österreich Ende 2025 über PV-Anlagen mit rund 9,8 GW. Sie konnten rechnerisch rund 9,8 Milliarden kWh Strom erzeugen und somit knapp 15 Prozent des österreichischen Bedarfs an elektrischer Energie decken. Auf Anfrage der Redaktion teilte Immitzer mit, sie rechne auch für dieses Jahr mit einem Ausbau von etwa 1,6 GW. 

Milliarden für Speicheroffensive 

Immitzer sowie Christoph Mair, einer der Vorstände von PV Austria, forderten neben dem zügigen Erlassen der Verordnungen zum ElWG und dem raschen Beschluss des EABG insbesondere eine „Speicheroffensive“. Mit dieser sollen bis 2030 Batteriespeicher mit etwa 8 GW Gesamtleistung installiert werden, die mit PV-Anlagen gekoppelt sind. Wie Mair der Redaktion erläuterte, entspricht dies einer Speicherkapazität von 20 bis 30 Millionen kWh. Pro kWh sei mit Kosten von rund 200 Euro zu rechnen. Daraus ergäbe sich bis 2030 ein Gesamtaufwand von etwa 4 Milliarden Euro oder 800 Millionen Euro pro Jahr. 

Mair betonte, dieses Geld werde von den Anlagenbetreibern investiert. Der öffentlichen Hand entstünden keine Kosten. Jedoch solle diese den Speicherbetreibern finanzielle Anreize für netzdienliches Verhalten bieten: Es habe keinen Sinn, wenn jemand seinen Speicher so fahre, dass dieser „zur üblichen mittäglichen Spitze der Stromerzeugung mit PV-Anlagen voll ist“. Zur gewünschten Höhe dieser Anreize äußerte sich Mair nicht. 

EABG in Endabstimmung 

Beim PV-Kongress versicherte der für Bürokratieabbau zuständige Staatssekretär Josef Schellhorn von den Liberalen (Neos), das EABG befinde sich in Endabstimmung mit den Konservativen (ÖVP) und den Sozialdemokraten (SPÖ), mit denen seine Partei auf Bundesebene regiert. Dem Vernehmen nach ist einer der heikelsten offenen Punkte indessen eine Forderung der Energiesprecherin der Neos, Karin Doppelbauer. Sie wünscht, so die Fama, harte Sanktionen, wenn die Bundesländer ihre Ausbauziele für die erneuerbaren Energien verfehlen.

Dies ist jedoch für die ÖVP schwer verkraftbar, die in fünf der neun Bundesländer die Ministerpräsidenten respektive -präsidentinnen (Landeshauptleute) stellt und in zwei weiteren Ländern mitregiert. Ferner bedarf der Beschluss des EABG im Parlament, wie mehrfach berichtet, einer Zweidrittelmehrheit und damit der Zustimmung entweder der rechtsgerichteten Freiheitlichen Partei oder der Grünen. 

Netzausbau gewünscht 

Breiten Raum nahmen auf dem PV-Kongress die Diskussionen über den Ausbau der Verteilnetze ein, der von der PV-Branche immer wieder vehement eingefordert wird. Ingram Eusch, der Geschäftsführer der IPE Energietechnik GmbH, rief die Netzbetreiber auf, eine Online-Karte mit den freien Kapazitäten bei den Trafostationen zu schaffen, die sekundengenau automatisch aktualisiert wird. Eva Tatschl-Unterberger, die Geschäftsführerin der Kärnten Netz, konstatierte, sie habe Verständnis für diesen Wunsch. Einfach zu erfüllen sei dieser aber nicht: „Die Anschlusskapazitäten beeinflussen einander wechselseitig und ändern sich ständig. Diese Online-Karte wäre daher sehr komplex und würde von jedem neuen Projekt massiv beeinflusst.“ 

Wolfgang Denk, der Kommunikationschef der Netz Oberösterreich, versicherte, die Netzbetreiber bemühten sich nach Kräften um die Ertüchtigung ihrer Infrastrukturen: „Aber haben Sie bitte Verständnis, dass wir beim Netzausbau nicht zaubern können.“

Die Folgen dieser Änderung hat das Beratungsunternehmen Enervis Energy Advisors im Auftrag des Ökostromanbieters Green Planet Energy untersucht. Carolin Dähling, Bereichsleiterin Politik bei Green Planet Energy sagte: „Die Untersuchung zeigt, dass rund 32.000 MW an Vorhaben betroffen wären, die bereits genehmigt sind, sich im Verfahren befinden oder kurzfristig gebaut werden könnten. Das entspricht einem Investitionsvolumen von etwa 45 Milliarden Euro.“

Dähling kritisierte, dass das Ministerium mit dem Netzpaket Projekte infrage stellt, die längst startklar sind. „Die Bundesregierung muss alles daransetzen, jede Kilowattstunde aus Erneuerbaren zu nutzen – für mehr Unabhängigkeit, starke Regionen und verlässlichere Energiepreise“, appellierte Dähling. Ohne verlässliche Netzanschlüsse stünden auch die vom BMWE angekündigten 12.000 MW zusätzliche Windkraftausschreibungen ohne Standorte infrage.

90 Landkreise mit Kapazitätslimits

Die Studie identifiziert für das Jahr 2025 insgesamt 90 Landkreise, die als „kapazitätslimitierte Netzgebiete“ gelten würden. Dort könnten neue Wind- und Solaranlagen zwar weiterhin gebaut werden, Betreiber erhielten jedoch keine Entschädigung mehr für Redispatch-Abregelungen. Besonders betroffen wären Landkreise in Ostfriesland, Sachsen-Anhalt, Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Bayern.

Da das Ministerium nicht zwischen Technologien unterscheidet, wären Regionen mit starkem PV-Ausbau von Einschränkungen für neue Windprojekte betroffen und umgekehrt. Für die Windenergie an Land zeigt die Studie, dass rund 23.000 MW an genehmigten oder im Verfahren befindlichen Anlagen vor dem Aus stehen. Das entspricht etwa 30 Prozent der Projekte und rund 40 Milliarden Euro Investitionen.

Bei der Photovoltaik könnten etwa 9.200 MW kurzfristig realisierbarer Freiflächenprojekte wegfallen, was rund 4,9 Milliarden Euro Investitionen betrifft – fast dem gesamten Jahreszubau an PV-Freiflächenanlagen entsprechend. Studienautor Tim Höfer weist darauf hin, dass die Zahl der betroffenen Regionen in windstärkeren Jahren noch steigen könnte. „Der geplante Redispatchvorbehalt verschlechtert die Investitionsbedingungen für viele weit entwickelte Projekte.“
 
Mangelnde Datenlage über Netzzustand

Die Erlösrisiken steigen, da nicht verlässlich vorhersehbar ist, ob eine Region im Projektzeitraum als kapazitätslimitiert ausgewiesen wird. Der fehlende finanzielle Ausgleich reduziere die Wirtschaftlichkeit zusätzlich. „Die höheren Erlösrisiken werden in Gebote eingepreist, und ein geringerer Wettbewerb ermöglicht strategischere Gebote. Beides kann dazu führen, dass die Förderkosten steigen“, warnte Höfer. Aktuell hätten viele der 866 Betreiber selbst keine stundenaktuelle Übersicht über ihre Netzauslastung.

Green Planet Energy fordert, das Netzpaket grundlegend zu überarbeiten. Statt Risiken auf Projektierer abzuwälzen, sollten klare, faire und investitionsfreundliche Rahmenbedingungen geschaffen werden, die den Ausbau beschleunigen. Dazu zählen ein beschleunigter Netzausbau, Digitalisierung und Flexibilitätsoptionen. Dähling erläutert: „Den Erneuerbaren die Schuld für Netzprobleme zu geben, ist, als würde man dem Wasser marode Leitungen anlasten.“ Nicht Wind und Sonne seien das Problem, sondern Netze, die seit Jahren nicht modernisiert wurden.

Empfehlungen von Green Planet Energy

Das Unternehmen empfiehlt, Netzbetreiber stärker in die Verantwortung zu nehmen. Das Netzpaket setze derzeit keine Anreize für effiziente Anschlüsse, genehmige lange Ausbauzeiten von bis zu zehn Jahren und bremse die Digitalisierung der Netze. Zudem sollten einheitliche Standards für den Netzanschluss eingeführt werden, um die Lasten fair zu verteilen.

Minimalinvasive Alternativen zum Redispatch-Vorbehalt könnten regionale Baukostenzuschüsse, Bonus-Malus-Regelungen bei PV-Freiflächen-Ausschreibungen oder systemdienliche Anschlussleistungen umfassen. Laut Green Planet Energy sei entscheidend, die laufenden Prozesse wie AgNes oder Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sowie Instrumente zur räumlichen Steuerung zu berücksichtigen, um die Investitionsbedingungen planbar zu halten.

Die Enervis-Studie zu Auswirkungen des Netzpakets steht als PDF zum Download bereit.

Das Programm richtet sich an Akteure aus dem Lausitzer, Mitteldeutschen und Rheinischen Revier. Kommunen, Unternehmen, Hochschulen sowie Vereine und Stiftungen können ihre Projektskizzen einreichen. Das Ministerium will damit Vorhaben fördern, die den sozial-ökologischen Wandel in den betroffenen Regionen voranbringen. In einem zweistufigen Verfahren wählt es zunächst geeignete Ideen aus und fordert diese anschließend zur Antragstellung auf.

Schneider erklärte, ein nachhaltiger Strukturwandel gelinge vor allem dann, wenn die Menschen vor Ort aktiv eingebunden sind. Der Austausch zwischen den Regionen spiele dabei eine wichtige Rolle. Einige der bislang geförderten Projekte hätten sich bereits als übertragbar erwiesen und dienten anderen Kommunen als Orientierung. Neben wirtschaftlichen Perspektiven gewinnen laut Schneider auch Umweltqualität und gesellschaftlicher Zusammenhalt an Bedeutung.

Förderung umfasst bisher 116 Projekte

In den ersten drei Förderrunden stieß das Programm auf breite Resonanz, wie es von Seiten des Ministeriums heißt. Es unterstützt nach Ministeriumsangaben derzeit 116 Modellvorhaben mit insgesamt rund 105 Millionen Euro. Für das gesamte Programm stehen Mittel in Höhe von 200 Millionen Euro bereit. Die Förderung ist Teil des Strukturstärkungsgesetzes für Kohleregionen und gehört zum Fördersystem für strukturschwache Regionen in Deutschland.

Das Förderprogramm legt einen Schwerpunkt auf „weiche“ Standortfaktoren. Dazu zählen Umweltqualität, soziale Teilhabe und bürgerschaftliches Engagement. Diese Aspekte beeinflussen nach Einschätzung des Ministeriums zunehmend die Attraktivität von Regionen, etwa bei der Gewinnung von Fachkräften oder beim Zuzug von Familien.

Gefördert werden sowohl investive als auch konzeptionelle Maßnahmen. Zu den investiven Projekten gehören beispielsweise die naturnahe Gestaltung von Flächen und Gewässern sowie Vorhaben im nachhaltigen Tourismus. Zudem unterstützt das Programm kommunale Nachhaltigkeitsstrategien, Managementstrukturen und die Vernetzung von Akteuren.

Auch Bildungs- und Kulturprojekte zählen zum Förderportfolio. Sie sollen insbesondere Kinder und Jugendliche für Nachhaltigkeit sensibilisieren und ihr Engagement stärken. Damit verbindet das Ministerium ökologische Ziele mit gesellschaftlicher Entwicklung in den betroffenen Regionen.

Interessierte Akteure können ihre Projektskizzen seit dem 25. März einreichen. Zur Unterstützung organisiert die Zukunft – Umwelt – Gesellschaft (ZUG), die das Programm als Projektträger betreut, zwei digitale Informationsveranstaltungen. Diese finden am 15. April und am 5. Mai statt und sollen Fragen zur Bewerbung klären.

In einer Mitteilung sprechen die Stadtwerke von derzeit etwa 490 öffentlichen Ladepunkten in Augsburg, davon gehören rund 100 – an etwa 30 Standorten – dem Versorger. Bis Ende des laufenden Jahres soll sich die Anzahl der eigenen Ladepunkte auf mindestens 200 verdoppeln, darunter Schnell- wie Normallader gleichermaßen.

Zu den Neuerungen in Augsburg zählt zudem, dass die Stadtwerke an einigen Säulen die Ladeleistung erhöhen wollen. Das verkürzt die Ladezeit. Zudem steckt der Versorger Geld ins Stromnetz, um eine belastbare Infrastruktur für den Ladebedarf der Zukunft vorzuhalten.

Sehr viel schneller erlebt die elektromobile Kundschaft der bayerischen Schwaben eine andere Veränderung. Die Stadtwerke senken bereits mit Beginn des Aprils die Tarife an den eigenen Ladesäulen. Und zwar „deutlich“, wie sie schreiben. So kostet die Kilowattstunde Autostrom mit normaler Leistung (AC, bis 22 kW) künftig bei Einsatz der hauseigenen Ladekarte 37 Cent statt 55 Cent – zwischen 7 und 21 Uhr. Im Nachttarif werden 35 Cent fällig.

Chinesen wollen das Aufladen unter die Zehn-Minuten-Marke drücken

Das Laden an den schnellen Säulen berechnet der Versorger tagsüber (DC, bis 200 kW) mit 44 Cent und nachts mit 42 Cent, die schnellsten Punkte (bis 400 kW) geben den Saft tagsüber für 49 Cent und nachts für 45 Cent je kWh ab. Bisher verlangen die Stadtwerke an ihren Säulen und im Ladenetzverbund 55 Cent (AC) und 65 Cent (DC) je kWh von Ladekarten-Besitzenden. Ohne diese Karte sind 59 Cent beziehungsweise 74 Cent zu zahlen.

Neu ist eine Blockiergebühr, die an den Normalladesäulen 7 Cent pro Minute beträgt und nach drei Stunden fällig wird. An den Schnellladern sind es 14 Cent die Minute bereits nach einer Stunde.

Unterdessen steht die Elektromobilität offenbar vor einem Entwicklungssprung in Sachen Ladegeschwindigkeit. Der chinesische E-Riese BYD will nach eigenen Angaben zunächst im Heimatland schnelleres Laden ermöglichen, das ein Befüllen der Batterie in weniger als zehn Minuten erlauben soll.

Etwa 20.000 Ladestationen sollen dort noch in diesem Jahr über eine Leistung von bis zu 1.500 kW verfügen, herkömmlich zählen 400 kW zu den Spitzenleistungen. Damit sei ein Nachladen von 10 auf 97 Prozent in neun Minuten möglich, auch in strengen Wintern werde das Stromladen kaum länger dauern. Damit erreiche Stromladen das zeitliche Niveau vom Tanken fossiler Kraftstoffe. Parallel bereitet BYD die Technik auch für den internationalen Markt vor.
Die Fortschritte wollen die Chinesen über eine bessere Batterietechnik erreicht haben, die nicht auf Kosten der Langlebigkeit gehen soll. Die Energiedichte liege fünf Prozent höher, dazu komme eine deutlich höhere Ladegeschwindigkeit. Das neuartige Ionen-Transportsystem führe zu einem geringeren Innenwiderstand in den Batteriezellen und reduziere die Wärmeentwicklung.

Nach Angaben des Unternehmens umfasst die Finanzierungsrunde insgesamt 43 Millionen Euro. Damit ist Enpal nach eigenen Angaben nach den Gründern jetzt der größte Gesellschafter bei Entrix. Im Zentrum der Zusammenarbeit stehen soll der weitere Ausbau von Enpals virtuellem Kraftwerk, das derzeit rund 600 MW flexible Leistung umfasst. Bis Ende 2026 soll die Gesamtleistung auf mehr als 1.000 MW steigen. 

Die Unternehmen arbeiten dabei an einer Software zur Vermarktung und Steuerung flexibler dezentraler Anlagen. Dazu zählen Batteriespeicher, Wärmepumpen und Elektroautos. Entwickelt wurde die Lösung laut Enpal gemeinsam mit Entrix und dem Joint Venture Flexa. Ziel ist es, diese Anlagen in Echtzeit am Energiemarkt zu optimieren. 

Enpal ordnet die Beteiligung in den Umbau des eigenen Geschäftsmodells ein. Das Unternehmen will sich vom Anbieter einzelner dezentraler Energielösungen zu einem integrierten Energieversorger entwickeln, der Erzeugung, Speicherung und Vermarktung bündelt. 

„Die jüngsten Entwicklungen auf den globalen Energiemärkten zeigen deutlich: Es ist höchste Zeit, entschlossen in Europas Energieunabhängigkeit zu investieren“, kommentiert Benjamin Merle-Oberheide, Chief Product Officer bei Enpal, das Invest. „Gemeinsam mit Entrix gestalten wir diese Transformation bereits seit mehr als drei Jahren aktiv mit. Umso mehr freuen wir uns, die Partnerschaft jetzt noch weiter zu vertiefen. Mit gebündelten Kräften schaffen wir so ein intelligentes, digitales und dezentrales Energiesystem und leisten einen wichtigen Beitrag zu einem energieunabhängigen Europa.“ 

Parallel zur Beteiligung kündigt Enpal zusätzliche Investitionen in Software Engineering, künstliche Intelligenz und Datenanalyse an. Das Tech-Team in Berlin, das nach Unternehmensangaben bereits aus mehr als 200 Mitarbeitenden besteht, soll in den kommenden Monaten ebenfalls weiter wachsen.

 

Laut dem Global Energy Monitor ist China mit großem Abstand führendes Land bei der Anzahl der Kohlekraftwerke zur Stromerzeugung. Von insgesamt 2.422 aktiven Kohlekraftwerken weltweit befand sich im Jahr 2025 knapp die Hälfte in China. In Deutschland waren derweil 43 Kohlekraftwerke aktiv. Dies repräsentiert den Stand von 2025.

Mit der Festlegung „HEDWIG“ definiert die Behörde Prozesse, Zuständigkeiten und Datenflüsse für eine standardisierte Datenerhebung. Ziel ist eine einheitliche Datenbasis für regulatorische, administrative und wissenschaftliche Zwecke.

Die Bundesnetzagentur will Daten künftig dort erfassen, wo sie bereits aggregiert vorliegen. Dazu zählen insbesondere Übertragungsnetzbetreiber sowie der Marktgebietsverantwortliche im Gasmarkt. Die Festlegung setzt auf automatisierte Schnittstellen und standardisierte Formate.

Transparenzplattform für breitere Nutzung

Ein weiterer Baustein ist die Veröffentlichung der Daten auf einer nationalen Transparenzplattform. Die Plattform soll den Zugang für Marktteilnehmenden und Öffentlichkeit erleichtern. Die Bundesnetzagentur verfolgt damit das Ziel, Informationsasymmetrien zu reduzieren und eine einheitliche Datengrundlage bereitzustellen.

Die konkrete Ausgestaltung der Plattform sowie der Datenumfang bleiben Gegenstand der Konsultation. Auch Fragen zu Datenformaten, Aktualisierungsintervallen und Zugriffsrechten stehen zur Diskussion. Der Festlegungsentwurf ist öffentlich zugänglich. Marktakteure können bis zum 13. Mai Stellungnahmen einreichen. Die Bundesnetzagentur plant, die finale Festlegung im dritten Quartal 2026 zu veröffentlichen.
Der Festlegungsentwurf wegen des „Verfahrens zur Festlegung zur Herausgabe von Energiemarktdaten zur Weitergabe und Information nach § 111g EnWG“ hat die Bundesnetzagentur auf ihrer Internetseite veröffentlicht.

Der Umfrage zufolge schieben sich Elektroautos auf Platz 2 in der Beliebtheitsskala deutscher Autofahrer, nur Benziner stehen mit 29 Prozent besser da (minus zwei Prozentpunkte). Hybridfahrzeuge sind unverändert bei 19 Prozent und Diesel ebenfalls gleichbleibend bei 14 Prozent. Wasserstoff-Autos führen mit einem Prozent ein Nischendasein, der Rest der Befragten war unentschlossen. Die Frage beantwortet hatten 933 erwachsene Autofahrer, laut Forsa war das Ergebnis repräsentativ. Insgesamt teilgenommen hatten 1.021 Autofahrer, von denen allerdings 88 einen Autokauf ausgeschlossen hatten. 

Bedenken schwächen sich ab

Diejenigen, die kein Elektroauto haben wollen, begründen das in der Umfrage häufig mit hohen Anschaffungskosten, einer zu geringen Reichweite, einem defizitären Ladesäulennetz, der Ladedauer und der begrenzten Lebenszeit des Akkus. Einige Befragten fanden zudem, dass Elektroautos umweltschädlich seien und verwiesen dabei auf die für die Fahrzeuge nötige Rohstoffgewinnung und auf Entsorgungsaspekte. Allerdings schwächten sich solche Bedenken im Vergleich zur
Vorjahresumfrage ab.

Der Chef der Targobank Autobank, Markus Häring, wertete die steigende Akzeptanz von E-Autos als wichtiges Signal an den Markt. Forsa hatte die Online-Befragung in der ersten Februar-Hälfte durchgeführt, also vor dem Ausbruch des Iran-Krieges, der zu einem deutlichen Anstieg der Benzin- und Diesel-Preise an der Zapfsäule geführt hatte. Fahrer von Elektroautos sind von diesen Preissteigerungen nicht betroffen. Es ist möglich, dass das Interesse an Stromern deswegen inzwischen noch etwas höher ist als in der Umfrage festgestellt.

Die Anwendungen beider Unternehmen decken nach eigenen Angaben zentrale Schritte im Installationsprozess ab − von Planung und Vertrieb über die Umsetzung bis hin zu Genehmigungsverfahren. Ziel ist es, Installateuren Werkzeuge zur Verfügung zu stellen, mit denen sie die steigende Komplexität im Energiemarkt bewältigen und ihre Kosteneffizienz verbessern können.

Nach Angaben der Unternehmen kombiniert der Zusammenschluss die Planungs- und Vertriebsfunktionen von Solar Monkey mit den End-to-End-Workflows und der technischen Auslegung von Eturnity. Künftig sollen Installateure verschiedene Energieanwendungen − etwa Photovoltaik, Batteriespeicher und Wärmepumpen − in einer integrierten Softwarelösung abbilden können. Durch die gemeinsame Marktpräsenz in mehreren europäischen Ländern erwarten die Unternehmen zudem Skalierungseffekte.

Marken bleiben bestehen

Beide Marken sollen vorerst bestehen bleiben. Parallel planen die Unternehmen, ein erweitertes Softwareportfolio zu entwickeln. Finanziell unterstützt wird die neue Einheit laut Unternehmensangaben von Investoren wie Klima aus Spanien, Junction aus Belgien sowie Eneco Ventures aus den Niederlanden und Helen Ventures aus Finnland.

Der Zusammenschluss erfolgt vor dem Hintergrund eines sich wandelnden Marktes. Laut Eturnity entwickelt sich die Branche von einzelnen Solaranlagen hin zu umfassenden Elektrifizierungslösungen für Gebäude. Eturnity-CEO Matthias Wiget erläuterte: „Installateure können ohne eine starke Softwarebasis, die ihre immer anspruchsvolleren Aufgaben vereinfacht, nicht mehr wettbewerbsfähig sein.“ Installationsbetriebe realisierten zunehmend integrierte Systeme, die neben Photovoltaik auch Batteriespeicher, Wärmepumpen und dynamische Tarife umfassen. 

Zugleich wächst der wirtschaftliche Druck. Arbeitskosten machen laut den Unternehmen bis zu 60 Prozent der Gesamtkosten aus. Effizienzgewinne entlang des gesamten Prozesses gewinnen daher an Bedeutung. Matthias Wiget, CEO von Eturnity, erklärt, dass Installateure ohne digitale Unterstützung zunehmend Schwierigkeiten hätten, wettbewerbsfähig zu bleiben. Besonders im Zusammenspiel von Vertrieb, Planung und Umsetzung lägen Potenziale für Effizienzsteigerungen.

Reaktion auf Energiepolitik

Auch energiepolitische Entwicklungen spielen aus Sicht der Unternehmen eine Rolle. Lokal erzeugte erneuerbare Energie könne die Abhängigkeit von fossilen Importen reduzieren und zur Stabilisierung von Energiepreisen beitragen, heißt es. Die Elektrifizierung von Gebäuden gilt dabei als ein zentrales Anwendungsfeld.

Die Gründer beider Unternehmen verweisen auf eine langjährige Verbindung innerhalb der europäischen Solarbranche. Jan Pieter Versluijs, Gründer von Solar Monkey sagte: „Durch den Zusammenschluss vereinen wir tiefes Marktverständnis und komplementäre Stärken über Märkte und Produktbereiche hinweg.“ Die Software könne gezielter auf die Anforderungen von Installationsbetrieben ausgerichtet werden.

Solar Monkey wurde 2015 in den Niederlanden gegründet und bietet Software für Machbarkeitsanalysen sowie die Angebotserstellung für Photovoltaik, Speicher und Wärmepumpen. Eturnity mit Hauptsitz in der Schweiz entwickelt seit 2012 Lösungen für den gesamten Projektablauf, von der Lead-Generierung bis zum Projektmanagement. Beide Unternehmen adressieren vor allem Installationsbetriebe im Bereich erneuerbarer Energien.

Deutschland verfüge mit führenden Forschungsinstituten, Fusionsunternehmen und einer leistungsfähigen Industrie über eine „sehr gute Ausgangsbasis für erfolgreiche Innovationen in der Fusionsenergie“. Die verschiedenen Fusionsansätze seien allerdings jeweils mit spezifischen technologischen Herausforderungen verbunden.

Beim Tokamak – dem derzeit am besten erforschten und entwickelten Ansatz, bei dem Plasma durch das Zusammenspiel dreier überlagernder Magnetfelder gehalten wird − könnten beispielsweise Plasmadisruptionen den Kraftwerksbetrieb unmöglich machen. In einem Stellarator hingegen wird der magnetische Käfig durch ein einziges Spulensystem erzeugt. Hier stünden allerdings Fragen zum stabilen Plasmaeinschluss im Vordergrund. Die Laserfusion wiederum erfordere Fortschritte bei der Entwicklung zentraler Komponenten, konkret bei den Lasersystemen.

Fortschritte bei Materialien und Brennstoff, die die Basistechnologien für die Fusionsenergie umfassen, spielten eine zentrale Rolle für den erfolgreichen Betrieb eines Fusionskraftwerks. Materialien müssten extremen Belastungen aus Wärme und Neutronenbestrahlung standhalten, während Technologien zur Tritium-Versorgung und zum Brennstoffkreislauf die Verfügbarkeit und Nachhaltigkeit von Tritium sicherstellen müssten. Die parallele Entwicklung dieser Querschnittstechnologien sei entscheidend, um spätere Engpässe zu vermeiden und Fortschritt zu ermöglichen.

Vom fertigen Kraftwerk zur Stragieentwicklung

„Ausgehend von dem Ziel, ein funktionstüchtiges Kraftwerk zu bauen und zu betreiben, haben wir Zwischenziele identifiziert und entsprechende Zeitabschätzungen formuliert“, lässt sich Acatech Präsidentin Claudia Eckert anlässlich der Veröffentlichung der Roadmap zitieren. „Um ein Fusionskraftwerk nachhaltig und wirtschaftlich zu betreiben, muss ein technisches und industrielles Fusionsökosystem aufgebaut werden. Erforderlich dafür sind neben erheblichen Investitionen in die technologische Infrastruktur und in die Ausbildung von Fachkräften auch unterstützende rechtliche Rahmenbedingungen, um der Industrie Investitionssicherheit zu geben.“ 

Als erstes gelte es nun, drei technologische Ansätze umzusetzen: Den Aufbau der Infrastrukturen für fusionsspezifische Neutronentestung und des Brennstoffkreislaufs; die Priorisierung des Stellarators als Kraftwerkstechnologie für die Magnetfusion und die entschlossene Entwicklung der Lasertechnologie.

In drei Szenarien stellt die Roadmap dar, wie die weitere Wege zum funktionsfähigen Kernfusionsreaktor aussehen könnten. In Szenario eins wären hohe Investitionen notwendig, die in teils gleichzeitig laufende Entwicklungen fließen: Diese Parallelität reduziere das strategische Risiko und erhöhe die Chance, robuste Lösungen zu finden, steigere aber auch die technologischen Risiken und erhöhe den organisatorischen Aufwand. Szenario zwei setzt zunächst ressourcenschonender und risikoärmer auf Grundlagenforschung, was allerdings mit erhöhtem Zeitaufwand einhergehe. Im dritten Szenario würde zunächst eine vorwettbewerbliche Forschungsinfrastruktur aufgebaut, um gemeinsam wissenschaftliche Hürden zu überwinden. 

Sollten Maßnahmen zur Beschleunigung der Entwicklung nicht zeitnah ergriffen werden, sei mit Verzögerungen von mindestens fünf bis zehn Jahren zu rechnen, heißt es in dem Bericht. Gleichzeitig ist jedoch auch eine weitere Beschleunigung grundsätzlich möglich, gehe jedoch mit einem deutlich erhöhten Ressourceneinsatz und Risiko einher.

Die in der Roadmap entwickelten Zwischenergebnisse wurden im Rahmen des vom Bundesministerium für Forschung, Technologie und Raumfahrt (BMFTR) geförderten Projekts FIRE erarbeitet und markieren technische Hürden und formulieren Zwischenziele für den Weg zum Fusionskraftwerk.

Der vollständige Zwischenbericht „Fusionsenergie in Deutschland. Entwicklungspfade zum ersten Fusionskraftwerk“ ist auf den Internetseiten von Acatech abrufbar.

Bereinigt liegen die Zahlen auf dem Niveau von 2024. Im Vorjahr betrug das bereinigte Ebitda 4,90 Milliarden Euro, als Konzernüberschuss standen 1,50 Milliarden Euro zu Buche. Unbereinigt ging das Ebitda von 5,15 auf 4,73 Milliarden Euro zurück, der Konzernüberschuss sank von 1,82 Milliarden auf 451 Millionen Euro. „Grundsätzlich verlief die operative Ergebnisentwicklung weitgehend stabil“, erklärte eine Konzernsprecherin auf Anfrage von E&M. Nach unten gezogen wurde der Gewinn durch das neutrale Ergebnis, das Effekte enthält, „die von uns nicht prognostiziert oder nicht direkt beeinflusst werden können“.

Mona und Morgan drücken Konzernergebnis

Dazu gehörten die Abschreibungen auf die Offshore-Windkraftprojekte Morgan und Mona. Sie schlugen sich in einer Wertberichtigung in Höhe von rund 1,2 Milliarden Euro nieder. Als EnBW 2021 in die Projekte in der Irischen See einstieg, sei die Welt eine andere gewesen, sagte Stamatelopoulos. „Heute sehen wir massiv gestiegene Kosten, Herausforderungen auf der Lieferantenseite und Auktionsergebnisse für Einspeisevergütungen, die uns für einen wirtschaftlichen Betrieb nicht ausreichen. Deshalb haben wir entschieden, diese Projekte nicht mehr weiter zu verfolgen.“

Zudem hätten sich außerplanmäßige Zuführungen zu den Kernenergierückstellungen negativ ausgewirkt, teilte EnBW mit. „Hier sehen wir gestiegene Kosten sowie Verzögerungen bei den Rückbauprojekten“, so die Konzernsprecherin. Überdies habe man auch im vergangenen Geschäftsjahr außerplanmäßige Abwertungen auf einzelne Anlagen oder Beteiligungen durchführen müssen. „Weiter haben wir, wie zu jedem Abschlussstichtag, unsere Derivate – Sicherungsgeschäfte im Handel – bewertet, die ebenfalls das neutrale Ergebnis belasten.“

Finanzvorstand Thomas Kusterer betonte, dass man in allen drei Geschäftsbereichen „unsere Ergebniserwartungen“ erreicht habe. Hauptgrund für den Rückgang des bereinigten Konzernüberschusses sei eine niedrigere Marktbewertung von Wertpapieren gegenüber dem Vorjahr. Die Nettoverschuldung habe man im vergangenen Geschäftsjahr um mehr als 1 Milliarde Euro reduzieren können.

Im Segment „Systemkritische Infrastruktur“ stieg das bereinigte Ebitda laut Bilanz auf 2,7 Milliarden Euro. Wesentlich für die Steigerung seien die Rückflüsse aus den hohen Investitionen in den für den Umbau des Energiesystems erforderlichen Netzausbau gewesen, sagte Kusterer.

Investitionen deutlich gestiegen

Das bereinigte Ebitda im Segment „Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur“ bezifferte er auf 2,3 Milliarden, rund 13 Prozent weniger als 2024. Das Geschäft mit Erneuerbaren trug dazu 1,1 Milliarden Euro bei (minus 7 Prozent), aus dem Geschäftsbereich thermische Erzeugung und Handel kamen 1,2 Milliarden Euro (minus 18 Prozent).

Das Segment „Intelligente Infrastruktur für Kundinnen und Kunden“ erzielte ein bereinigtes Ebitda von rund 353 Millionen Euro (plus 9 Prozent). Positiv ausgewirkt hätten sich insbesondere gestiegene Beiträge aus dem Stromvertrieb und der Elektromobilität.

Die Investitionen des Energieriesen summierten sich im vergangenen Jahr auf 7,6 Milliarden Euro, 22 Prozent mehr als 2024. Rund 4,5 Milliarden flossen in Strom- und Gasnetze. 2,3 Milliarden Euro investierte EnBW nach eigenen Angaben in nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur, darunter der Offshore-Windpark „HeDreiht“ und der sich in Planung befindende Offshore-Windpark Dreekant.

Konzernchef Stamatelopoulos bezifferte den Ausbau bei Wind und Solar im Jahr 2025 auf 800 MW. „Damit sind inzwischen rund 66 Prozent unserer installierten Leistung erneuerbar. Das zeigt: Wir sind ‚on track‘ beim Ziel, bis 2035 klimaneutral zu sein“, sagte er.

Für das laufende Geschäftsjahr erwartet das Management ein operatives Ergebnis in einer Bandbreite von 4,6 bis 5,1 Milliarden Euro. 
 

 EnBW-Geschäftsentwicklung

Kennzahlen (in Milliarden Euro)	2025	2024
Umsatzerlöse	34,81	35,01
Ebitda	4,73	5,15
bereinigtes Ebitda	5,07	4,90
Ebit	2,25	2,84
bereinigtes Ebit	3,30	3,18
Ebt	0,84	2,69
Konzernüberschuss	0,45	1,82
bereinigter Konzernüberschuss	1,42	1,50
Bruttoinvestitionen	7,58	6,24
Nettoschulden	13,15	14,24

Quelle: EnBW

In der Konzernzentrale in Karlsruhe hofft man, dass 2026 ein Jahr der Reform-Umsetzungen wird. „Ich glaube, in der Geschwindigkeit brauchen wir eine andere Dynamik“, betonte Stamatelopoulos. Der EnBW-Vorsitzende fordert Klarheit für Investitionen. „Die Eckpunkte, die bereits veröffentlicht wurden, gehen in die richtige Richtung“, sagte er im Hinblick auf das KWSG. 
Was Stamatelopoulos umtreibt, ist die noch unklare Rolle, die der Süden in der neuen Kraftwerkslandschaft spielen soll. „Wichtig für uns ist eine besondere Behandlung des Südens“. Hier gebe es die größten Engpässe und den größten Redispatch. Und „wir müssen auch die Netze entsprechend massiver ausbauen als der Norden.“

Fehlende Details zur Verknüpfung mit Kapazitätsmarkt

Als weiteren Punkt nannte er die Verknüpfung mit dem Kapazitätsmarkt. „Sinnvollerweise hat man die Auktionen für das Kraftwerkssicherheitsgesetz mit dem avisierten Kapazitätsmarkt verbunden“, so der EnBW-Chef. Die Kraftwerke sollen am Kapazitätsmarkt teilnehmen. Doch: „Wir müssen wissen, zu welchen Konditionen, um entsprechende Gebote für die Auktionen zu machen.“ Neben diesem Eckpunkt stehe keine Detaillierung fest.

Wichtige Details seien auch offen, was die perspektivische Umstellung der neuen Gaskraftwerke auf Wasserstoff betrifft. „Es sollen wasserstofffähige Gaskraftwerke installiert werden, und das finden wir richtig. Alles andere hätte die Gefahr, dass wir in eine Sackgassen-Technologie investieren, die nach einigen Jahren nicht mehr zu betreiben wäre.“ Auch dass eine separate Auktion für die Umstellung auf Wasserstoff vorgestellt worden sei, begrüße man. Hintergrund: Die vorherige Regierung hatte ein konkretes Jahr für die Umstellung vorgesehen. Reiches marktliches Instrument findet man in Karlsruhe richtig, allerdings sei nach wie vor vieles unklar. 

Darüber hinaus stößt man sich bei EnBW an der Diskussion, ob man den Kraftwerken die Aufgabe geben soll, Systemdienstleistungen zu übernehmen. „Unsere Position ist, dass wir das separat betrachten müssen von der Auktion“, betonte Stamatelopoulos. So wie es auch heute ist, sollten die Übertragungsnetzbetreiber diese Regelleistungen separat ausschreiben. 

Nicht zuletzt wies der Konzernchef auf die Netzentgelt-Systematik hin. Der Prozess zur Reformierung der Netzentgelte sollte synchronisiert werden mit dem Ausbau der Erneuerbaren und den Ausschreibungen des KWSG. Für den Netzausbau sei eine im internationalen, vor allem jedoch im europäischen Vergleich angemessene Rendite entscheidend. „Am wichtigsten ist, dass ein gezielter und klar priorisierter Netzausbau einhergeht mit dem Ausbau der Erneuerbaren.“

Rund 1.600 wiederum sind sogenannte Balkonkraftwerke mit einer Nettoleistung von maximal 800 Watt. Hier ist die Zuwachsrate besonders groß, sie liegt bei 62 Prozent. Da Privatpersonen und Unternehmen ihre neuen PV-Anlagen aktuell vor allem auf eine hohe Eigenverbrauchsquote ausrichten, ist die Zahl der Batteriespeicher ebenfalls deutlich angestiegen: Mehr als 1.700 wurden 2025 neu gemeldet. 
 
Die meisten Anlagen stehen im Stadtteil Bergheim. Fast 1.400 Solarkraftwerke sorgen dort für eine Erzeugungsleistung von 12.800 kW. Insgesamt bringen es alle in Duisburg gemeldeten Anlagen auf eine Brutto-Erzeugungsleistung von 114.400 kW. Im vergangenen Jahr sind 26.600 kW dazugekommen.

Aktionsmonat März: Jedes 5. PV-Modul geschenkt

Die Stadtwerke Duisburg unterstützen Immobilienbesitzer dabei, selbst in die Stromproduktion einzusteigen. Um das Thema übersichtlich und einfach zu gestalten, hat der Versorger auch Standardpakete geschnürt: Ein XL-Solarpaket mit einer Leistung von 10,25 kW gibt es inklusive Wechselrichter, Unterkonstruktion, Montage und elektronischer Inbetriebnahme bereits für unter 13.000 Euro. Und: Im Aktionsmonat März gibt es beim Bau einer neuen PV-Anlage bis 24,99 kW jedes 5. Modul geschenkt.

Die Auslandsumsätze insgesamt, also Neuanlagen und das Service-Segment zusammen, erreichten im abgelaufenen Geschäftsjahr zudem erstmals das Niveau des Heimatmarktes. Insgesamt wuchs das Auslandsgeschäft von 166,6 Millionen Euro im Vorjahr auf 198 Millionen Euro im vergangenen Geschäftsjahr − ein Plus von 19 Prozent. 

Planungen für Reservekraftwerke gewinnen an Bedeutung

2G verzeichnet weiterhin eine hohe Nachfrage nach dezentralen Gasmotorenkraftwerken zur Energieversorgung von Rechenzentren. Das Unternehmen ist aktuell in zahlreiche Projekte eingebunden, deren Leistung jeweils im hohen zweistelligen bis dreistelligen Megawattbereich liegt. Mehrere dieser Vorhaben sollen in naher Zukunft öffentlich gemacht werden. 
Im zweiten Quartal rechnet 2G mit einer deutlichen Zunahme von Anzahlungen aus diesen Projekten. Diese Entwicklung deutet auf eine zunehmende Investitionsdynamik im Segment der Rechenzentrumsinfrastruktur hin.

Parallel beteiligt sich 2G an Planungen großer Versorgungsunternehmen für den Bau von Gas-Reservekraftwerken in Deutschland. In diesem Kontext verweisen die Projektpartner auf die Betriebserfahrung mit erdgas- und wasserstoffbasierten Anlagen sowie auf kurze Lieferzeiten und technische Verfügbarkeit. Auch der Gesamtwirkungsgrad dezentraler Gasmotorenkraftwerke spielt in einzelnen Projekten eine Rolle bei der Technologieauswahl. Erste Aufträge aus diesem Bereich erwartet 2G ab dem kommenden Geschäftsjahr.

Vorstand bestätigt Wachstumsprognose

Der Vorstand geht weiterhin davon aus, in der zweiten Jahreshälfte 2026 mit der Auslieferung von ersten Kraftwerken zur Versorgung von US-Rechenzentren zu beginnen. Gleichzeitig erwartet 2G Energy, dass die Auslieferung von Biogas-BHKW in Deutschland im Jahresverlauf anziehen wird.

Der Vorstand bestätigt daher die Umsatzprognose für 2026 in einer Bandbreite von 440 bis 490 Millionen Euro. Die vorläufigen Konzernabschlusszahlen für 2025 wird 2G voraussichtlich am 21. Mai veröffentlichen.

Hänggi ist seit 2014 bei der BKW tätig. Zunächst verantwortete er als Leiter der Geschäftseinheit Nuklear die Vorbereitung und Umsetzung der Stilllegung des Kernkraftwerks Mühleberg. Seit 2020 leitete er den Geschäftsbereich Energy Production. In dieser Funktion trieb er den Ausbau der Stromproduktion in der Schweiz und Europa voran und initiierte unter anderem Projekte im Bereich Windenergie, Wasserkraft und Großbatterien.

Seine Nachfolgerin Margarita Aleksieva leitet seit sechs Jahren die Geschäftseinheit Wind & Solar der BKW. In dieser Rolle verantwortet sie den Ausbau der europäischen Windenergieaktivitäten und begleitete die strategische Weiterentwicklung der Einheit. Zusätzlich ist sie unter anderem Mitglied in mehreren Verwaltungsräten, darunter bei der Kraftwerke Oberhasli AG und beim Swiss Investment Fund for Emerging Markets.
Vor ihrem Eintritt bei der BKW war Aleksieva in leitenden Funktionen bei internationalen Energieunternehmen tätig, unter anderem beim Schweizer Stromkonzern Alpiq. Zudem gehörte sie dem Management eines globalen Infrastruktur-Investmentfonds an. Sie verfügt über einen MBA der Purdue University sowie Abschlüsse in Betriebswirtschaft und Politikwissenschaften.

Mit dem Wechsel in der Konzernleitung überträgt die BKW die Verantwortung für ihr gesamtes Stromproduktionsportfolio an Aleksieva. Dazu zählen neben erneuerbaren Energien auch flexible Erzeugungskapazitäten sowie die Weiterentwicklung der europäischen Produktionsaktivitäten.

Allerdings zieht der US-Präsident Bodentruppen in der Region zusammen, darunter 2.000 Fallschirmjäger, und hält sich damit die Möglichkeit einer weiteren Eskalation offen. Am Berichtstag wetten die Märkte auf ein Ende des Krieges, es wäre jedoch nicht das erste Mal, dass sich Statements Trumps als heiße Luft herausstellen, zumal sie von Iran bislang nicht bestätigt wurden. Schon bald könnten die Preise daher wieder Richtung Norden schwenken.

Strom: Der deutsche OTC-Strommarkt hat sich zur Wochenmitte ganz überwiegend mit Abgaben gezeigt. Die Notierungen folgten damit den sehr schwachen Vorgaben von Gas und Öl. Der Day-ahead jedoch gewann in der Grundlast 53,75 auf 91,75 Euro je Megawattstunde und in der Spitzenlast 32,25 auf 69,50 Euro je Megawattstunde. An der Börse kostete der Donnerstag 91,48 Euro im Base und 69,19 Euro im Peak. Händler führten die kräftigen Aufschläge für den Day-ahead auf eine geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung am Donnerstag zurück. Laut den Meteorologen von Eurowind soll diese auf 35,8 Gigawatt zurückgehen. Für den Berichtstag rechnet Eurowind dagegen mit 52,8 Gigawatt. Am Freitag dürften die Beiträge von Wind und Solar weiter fallen, jedoch zum Monatswechsel hin wieder stark anziehen. 

Am langen Ende des Strommarktes verlor das Frontjahr 3,00 auf 94,21 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben sich am Mittwoch fester gezeigt. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.19 Uhr 0,51 auf 71,73 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt moderate 16,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 73,16 Euro, das Tief bei 72,22 Euro. Unterdessen sind die Nettolongpositionen spekulativer Anleger an der ICE in der vergangenen Woche um 6,2 Millionen auf 32,8 Millionen Zertifikate gesunken. Das Rekordhoch bei den Nettolongpositionen war im Januar mit 126 Millionen Tonnen erreicht worden.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Mittwoch schwach gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.20 Uhr 2,550 auf 50,300 Euro je Megawattstunde. Wegen der Hoffnungen auf diplomatische Lösungen im Mittleren Osten gingen die europäischen Erdgaspreise stark zurück, obgleich Qatar Energy nach den Angriffen auf seine Anlagen in der vergangenen Woche für einige Lieferverträge höhere Gewalt geltend gemacht hat, so die Analysten von ANZ. Das Hauptrisiko für Europa sei der zunehmende Wettbewerb mit Asien um LNG-Lieferungen, gerade jetzt, wo die Region versucht, ihre erschöpften Speicher wieder aufzufüllen. Selbst wenn ein Waffenstillstand erreicht wird, werden die Reparaturen an den beschädigten Anlagen von Qatar Energy dem Unternehmen zufolge noch Jahre dauern.