Das Interesse von Hauseigentümern an der Technologie bleibt laut Verband hoch. Die tatsächliche Nachfrage dürfte jedoch hinter den Möglichkeiten zurückbleiben. Als Grund nennt der BWP die anhaltende Debatte um das GMG, die für Unsicherheit am Heizungsmarkt sorge. Diese Unsicherheit wirke sich direkt auf Investitionsentscheidungen aus. Der Verband betont deshalb die Bedeutung einer verlässlichen Fortsetzung der staatlichen Heizungsförderung.

Wechsel kann Geld sparen

Norbert Ruths, Vorstandsmitglied des BWP und Handwerksmeister aus Langenlonsheim, verweist auf steigende Risiken fossiler Energieträger. Viele Verbraucherinnen und Verbraucher sähen das Heizen mit Gas und Öl zunehmend als finanziell unsicher an. Vor diesem Hintergrund gewinne die Wärmepumpe als Alternative an Bedeutung.

Auch wirtschaftlich habe die Technologie an Gewicht gewonnen. Laut BWP-Geschäftsführer Martin Sabel ist die Wärmepumpe für eine breite Wertschöpfungskette zu einem zentralen Produkt geworden. Rund 100.000 Arbeitsplätze hängen nach Angaben des Verbands inzwischen direkt oder indirekt von der Branche ab. Die Umsetzung der Wärmewende liege dabei vor allem bei heimischen Industrieunternehmen sowie Akteuren aus Handwerk und Energieversorgung.

Staatliche Förderung beibehalten

Ein zentraler Hebel für die Marktentwicklung bleibt aus Sicht des BWP die staatliche Förderung. Die Bundesregierung hat deren Finanzierung nach Angaben des Verbands bis mindestens 2029 gesichert. Sabel verweist auf den Evaluierungsbericht der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG). Demnach löse jeder eingesetzte Euro an Förderung Investitionen in etwa vierfacher Höhe aus. Fördermittel für neue Heizungen in Höhe von mehreren Milliarden Euro stünden zudem erheblichen Steuereinnahmen gegenüber.

Mit Blick auf das geplante Gebäudemodernisierungsgesetz äußert der Verband jedoch Zweifel an einer kurzfristigen Belebung des Marktes. Ruths berichtet von zahlreichen offenen Fragen bei Hauseigentümern, etwa zu künftigen Vorgaben für den Einsatz CO2-armer Energieträger in neuen Heizsystemen. Dass der Einbau neuer Öl- und Gasheizungen weiterhin möglich bleiben soll, sieht der Verband kritisch. Eine zusätzliche Dynamik bei der Gebäudemodernisierung sei unter diesen Bedingungen nicht zu erwarten.
 
Branchenstudie mit zwei Pfaden

Die Branchenstudie unterscheidet zwei Entwicklungspfade. Im sogenannten Business-as-usual-Szenario führen regulatorische Unsicherheiten demnach zu einer gedämpften Marktentwicklung. Kurzfristig komme es daher vor allem auf stabile Förderbedingungen an. Ein alternatives Zielszenario zeigt laut BWP, dass die Wärmepumpe deutlich stärker wachsen könnte, wenn die energiepolitischen Rahmenbedingungen angepasst werden.

Konkret fordert der Verband eine stärkere Ausrichtung der Energiepreise. Derzeit sieht der BWP keinen fairen Wettbewerb zwischen strombasierten Wärmepumpen und fossilen Heizsystemen. Grund sei insbesondere die hohe Abgabenbelastung auf Strom. Gleichzeitig kritisiert der Verband die politische Diskussion über den CO2-Preis.

Sabel leitet daraus drei zentrale Forderungen an die Bundesregierung ab: mehr Klarheit im Ordnungsrecht, verlässliche Förderbedingungen und eine Entlastung beim Strompreis. Nur unter diesen Voraussetzungen könne die Wärmepumpe ihr volles Marktpotenzial entfalten und einen größeren Beitrag zur Wärmewende leisten.

Die BWP-Branchenstudie zu Wärmepumpen steht als PDF zum Download bereit.

BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser erklärte, der Verband habe den AgNes-Prozess von Beginn an begleitet und bewerte insbesondere den fachlichen Austausch als konstruktiv. Die vorliegenden Ergebnisse sehe der Verband jedoch kritisch. Ein zentraler Kritikpunkt betrifft die geplante nachträgliche Einbeziehung von Bestandsanlagen in neue Entgeltregelungen. Heinen-Esser sieht darin einen Eingriff in den Vertrauensschutz, der speziell kleinere Marktteilnehmer unter Druck setzen könne.

Dynamische Entgelte schwer kalkulierbar

Auch die von der Behörde vorgeschlagenen kapazitätsbasierten Einspeiseentgelte bewertet der Verband negativ. Diese könnten laut BEE die Fixkosten erhöhen und damit die Wirtschaftlichkeit vieler Projekte beeinträchtigen. Bei dynamischen Einspeiseentgelten warnt der Verband vor verzerrten Preissignalen. Für dargebotsabhängige Erzeuger wie Wind- und Photovoltaikanlagen sei fraglich, ob die Instrumente überhaupt eine netzentlastende Wirkung entfalten können. Stattdessen könnten steigende Netzkosten die Folge sein.

Heinen-Esser bezeichnete dynamische Entgelte als schwer kalkulierbares Risiko für Erzeuger. Dieses Instrument eigne sich aus Sicht des Verbandes allenfalls für steuerbare erneuerbare Energien wie Bioenergie oder Wasserkraft, da dort eine flexible Fahrweise möglich sei.

Baukostenzuschüsse als Alternative

Als Alternative bringt der BEE differenziert ausgestaltete Baukostenzuschüsse ins Spiel. Diese könnten laut Verband Anreize für netz- und systemdienliches Verhalten sowie für geeignete Standortentscheidungen setzen und zugleich zur Finanzierung der Netzkosten beitragen. Einheitliche Pauschalen lehnt der Verband hingegen ab, da sie keine steuernde Wirkung entfalten und zusätzliche Kosten verursachen würden.

Auch das Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) äußerte sich kritisch zu den Vorschlägen. Laut HBB-Leiterin Sandra Rostek benachteiligen kapazitätsbasierte Entgelte sowie pauschale Baukostenzuschüsse flexible Anlagenkonzepte. Gerade Biogasanlagen mit hoher Anschlussleistung und vergleichsweise niedrigen Volllaststunden würden überproportional belastet, obwohl sie gezielt zur Deckung von Residuallasten eingesetzt werden.

Die Bioenergieverbände verweisen darauf, dass solche Anlagen eine wichtige Rolle für die Versorgungssicherheit spielen und politisch gewollt seien. Auch bei Holzenergieanlagen könnten Fehlanreize entstehen, wenn die Anschlusskapazität nicht die tatsächliche Netznutzung widerspiegele.

Energiespeicher gefährdet

Parallel dazu warnt der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) vor regulatorischen Unsicherheiten im Zusammenhang mit Netzentgelten. Laut BVES könnten Eingriffe in bestehende Regelungen, etwa bei der Netzentgeltbefreiung, Investitionen in Milliardenhöhe gefährden. Präsident Thomas Speidel betonte laut Mitteilung, dass Investitionen nur bei stabilen rechtlichen Rahmenbedingungen erfolgen.

Unterstützung erhält der Verband aus der Politik. Vertreter der CDU/CSU-Bundestagsfraktion sehen laut BVES ebenfalls Handlungsbedarf und fordern Klarheit beim Vertrauensschutz. Langfristige Investitionen in Energieinfrastruktur erforderten verlässliche Rahmenbedingungen.

Der BEE kommt in seiner Stellungnahme zu dem Schluss, dass die derzeit diskutierten Instrumente nicht ausreichend aufeinander abgestimmt seien. Die Kombination mehrerer, teils widersprüchlicher Ansätze erhöhe die Komplexität des Systems, ohne einen erkennbaren Nutzen für Netzbetrieb oder Verbraucher zu schaffen. Stattdessen drohten steigende Transaktions- und Finanzierungskosten. Der Verband fordert daher Anpassungen im weiteren Verfahren.

Nach Angaben der Länder reicht die bisherige Linie der Bundesregierung nicht aus. Die große Koalition aus SPD und Union hat bislang lediglich eine dauerhafte Stromsteuersenkung für die Industrie beschlossen. Eine Entlastung für weitere Unternehmen sowie private Verbraucher steht noch aus.

Weitere Entlastungen prüfen

Der niedersächsische Energieminister Christian Meyer (Grüne), derzeit Vorsitzender der Energieministerkonferenz, forderte den Bund zudem auf, weitere Instrumente zu prüfen. Als mögliche Optionen nannte er unter anderem einen Preisdeckel, eine Übergewinnsteuer sowie eine Erhöhung der Pendlerpauschale.

Neben kurzfristigen Entlastungen betonten die Länder die Bedeutung des Ausbaus erneuerbarer Energien. Ziel sei es, die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten zu reduzieren und gleichzeitig Versorgungssicherheit sowie bezahlbare Energiepreise zu gewährleisten. Die Berliner Senatorin Franziska Giffey (SPD) erklärte, es müsse weiterhin in Ausbau und Nutzung erneuerbarer Energien investiert werden.

Kritik kam aus Schleswig-Holstein. Energieminister Tobias Goldschmidt (Grüne) äußerte sich laut Teilnehmern skeptisch zu den bislang bekannten Plänen von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) für den Stromnetzausbau. Er warnte, fehlende Klarheit könne Investitionen in erneuerbare Anlagen bremsen. Goldschmidt forderte mehr Planungssicherheit und verlässliche Rahmenbedingungen. Bayern beteiligte sich nicht an der gemeinsamen Erklärung, weil das Sondertreffen zu kurzfristig anberaumt worden sei.

Windverband fordert mehr Ausbau

Auch aus der Branche kommen Forderungen nach schnelleren Fortschritten bei der Energiewende. Der Bundesverband Windenergie (BWE) sprach sich für einen beschleunigten Ausbau der Windenergie aus. Präsidentin Bärbel Heidebroek erklärte laut Verband, erneuerbare Energien könnten eine größere Rolle für eine stabile und unabhängige Energieversorgung übernehmen. Dafür seien unter anderem zusätzliche Speicherkapazitäten, Fortschritte beim Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft sowie klare regulatorische Rahmenbedingungen erforderlich.

Zudem sieht der Verband Potenzial in einer besseren Nutzung bestehender Netzinfrastruktur. Laut BWE könnten Erzeuger und Verbraucher stärker Verantwortung übernehmen, um Kapazitäten effizienter auszulasten. Heidebroek verwies in diesem Zusammenhang auch auf die Bedeutung von Direktbelieferungsmodellen und langfristigen Stromlieferverträgen, sogenannten Power Purchase Agreements. Voraussetzung dafür sei eine entsprechende Ausgestaltung der gesetzlichen Rahmenbedingungen.

Der Verband fordert darüber hinaus Maßnahmen zur Stärkung der Anlagen- und Cybersicherheit. Die Bundesregierung müsse Konzepte vorlegen, um die Infrastruktur der erneuerbaren Energien besser zu schützen.

Die Grünen fordern darin laut Antrag die Bundesregierung auf, geplante Gesetzesänderungen in zentralen Bereichen der Energiepolitik zurückzunehmen. Betroffen seien unter anderem Regelungen zu Stromnetzen, erneuerbaren Energien und zur Gebäudeenergie. Diese Maßnahmen würden „die Klimaschutzlücke noch vergrößern und Strom und Wärme verteuern“, heißt es in der Vorlage.

Kein Zurückrudern bei Wärmewende

Konkret richtet sich die Kritik gegen mehrere Vorhaben der Koalition. So solle die Bundesregierung vom sogenannten Netzpaket Abstand nehmen. Auch dürfe das Gebäudeenergiegesetz nicht abgeschafft werden. Zudem warnen die Abgeordneten davor, die geplante Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) dazu zu nutzen, den Ausbau der Solarenergie zu bremsen. Ein entsprechender Entwurf war laut Antrag Ende Februar öffentlich geworden.

Neben energiepolitischen Forderungen enthält der Antrag auch Vorschläge für den Verkehrssektor. Die Grünen sprechen sich unter anderem für ein Tempolimit auf Autobahnen, den Ausbau des öffentlichen Personennahverkehrs sowie für eine bundesweite Regelung für ein günstiges Sozialticket aus. Zudem solle die Elektromobilität so ausgestaltet werden, dass eine „sichere, saubere und bezahlbare Mobilität“ gewährleistet werde.

Investitionen in Unabhängigkeit von fossilen Brennstoffen

Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der Finanzierung von Investitionen. Das Sondervermögen für Infrastruktur und Klimaneutralität solle nach Auffassung der Fraktion konsequent für zusätzliche Maßnahmen eingesetzt werden. Investitionen in Klimaschutz und Transformation seien zu priorisieren.

In der Begründung des Antrags werfen die Grünen der Bundesregierung vor, an fossilen Strukturen festzuhalten. Dies führe dazu, dass Bürgerinnen und Bürger steigende Kosten für Energie und Mobilität tragen müssten. Wörtlich heißt es, die Menschen würden diese Politik „auf ihren Strom- und Gasrechnungen, an der Zapfsäule und im Alltag teuer bezahlen“.

Erneuerbare als Konjunkturmotor

Als Gegenentwurf plädiert die Fraktion für eine langfristig angelegte Energiepolitik mit einem stärkeren Fokus auf erneuerbare Energien, Elektrifizierung und Effizienzmaßnahmen. Eine solche Strategie sei „die logische Antwort auf diese und die nächste Energiekrise“, heißt es im Antrag. Ziel sei es, Preisrisiken fossiler Energieträger zu reduzieren und gleichzeitig die Klimaziele zu erreichen.

Nach Darstellung der Grünen könne ein umfassendes Klimaschutzprogramm mehrere Effekte gleichzeitig erzielen: Es würde die Abhängigkeit von fossilen Energien verringern, die Kostenbelastung für Verbraucher begrenzen und zur Sicherung von Wohlstand und Lebensgrundlagen beitragen.

„Die kommunalen Versorger stemmen zentrale Zukunftsaufgaben für unser Land. Wenn Finanzierung an Grenzen stößt, schafft das Land verlässliche Rahmenbedingungen und übernimmt Verantwortung, damit notwendige Investitionen umgesetzt werden können“, lässt sich Finanzminister Marcus Optendrenk (CDU) zitieren. 

​Bürgschaften mit klaren Konditionen

Künftig können Investitionskredite durch Landesbürgschaften abgesichert werden. Das Land übernimmt bis zu 80 Prozent des Ausfallrisikos. Die maximale Bürgschaftssumme je Vorhaben liegt bei 250 Millionen Euro. Die Förderung beschränkt sich auf investive Maßnahmen.
 Das Programm konzentriert sich damit auf definierte Handlungsfelder. Dazu zählen der Ausbau von Energieerzeugung und -infrastruktur, insbesondere Wärmenetze, sowie digitale Netze und Ladeinfrastruktur. Eigenbetriebe bleiben von der Regelung ausgeschlossen. Die Laufzeit endet zum 31. Dezember 2027.

Für die Wirtschafts- und Klimaschutzministerin des Landes NRW, Mona Neubaur (Grüne), erfordert die Energiewende beträchtliche Investitionen in die Energieinfrastruktur. „Wie dringend notwendig diese Anstrengungen sind, zeigen uns die Auswirkungen des Krieges im Nahen Osten leider gerade erneut sehr eindrücklich. Um ihr riesiges Potenzial voll ausschöpfen zu können, brauchen kommunale Versorgungsunternehmen ausreichenden Zugang zu Krediten ihrer Hausbanken“, sagte sie.

Abkehr von bisheriger Praxis

Mit der neuen Regelung weicht das Land nach eigenen Angaben von der bisherigen Praxis ab. Bislang hatte es Bürgschaften für kommunale Unternehmen trotz der rechtlichen Möglichkeit nicht eingesetzt, um eine klare Trennung der Finanzierungsverantwortung zwischen Land und Kommunen zu wahren. Angesichts der Dimension der Energiewende habe die Landesregierung diese Frage neu bewertet. Die Bürgschaften sollen gezielt dort greifen, wo Projekte aufgrund von Finanzierungsgrenzen ins Stocken geraten.

Die Neuausrichtung zielt darauf ab, Investitionen trotz angespannter Haushaltslagen und volatiler Kapitalmärkte zu ermöglichen. Kommunale Versorger erhalten damit einen erweiterten Zugang zu Fremdkapital. Das Land übernimmt einen Teil der Risiken und verschiebt damit die bisherige Lastenverteilung zwischen öffentlicher Hand und kommunaler Ebene.

Die Anlagenbetreiber auf beiden Seiten bekommen bei solchen Maßnahmen Geld: Die Betreiber konventioneller Kraftwerke für zusätzliche Einsätze auf der einen Engpass-Seite, die Erneuerbaren-Betreiber als Entschädigung für abgeregelten Strom auf der anderen Seite. Diese Kosten werden über die Netzentgelte auf alle Stromkunden umgelegt. 

Engpassmanagement kostete 3,1 Milliarden Euro 

Die Kosten für das gesamte Netzengpassmanagement stiegen 2025 laut Bundesnetzagentur um vier Prozent auf knapp 3,1 Milliarden Euro. Das Maßnahmenvolumen blieb gleich. 2023 lagen die Kosten noch bei etwa 3,4 Milliarden Euro. 

Wenn die Einspeisung von Erzeugungsanlagen reduziert wurde, stammten 2025 60 Prozent des betroffenen Stromvolumens von Erneuerbaren-Anlagen. Aber auch konventionelle Kraftwerke waren von solchen Maßnahmen betroffen. Die am stärksten betroffenen Energieträger waren dabei Braunkohle, Erdgas und Steinkohle.

Das Volumen der Redispatch-Maßnahmen, bei denen die Einspeisung von Erzeugungsanlagen reduziert wurde, belief sich 2025 auf 15,55 Milliarden kWh. Das waren rund 1,08 Milliarden kWh mehr – umgerechnet 7 Prozent mehr – als 2024.

Innerhalb der Erneuerbaren-Anlagen verschoben sich die Anteile. Das Redispatch-Volumen bei Photovoltaikanlagen stieg um 94 Prozent auf 2,7 Milliarden kWh (2024: 1,39 Milliarden kWh). Das Volumen bei Offshore-Windenergieanlagen betrug 3,35 Milliarden kWh (2024: 4,57 Milliarden kWh). Die Abregelung von Onshore-Windenergieanlagen summierte sich auf 3,23 Milliarden kWh (2024: 3,39 Milliarden kWh).

Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatch-Maßnahmen mit konventionellen Anlagen beliefen sich im Jahr 2025 laut Bonner Behörde auf 1.176 Millionen Euro. Das bedeutet ein Rückgang um rund 5 Prozent im Vergleich zum Vorjahr (2024: 1.233 Millionen Euro). Die Bundesnetzagentur erklärt die Entwicklung zum einen mit den gesunkenen Brennstoffpreisen. Zum anderen liege es daran, dass das Volumen der positiven Redispatch-Maßnahmen mit konventionellen Marktkraftwerken im Vergleich zu 2024 zurückgegangen sei.

Weniger Geld für EE-Anlagenbetreiber

Den finanziellen Ausgleich an die Anlagenbetreiber von abgeregelten Erneuerbaren Energien beziffert die Behörde auf rund 433 Millionen Euro – ein Rückgang um rund 22 Prozent (2024: 554 Millionen Euro). Dass der finanzielle Ausgleich für EE-Anlagen trotz eines stabilen Redispatch-Volumens gesunken sei, sei im Wesentlichen auf höhere Großhandelspreise zurückzuführen (2024: durchschnittlich 78,51 Euro/MWh; 2025: durchschnittlich 89,32 Euro/MWh), die zu einer geringeren Marktprämie geführt haben.
 
Die vorläufigen vorhalte- und einsatzunabhängigen Kosten der Reservekraftwerke beliefen sich nach Angaben des Regulierers 2025 auf 952 Millionen Euro (2024: 696 Millionen Euro). Die Einsatzkosten betrugen rund 407 Millionen Euro (2024: 372 Millionen Euro). Die Gesamtkosten summierten sich demzufolge auf 1.359 Millionen Euro betrugen.

Das Bundeswirtschaftsministerium will, dass der Ausbau von Stromnetzen und erneuerbaren Energien künftig besser aufeinander abgestimmt wird und die insgesamt die Kosten sinken. Einem Referentenentwurf zufolge soll es in stark belasteten Netzgebieten künftig für neue Wind- oder Solarparks keine Entschädigung mehr geben, falls die Anlagen abgeregelt werden müssen. Umweltverbände, die Grünen und die Erneuerbaren-Branche kritisieren die Pläne.

Die Bundesnetzagentur hat die Zahlen zum Netzengpassmanagement im vierten Quartal und im Gesamtjahr 2025 auf smard.de veröffentlicht.

Das Programm umfasst laut Mitteilung drei Förderlinien für Wohnungseigentümergemeinschaften (WEG), kleine und mittlere Unternehmen (KMU) sowie private Vermieter und größere Wohnungsunternehmen. Für WEG und KMU soll die Bewilligung nach dem Eingangsprinzip erfolgen, während für größere Wohnungsbestände ein wettbewerbliches Verfahren vorgesehen ist.

Die Ladeleistung pro Ladepunkt ist dem Vernehmen nach auf maximal 22 kW begrenzt. Voraussetzung für eine Förderung sei unter anderem, dass mindestens 20 Prozent der Stellplätze eines Objekts vorverkabelt werden und mindestens sechs Stellplätze elektrifiziert werden.

1.500 Euro für Stellplatz mit Wallbox

Die Förderhöhe liegt bei bis zu 1.300 Euro pro Stellplatz ohne Ladeeinrichtung, bis zu 1.500 Euro mit Wallbox sowie bis zu 2.000 Euro bei Ladepunkten mit bidirektionaler Funktion.

Bundesverkehrsminister Patrick Schnieder (CDU) erklärte: „Der Umstieg auf das E-Auto scheitert oft nicht am Willen, sondern an der Lademöglichkeit Zuhause. Gerade in Deutschland lebt ein Großteil der Menschen in Mehrparteienhäusern – doch die zugehörigen Stellplätze sind bislang nur unzureichend mit Ladeinfrastruktur ausgestattet. Das ändern wir jetzt mit unserer Förderung in Höhe von 500 Millionen Euro.“

Die inhaltliche Betreuung des Programms übernimmt die Nationale Leitstelle Ladeinfrastruktur unter dem Dach der bundeseigenen NOW GmbH. Deren CEO Dagmar Fehler sagte: „In Deutschland gibt es rund 21 Millionen Wohnungen in Mehrparteienhäusern und fast 9 Millionen Stellplätzen, die dazu gehören – ein riesiges Potenzial für den Ausbau von privater Ladeinfrastruktur.“ 

Das Programm setzt eine Maßnahme des Masterplans Ladeinfrastruktur 2030 um, den das Bundeskabinett im November 2025 beschlossen hatte. Ziel ist es, Investitionen in Ladeinfrastruktur im Gebäudebestand zu beschleunigen.

Die Antragstellung erfolgt über den Projektträger Pricewaterhouse Coopers Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, der ein digitales Portal bereitstellt. Anträge sind ab dem 15. April möglich.

Den Marktanteil der Stadtwerke und regionalen Versorger im Jahr 2025 beziffern die Berater mit 40 Prozent. Drei Jahre zuvor habe er noch bei 56 Prozent gelegen. Einen Zuwachs in den letzten drei Jahren haben dagegen Online-Anbieter (von 13 auf 19 Prozent) zu verzeichnen und − die Verfasser der Studie nennen sie „EnergieTech-Innovatoren“ − Unternehmen wie Octopus Energy. Von 0 auf 3 Prozent in drei Jahren sind diese neuen Anbieter gekommen und profitieren überdurchschnittlich von der hohen Wechselbereitschaft der Kunden.

Dabei sei die sinkende Loyalität kein Phänomen einzelner Anbietergruppen, sondern betreffe den gesamten Markt. Sogar einzelne Anbieter mit stabilen Marktanteilen verlieren nach Erkenntnis der Berater schrittweise langfristige Bestandskunden. An deren Stelle treten dann kurzfristigere Kundenbeziehungen. 

Der Preis ist das ausschlaggebende Kriterium

Laut Studie hat sich in der Befragung ein Drittel aller Kunden offen für einen Versorgerwechsel gezeigt. Besonders ausgeprägt ist die Wechselbereitschaft bei Menschen, die ohnehin weniger als zwei Jahre bei ihrem gegenwärtigen Anbieter sind und über externe Abschlusskanäle, etwa ein Vergleichsportal, zu ihrem neuen Versorger gewechselt sind.

So ist die zunehmende Bedeutung von digitalen Kanälen beziehungsweise Vermittlerplattformen eng mit der wachsenden Wechselbereitschaft verknüpft. Insgesamt rund 70 Prozent aller Neuabschlüsse erfolgen über externe Kanäle. „Die Wechselbereitschaft erreicht ein neues Niveau“, sagt Thomas Haller, globaler Leiter der Chemicals, Energy und Base Materials Practice bei Simon Kucher. Und er fügt hinzu: „Die Kundenbindung in der Energiebranche erodiert sichtbar.“

Obwohl die steigende Wechselbereitschaft offensichtlich ist, sprechen Stadtwerke und regionale Versorger mehr als 60 Prozent ihrer Kunden nicht an. Nur die als „Top-5-Regionalversorger“ eingeordneten − in dieser Gruppe befinden sich EWE, N-Ergie, EnviaM, Sachsen Energie und ein „sonstiger Top-5-Regionalversorger“ − sind aktiver in der Kundenansprache. 

„Kundenbindung entsteht nicht durch punktuelle Verlängerungsangebote, sondern durch frühe und gezielte Kontaktpunkte, bevor Wechselabsichten konkret werden“, schreiben die Autoren der Studie. Vor allem bei loyalen Kundengruppen gebe es ein erhebliches Potenzial vermeidbarer Abwanderung. Es könne jedoch nicht gehoben werden, wenn die Ansprache ausbleibe oder zu spät erfolge. Die Kunden mit einem passenden kundenspezifischen Angebot zum richtigen Zeitpunkt anzusprechen, sei erfolgsentscheidend.

Datenbasierte Kundenansprache von hoher Bedeutung

Diejenigen Stromanbieter, über die Gesamtheit betrachtet, die tatsächlich Kontakt mit ihren Kundinnen und Kunden aufgenommen haben, haben vor allem eine Vertragsverlängerung mit Preisvorteil vorgeschlagen. Auch mit Treueangeboten oder Treueboni gingen Versorger auf ihre Kundschaft zu. 

Das Thema Nachhaltigkeit wirkt nach Erkenntnis der Berater für die meisten Kunden nicht als Auslöser für einen Wechsel. Zwar geben 70 Prozent der Befragten an, Nachhaltigkeit sei für sie relevant. Ausschlaggebend für die Tarifwahl ist sie jedoch nur für 11 Prozent. Die Autoren der Studie sehen sie als „Grundvoraussetzung“, daher sei es entscheidend, „Nachhaltigkeit als Standard zu verankern“. Sie könne jedoch keine wettbewerbsfähigen Preise oder attraktive Produkte ersetzen, auch wenn Nachhaltigkeitsangebote durchaus als vertrauensbildende Maßnahme wirken. Wer sie ignoriere, laufe Gefahr, einen „Relevanzverlust“ zu erleiden.

Fixpreis-Tarife sind den Beratern zufolge noch das dominante Tarifmodell. Allerdings gewinnen variable Tarife deutlich an Bedeutung. 

Für die Energie-Studie 2026 hat das Marktforschungsinstitut Appinio im Auftrag von Simon Kucher im vergangenen November 1.000 Energiekunden aus Deutschland befragt. Das Durchschnittsalter betrug 42 Jahre. Während 49 Prozent Eigentümer einer Wohnung oder eines Hauses sind, leben 54 Prozent allein oder in einem Zweipersonenhaushalt.

Einen ausführlichen Beitrag mit Zahlen aus der Studie lesen Sie in der Printausgabe von Energie & Management vom 1. April.

„Im Mieterland Deutschland ist der Ausbau der Ladeinfrastruktur in Mehrparteienhäusern entscheidend für das Gelingen der Mobilitätswende“, sagt Christoph Klinck, Tribe Lead Commercial and Industrial bei Ista und Geschäftsführer bei Istas Ladeinfrastruktur-Tochter Chargemaker. „Vermeintlich hohe Investitionskosten und lange Amortisationsdauern fordern die Wohnungswirtschaft bei der Errichtung von Ladeinfrastruktur heraus.“ 

Der Studie zufolge sind private Wohnungsunternehmen derzeit beim Ausbau führend: 62 Prozent verfügen bereits über Ladeinfrastruktur in mindestens einer Liegenschaft. Bei Wohnungsgenossenschaften liegt der Anteil bei 52 Prozent, bei kommunalen Unternehmen bei 48 Prozent. Dominierend sind bislang individuell zugeordnete Wallboxen. Geteilte Ladepunkte gewönnen jedoch an Bedeutung, insbesondere bei Projektentwicklern, schreibt Ista. Öffentlich zugängliche Ladepunkte spielten bislang eine untergeordnete Rolle. 

Potenzielle Wertsteigerung als Anreiz

Der Ausbau werde durch eine strukturelle Wechselwirkung gebremst. „Der Ladeinfrastrukturausbau stottert auch aufgrund einer Henne-Ei-Situation: Die Menschen zögern, weil die Ladeinfrastruktur vermeintlich nicht ausreicht – die Wohnungswirtschaft zögert, weil die Mieter vermeintlich keine Lademöglichkeiten nachfragen“, lässt sich Klinck zitieren. 

Gleichzeitig bestünden auch erhebliche Defizite bei der Datenbasis für Investitionsentscheidungen. Nur 42 Prozent der Befragten kennen die verfügbare Netzanschlussleistung, lediglich 22 Prozent verfügen über Informationen zur Last, etwa aus Lastgangmessungen. Dagegen sind grundlegende Gebäudedaten wie Lagepläne und Grundrisse bei 92 Prozent vorhanden. 

Bei der Entscheidung für den Bau von Ladeinfrastruktur spielen wirtschaftliche Motive eine große Rolle: Für 46 Prozent der privaten Wohnungsunternehmen und 52 Prozent der Projektentwickler ist die potenzielle Wertsteigerung von Immobilien ein Treiber. Kommunale Unternehmen und Genossenschaften orientieren sich stärker an regulatorischen Vorgaben wie dem Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz (GEIG) und der EU-Gebäuderichtlinie (Energy Performance of Buildings Directive, EPBD). 

Ista selbst will den Markt für Ladeinfrastruktur über seine Tochter Chargemaker erschließen. Bis 2030 plant das Unternehmen Investitionen von bis zu 30 Millionen Euro und den Aufbau von rund 25.000 Ladepunkten im Gebäudesektor in Deutschland. 

Die zugrunde liegende Studie basiert auf einer Befragung von 200 Entscheidern aus fünf Segmenten der Wohnungswirtschaft: „Kommunale Wohnungsunternehmen“, „Wohnungsgenossenschaften“, „Private Wohnungsunternehmen“, „Projektentwickler“ sowie „Asset Management- oder Investmentunternehmen“. Die Befragten verfügten über Wohnungsbestände mit insgesamt wenigstens mehr als 70 Stellplätzen, bei denen die Errichtung von Ladesäulen bereits umgesetzt wurde oder geplant ist.

Hinter den drei größten Importeuren folgen weitere stark industrialisierte Volkswirtschaften. Südkorea importiert 137 Millionen Tonnen, Japan 115 Millionen Tonnen Rohöl. In Europa zählen die Niederlande und Deutschland mit jeweils 79 Millionen Tonnen zu den wichtigsten Importländern. Während die Niederlande zugleich eine wichtige Rolle als Umschlagplatz für den europäischen Energiehandel spielen, deckt Deutschland einen großen Teil seines Energiebedarfs weiterhin über Importe.

Flexible Maschinen für Schwankungen im Stromnetz

Eine Stärke des Pumpspeicherwerks Grimsel 4 ist seine Flexibilität, die es ermöglicht, auf Schwankungen im Stromnetz zu reagieren, wie es seitens KWO heißt. Für Grimsel 4 sind zwei Kraftwerksmaschinen geplant, die sowohl Wasser pumpen als auch Wasser turbinieren können, sogenannte reversible Pumpturbinen. Jede verfügt über eine Maximalleistung von 84 MW und kann 35 Kubikmeter Wasser pro Sekunde bewegen.

Ein Frequenzumrichter ermöglicht es, die Drehzahl der Maschine zu verändern und so die Leistung im Pumpbetrieb stufenlos anzupassen. Auch kann damit der Turbinenbetrieb effizienter gestaltet und schnell auf Schwankungen im Stromnetz reagiert werden, so KWO. Mit dem Kraftwerk lässt sich zudem primäre und sekundäre Regelenergie produzieren, was für die Netzstabilität im Hochspannungsnetz wichtig ist.

Alle neuen Anlagen für das Pumpspeicherwerk Grimsel 4 werden unterirdisch erstellt und mit bestehenden Kraftwerksanlagen der KWO verbunden. Die Bauarbeiten sollen im Juni 2026 starten und bis voraussichtlich Februar 2032 abgeschlossen sein. Zentraler Teil des Projekts ist die Kraftwerkszentrale im Inneren des Berges, mit deren Ausbruch Anfang 2028 begonnen werden soll. Weiter werden zwei Rohrsysteme realisiert, durch die das Wasser aus dem Grimselsee in den Räterichsbodensee und retour fließen kann. Konzession und die Baubewilligung liegen bereits vor.

Technische Daten 

• Zwei reversible Pumpturbinen: Ausbauwassermenge je 35 Kubikmeter/Sekunde, installierte Leistung je 84 MW, Regelbereich: -100 bis +100 Prozent (hydraulischer Kurzschluss), Fall- bzw. Förderbereich: 83 m bis 174 m (197 m nach Vergrößerung Grimselsee)
• Kraftwerkszentrale: liegt im Felsinnern zwischen Grimselsee und Räterichsbodensee, Masse 76 x 24 x 42 Meter
• Erschließungsstollen: Länge 1.800 m
• Ober- und unterwasserseitiger Wasserstollen: Länge 1.200 m, Durchmesser 6 m 

Über KWO

Die 1925 gegründete KWO stellt für mehr als eine Million Menschen in der Schweiz und im Ausland Strom aus erneuerbaren Energiequellen zur Verfügung. Mit 13 Wasserkraftwerken und acht Speicherseen produziert der Geschäfts­bereich KWO Grimselstrom jährlich zwischen 2.200 und 2.400 Millionen kWh elektrische Energie. Das Unternehmen gehört zu 50 Prozent der BKW Energie AG. Die andere Hälfte teilen sich zu je 16,6 Prozent die Industriellen Werke Basel (IWB), die Energie Wasser Bern (ewb) sowie das Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (ewz). 
 

Das Projekt umfasst zehn Anlagen mit jeweils 6,8 MW Nennleistung und basiert auf der „Delta4000-Plattform“ von Nordex. Die Anlagen verfügen über einen Rotordurchmesser von 175 Metern sowie 179 Meter hohe Hybridtürme, die laut Hersteller eine bessere Ausnutzung gleichmäßigerer Windströmungen ermöglichen sollen. So soll an Standorten mit mittleren Windverhältnissen eine wirtschaftlichere Stromerzeugung möglich werden. 

Der Windpark soll jährlich Strom für rund 52.000 Drei-Personen-Haushalte erzeugen und damit zur regionalen Stromversorgung beitragen. Nordex war bei dem Projekt als Anlagenlieferant sowie für Errichtung und Bau verantwortlich, während die UKA-Gruppe die Projektentwicklung übernommen hat. Der Windpark Mahlsdorf ist Teil einer gemeinsamen Projektpipeline von UKA und Nordex in Deutschland. 

Das Brandenburger Windenergieanlagenabgabegesetz (BbgWindAbgG) sieht seit 2020 Zahlungen an umliegende Gemeinden vor. Diese lagen bislang bei 10.000 Euro pro Anlage und Jahr. Ab 2026 wird die Abgabe leistungsabhängig ausgestaltet und beträgt 5.000 Euro pro installiertem MW. Zusätzlich können Gemeinden nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) von 2023 mit 0,2 Cent pro erzeugter kWh beteiligt werden. 

Die UKA-Gruppe entwickelt und betreibt Wind- und Photovoltaikprojekte sowie Batteriespeicher. Die Nordex Group hat nach eigenen Angaben bislang Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von über 64.000 MW installiert.

Dabei existieren längst konkrete Anwendungsfelder, in denen KI unmittelbar wirksam wird. Das intelligente Dokumentenmanagement ist eines davon. Trotz jahrelanger Digitalisierungsinitiativen stehen Energieversorger, Netzbetreiber und Anlagenbauer noch immer vor denselben Herausforderungen. Dokumente sind auf isolierte Systeme verteilt, manuelle Prozesse erzeugen Fehler und Medienbrüche, und die Integration bestehender SAP-, CRM- oder CAD/BIM-Landschaften erfordert aufwendiges Customizing.

Fabasoft Approve setzt genau hier an: Die Software verbindet ganzheitliches Dokumentenmanagement mit integrierter KI. Ein System, das direkt in bestehende Geschäftsprozesse eingreift und Daten aus unterschiedlichsten Quellen kontextbezogen bereitstellt. Die Dokumentenverwaltung wird zur intelligenten Arbeitsumgebung mit vier konkreten Use Cases, die den Unterschied verdeutlichen.

Technische Zusammenhänge auf Knopfdruck: Interactive Exploded View
 Wer in Konstruktion, Projektmanagement oder technischem Vertrieb arbeitet, kennt das Thema: In einer technischen Zeichnung findet sich eine Materialnummer, doch Bestellinformationen, Spezifikationen oder Prüfdaten liegen in einem völlig anderen System. Die Folge sind Zusatzrecherchen, Rückfragen und verlorene Zeit. Die „Interactive Exploded View“ von Fabasoft Approve löst dies durch eine direkte Verknüpfung. Ein Klick auf die Materialnummer öffnet unmittelbar die vollständige 360-Grad-Sicht auf das Bauteil, inklusive Metadaten, Bestellpositionen und kontextbezogener Dokumente. Zusätzliche Systemwechsel entfallen und relevante Informationen sind genau dort verfügbar, wo sie gebraucht werden.

Vom Informationssilo zur Single Source of Truth: Die 360-Grad-Sicht

Im Anlagenbau ist die Informationsfragmentierung besonders ausgeprägt. Technische Zeichnungen liegen im Dokumentenmanagementsystem, kaufmännische Daten in SAP, Qualitätsprotokolle in einem weiteren Tool. Ein konsistenter Überblick über Projekte, Anlagen oder einzelne Komponenten und damit auch eine fundierte Entscheidungsgrundlage sind kaum möglich.

Die 360-Grad-Sicht in Fabasoft Approve führt diese Informationen in einem zentralen Dashboard zusammen. Die KI analysiert Dokumente semantisch und gleicht sie mit dem Unternehmenswissen ab. Kraftwerk-Kennzeichensysteme (KKS) werden automatisch erkannt und mit Metadaten wie Bestellpositionen oder Materialnummern verknüpft. Qualitätsmanager:innen erhalten eine ganzheitliche Perspektive, ziehen Rückschlüsse aus früheren Abweichungen und leiten proaktive Maßnahmen ein. Das Ergebnis ist eine zuverlässige Single Source of Truth als Grundlage für belastbare Entscheidungen über System- und Abteilungsgrenzen hinweg.
 

Antworten in wenigen Sekunden: KI-Chat

Anlagendokumentationen für Kraftwerke oder Transformatoren umfassen regelmäßig mehrere tausend Dokumente. Die gezielte Suche nach konkreten Informationen in Wartungshandbüchern oder Prüfplänen kostet erheblich Zeit, was im Serviceeinsatz vor Ort, wo schnelle Antworten zählen, besonders kritisch ist.

Der KI-Chat von Fabasoft Approve schafft direkten Zugang zu diesen Inhalten. Techniker:innen befragen einzelne Dokumente oder ganze Sammlungen in natürlicher Sprache und erhalten sofort präzise Antworten, ohne aufwendige Suchfilter oder Systemkenntnisse. Ein abgestuftes Berechtigungssystem stellt sicher, dass ausschließlich autorisierte Personen Zugriff auf relevante Inhalte haben.
 
Besonders hervorzuheben ist, dass die KI in Fabasoft Approve mandantenrein konzipiert ist. Sie lernt ausschließlich aus den Daten des jeweiligen Unternehmens und hat keine Verbindung zum Internet. Wissen und sensible Inhalte bleiben vollständig geschützt und werden nicht an andere Organisationen weitergegeben.

Vom unstrukturierten Dokument zum nutzbaren Wissen: KI-Formulare

Bestellunterlagen, technische Zeichnungen, Ausschreibungsdokumente – ein Großteil der relevanten Informationen in der Energiewirtschaft liegt unstrukturiert vor. Die manuelle Übertragung in digitale Systeme bindet wertvolle Kapazitäten und ist fehleranfällig. Bei komplexen Ausschreibungen mit Hunderten technischer Merkmale wird dieser Prozess schnell zum Engpass.

Die KI-Formulare in Fabasoft Approve automatisieren diesen Prozess. Die KI extrahiert Metadaten aus verschiedenen Quellen und überführt sie direkt in strukturierte, digitale Formulare. Anwender:innen können diese mit vertrauten Funktionen wie Filtern, Gruppieren oder Berechnen überarbeiten. Bei Anforderungskatalogen beantwortet die KI Fragen automatisch und hinterlegt die Quelldokumente, was für maximale Transparenz und Nachvollziehbarkeit sorgt.

Auch bei späteren Revisionen unterstützt das System aktiv: Es macht Abhängigkeiten sichtbar, kennzeichnet Änderungen gegenüber früheren Versionen und generiert passgenaue Vorschläge für Angebote oder Projektpläne, die Mitarbeitende lediglich prüfen und freigeben. So werden unstrukturierte Dokumente systematisch in strukturiertes, nutzbares Wissen transformiert, und die Projektabwicklung entlang der gesamten Energieinfrastruktur nachhaltig beschleunigt.

Jetzt handeln statt planen

Die Energiebranche hat erkannt, dass KI ein entscheidender Wettbewerbsfaktor ist. Was fehlt, ist der Schritt von der Planung in die Praxis. Fabasoft Approve bietet dafür eine erprobte Grundlage: konkrete Use Cases, nahtlose Integration in bestehende Systemlandschaften und ein KI-Modell, das Unternehmenswissen schützt, statt es preiszugeben. Der Weg von Datenchaos zu messbarer Effizienz beginnt nicht mit einem neuen Strategiepapier. Er beginnt mit der richtigen Software.

 
Autor
Andreas Dangl ist Entrepreneur und Geschäftsführer der Fabasoft Approve GmbH. In seiner Funktion unterstützt er Unternehmen aus der Industrie bei der Einführung von KI-gestütztem Dokumenten- und Qualitätsmanagement.
www.fabasoft.com/approve

„Der Osten Deutschlands und die dort beschäftigten Kolleginnen und Kollegen haben sich nachweislich auf die Herausforderungen und Notwendigkeiten der Energiewende eingestellt und sind bereit, in die Umsetzung zu gehen“, betonen die Betriebsräte. Gleichzeitig bestehe die Erwartung, dass auf politischer Ebene die notwendige Einsicht und der Wille vorhanden sind, die Energiewende deutschlandweit auf eine solide und wirtschaftlich tragfähige Basis zu stellen. 

Südbonus und Redispatchvergütung in der Kritik

Zwei wesentliche Investitionshemmnisse sehen die Betriebsräte. Zum einen den sogenannten Südbonus und die Redispatchvergütung im geplanten KWSG (Kraftwerkssicherheitsgesetz). Diese Doppelförderung für geplante Anlagen im Süden und Westen Deutschlands machten bereits rund 50 Prozent der Investitionssumme für die im Wettbewerb stehenden geplanten Neubauanlagen aus. Bleibe es bei dieser Systematik, hätten Bieter aus dem Norden und Osten mit ihren Projekten keine Chancen. Als Lösung wird vorgeschlagen, entweder die Ausschreibungen von Beginn an nach Süden/Westen und Norden/Osten getrennt vorzunehmen oder den Nord-/Ost-Geboten in einer gemeinsamen Ausschreibung nach Erreichen der Zwei-Drittel-Kapazität im Süden/Westen vorrangig den Zuschlag zu geben.
 Als Investitionshemmnis Nummer zwei werden die komplexen und unkalkulierbaren Einspeisenetzentgelte für Kraftwerke und Speicher gesehen. Auch wenn der Grundansatz der Kostenverteilung für den Netzausbau nachvollziehbar sei, brauche es eine pragmatische und unbürokratische Umsetzung. Jedes Energieunternehmen müsse für Investitionsprojekte Kostenfaktoren kennen. Bisher habe die Bundesnetzagentur jedoch nebulöse und investitionshemmende Ansätze vorgestellt.
 Baukostenzuschüsse für Speicher gefordert

Stattdessen fordern die Verfasser des Papiers pragmatische Ansätze wie Baukostenzuschüsse, damit der dringend benötigte Speicherhochlauf keine Vollbremsung hinlegt. Ohne Speichertechnologien seien die Preisschwankungen am Strommarkt nicht in den Griff zu bekommen.

„Es scheint, als hätte die Bevorteilung von Investitionen im Süden und Westen sowie die konsequente Benachteiligung des Ostens einen Zusammenhang“, heißt es. Werde die energiepolitische Planung auf diese Weise umgesetzt, sei die Energiewende im Osten praktisch am Ende. „Wir erwarten von der Politik eine klare Antwort darauf, wie sie ihrer Verantwortung gerecht werden will, den vom politisch verordneten Braunkohleausstieg betroffenen Regionen echte Perspektiven und faire Chancen im Strukturwandel zu bieten“, so die Betriebsräte.

Für die kommende Heizperiode, so erklärte das Unternehmen auf Anfrage der Redaktion, habe man die Energiekontingente bereits weitgehend eingekauft. Das reiche aber nur für die Bestandskundschaft. Für Neukunden müsse man zukaufen und da könne man bei den derzeitigen Preisen schnell in die roten Zahlen geraten: Gas, das erst 2027 ausgeliefert werden soll, koste momentan 30 Prozent mehr als zu Kriegsbeginn vor vier Wochen. „Wir geben aktuell keine neuen Angebote bei Verivox und Check 24 ab, da wir aufgrund der aktuellen Marktsituation keine preisgünstigen Angebote machen können“, so die Sprecherin.

Weil andere Anbieter die Preise erhöht hätten, sei man im Vergleichsportal-Ranking der billigsten Anbieter immer weiter nach oben geklettert. Verträge mit Neukunden, über die man sich normalerweise freue, drohten in der aktuellen Situation jedoch zum Bumerang zu werden. Deshalb habe man die Streichung auf den Vergleichsportalen veranlasst. Je nach Marktsituation könne sich das wieder ändern, hieß es aus Hamm.

Frank Bruckmann, Vorstandschef der Stadtwerke-Mutter Berliner Wasserbetriebe, würdigte anlässlich der Vorstellung von Bozena Sommerwerk-Zieminski auch die Arbeit von Andreas Schmitz, der die Aufgabe als CFO im Jahr 2019 zusätzlich zu seiner Arbeit als Leiter des Bereiches Planung und Controlling der Wasserbetriebe übernommen hatte.
 
„Ich möchte die wachsenden Investitionen und auch die Organisationsentwicklung der stark wachsenden Stadtwerke professionell begleiten und freue mich auf das Team und die neuen Aufgaben“, sagte Sommerwerk-Zieminski (48), die ihre Laufbahn mit dem Studium der Betriebswirtschaft an der Hochschule für Management und Marketing im südpolnischen Opole begonnen hatte. Unter anderem arbeitete sie in Führungspositionen beim WWF Deutschland und bei Alba.

„Martin Kraus hat die Energie SaarLorLux zu einem erfolgreichen Vertriebsunternehmen weiterentwickelt und als kompetenter Energieversorger und -dienstleister für das ganze Saarland positioniert“, betonte der Geschäftsführer von Engie Deutschland, Niklas Wiegand, bei der offizieller Verabschiedung am 27. März. Engie mit ist 51 Prozent Mehrheitsgesellschafter des Saarbrücker Unternehmens, 49 Prozent der Anteile halten die Stadtwerke Saarbrücken.

Kraus, gebürtiger Saarbrücker, war 1995 zu dem kommunalen Versorger seiner Heimatstadt gekommen. 2010 erhielt er Gesamtprokura, sieben Jahre später wurde der Elektrotechnik-Ingenieur in den Vorstand berufen.

„Als waschechter Saarbrücker war es für ihn mehr als nur ein Beruf – es war eine Herzensangelegenheit“, sagte Vorstandsprecher Achim Morsch über das Engagement seines Kollegen. Morsch ist seit 2011 Vorstand. Armin Baumgärtner ist seit Jahreswechsel kaufmännischer Vorstand, er hat die Nachfolge von Detlef Huth angetreten.
 

Strom: Ohne klare Tendenz hat sich am Montag der deutsche OTC-Strommarkt gezeigt. Der Day-ahead kostete im Base 118,00 Euro je Megawattstunde und im Peak 105,50 Euro je Megawattstunde. Der Montag selbst war am Freitag mit 72 Euro je Megawattstunde bewertet worden. Börslich wurden am Montag für die Grundlast 117,83 Euro ermittelt und für die Spitzenlast 105,05 Euro. Händler brachten den Preissprung von Montag auf Dienstag mit der geringeren Erneuerbaren-Einspeiseleistung am Dienstag in Verbindung.

Die Meteorologen von Eurowind erwarten für den zweiten Tag der Arbeitswoche nurmehr 30,9 Gigawatt, für den Berichtstag hatte der Wetterdienst noch 42 Gigawatt vorhergesagt. Am Mittwoch dürfte die Einspeiseleistung der Erneuerbaren sehr schwach ausfallen, jedoch gegen Ostern hin wieder zunehmen. Zudem soll es ab Karfreitag in Deutschland wärmer werden. Damit geht die aktuelle Kältewelle offenbar früher zu Ende als bislang prognostiziert. Noch vergangene Woche hatten die Wetterdienste als Termin für eine Erwärmung in Mitteleuropa auf die Zeit nach Ostern verwiesen.

Am langen Ende legte das Frontjahr um 0,26 auf 97,37 Euro zu.

CO2: Fest haben sich die CO2-Preise am Montag präsentiert. Der Dec 26 zeigte sich gegen 13.28 Uhr mit einem Plus von 1,99 auf 73,66 Euro je Megawattstunde. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 19,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 73,97 Euro, das Tief bei 70,94 Euro. Die Analysten von Vertis rechnen mit einer seitwärts tendierenden bis leicht bullischen Woche, wobei die Preise im besten Fall bis zum Freitag auf Schlusskursbasis in Richtung 73 Euro tendieren dürften. In der laufenden Woche werden geopolitische Schlagzeilen weiterhin eine wichtige Rolle spielen, doch auch die politischen Entwicklungen im Zusammenhang mit dem EU-Emissionshandelssystem werden wieder stark in den Fokus rücken. Die Auswirkungen auf den Markt würden vom Ausmaß und dem Zeitpunkt der Änderungen abhängen, was kurzfristige Preisprognosen erneut besonders schwierig mache, so die Analysten von Redshaw Advisors.

Erdgas: Etwas fester zeigte sich am Montag der europäische Erdgasmarkt. Der Frontmonat April am niederländischen TTF legte bis 13.44 Uhr um 0,500 auf 54,500 Euro je Megawattstunde zu. Am deutschen THE gewann der Day-ahead 0,700 auf 56,600 Euro. Mit der drohenden weiteren Eskalation des Irankriegs steigen die Preise für Erdgas in Europa.

Insbesondere sorgt sich der Markt um die Verfügbarkeit von Flüssigerdgas im Vorfeld der sommerlichen Speicherauffüllungen in Europa. Analysten von ING warnen, dass anhaltende Versorgungsunterbrechungen das Tempo der Speichereinspeisungen verlangsamen und den Wettbewerb um Spot-LNG-Ladungen verschärfen könnten, insbesondere in einer Zeit, in der die Möglichkeiten zur Erhöhung oder Umleitung des globalen Angebots begrenzt sind. Eine Betriebsunterbrechung nach Sturmschäden in der Wheatstone-LNG-Anlage von Chevron in Westaustralien hat das Angebot an Flüssiggas weiter verknappt und damit die Anfälligkeit Europas gegenüber externen Schocks erhöht, so die Analysten.