In Auftrag gegeben haben sie der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE), die Deutsche Industrie- und Handelskammer, der Leipziger Handelsplatz EEX und der Bundesverband der Energie-Abnehmer (VEA).

Die vom BMWE vorgeschlagene Maßnahmen zielten nicht primär auf die Behebung identifizierte Marktunvollkommenheiten, sondern erzeugte selbst zusätzliche Verzerrungen und Folgekosten, heißt es in dem Papier. „Es lässt sich kein kosteneffizientes Stromsystem anreizen, indem sowohl das Angebot als auch die Nachfrage subventioniert werden. Diese Notwendigkeiten sind vielmehr Ausdruck politisch induzierter Marktverzerrungen“, schreibt Studienautor Marco Nicolosi.

Nach Auffassung von BNE-Geschäftsführer Robert Busch haben die Pläne des BMWE nichts mit Marktwirtschaft zu tun. Die Studie mache deutlich, so Busch, dass die Annahmen, mit denen Kapazitätssubventionen begründet werden, auf tönernen Füßen stünden. „Der Nachweis von Technologieoffenheit und Wettbewerbsneutralität kann auf Basis derartiger Fehlannahmen, die eher an das Prinzip Hoffnung erinnern, nicht erbracht werden.“ Es sei höchst fraglich, ob die Kraftwerkssubventionen überhaupt rechtssicher eingeführt werden können. 

Absicherungspflicht als Alternative

Als Alternative zu einer staatlichen Förderung schlägt der Studienautor eine sogenannte Absicherungspflicht vor. Diese soll Stromlieferanten dazu verpflichten, ihre Liefermengen langfristig abzusichern, etwa über Terminmärkte oder eigene Erzeugung. „Bis heute sind im Strommarkt noch immer Angebot und Nachfrage zusammengekommen und wir sehen keine Gefahr einer Stromknappheit. Eine Absicherungspflicht setzt eine positive Kettenreaktion in Gang: Sie stärkt den Strommarkt, dämpft Preisspitzen und führt zu niedrigeren Strompreisen“, kommentiert EEX-Chef Peter Reitz.

Zuspruch erhält die Studie von Verbraucherschützern. „Verbraucherinnen und Verbraucher zahlen bereits heute europaweit mit die höchsten Strompreise. Eine zusätzliche Strompreisumlage würde sie weiter belasten und zugleich den Umstieg auf strombasierte Technologien unattraktiver machen“, wird Ramona Popp vom Verbraucherzentrale Bundesverband zitiert. Statt zentraler Kapazitätsvorgaben brauche es Anreize, Elektromobilität, Wärmepumpen und Speicher flexibel zu nutzen. 

Eva Schreiner vom VEA-Bundesverband verweist auf die gegenwärtigen geopolitischen Auswirkungen auf die Energiemärkte. „Die aktuelle Krise zeigt, dass ein Fokus auf Gas in der Stromproduktion – wie ihn die Kraftwerksstrategie setzt – geeignet ist, Strom- und Gaspreise für die gesamte Industrie unnötig zu erhöhen.“ Sie plädiert für technologische Vielfalt. Das stärke die „Versorgungs- und Preissicherheit“.

Die 135 Seiten umfassende Studie mit dem Titel „Erforderlichkeit und Geeignetheit von Kapazitätsmechanismen“ steht auf der Internetseite von Connect Energy Economics zum Download bereit.

Nach dem Gesetz muss das Programm regelmäßig angepasst werden, um die Zielerreichung sicherzustellen. Die DUH fordert die Bayerische Staatsregierung dazu auf, kurzfristig Maßnahmen nachzulegen. Die Organisation sieht Handlungsbedarf, um die Emissionsminderung bis 2030 sowie die angestrebte Klimaneutralität bis 2040 zu erreichen.

„Das aktuelle Klimaschutzprogramm ist dafür völlig unzureichend und muss dringend aktualisiert werden. Mit unserer Klage erhöhen wir den Druck auf die Staatsregierung, endlich wirksame Maßnahmen auf den Weg zu bringen“, erklärte DUH-Bundesgeschäftsführer Jürgen Resch. 

Kritik an fehlender Fortschreibung

Resch bezeichnet die gesetzlichen Vorgaben als verbindlich. Die Organisation verweist darauf, dass das bestehende Programm nicht ausreiche, um die gesetzlich festgelegten Reduktionsziele zu erreichen. Nach ihrer Einschätzung entsteht durch die unterlassene Fortschreibung ein Vollzugsdefizit. Sie fordert von der Staatsregierung unter Führung von Bayerns Ministerpräsidenten Markus Söder (CSU) eine Anpassung der bestehenden Strategien. 

Die Klage gegen Bayern reiht sich in eine Serie von Klagen ein. Bereits im vergangenen Jahr hatte die DUH Verfahren gegen andere Bundesländer angestoßen, darunter Baden-Württemberg und Berlin (wir berichteten). Ziel dieser Klagen ist es, die Einhaltung landesrechtlicher Klimavorgaben gerichtlich überprüfen zu lassen. 

Zugleich kritisiert die DUH politische Maßnahmen auf Bundesebene, die aus ihrer Sicht den Emissionsminderungszielen entgegenstehen. Die Organisation sieht darin ein widersprüchliches Signal zur Umsetzung der Klimapolitik.

Der Verband bewertet die Initiative grundsätzlich positiv. Hintergrund ist ein zuvor bekannt gewordener Gesetzentwurf eines „Netzpakets“, das aus Sicht des BEE erhebliche Nachteile für den Ausbau erneuerbarer Energien mit sich bringen könnte. Neue Vorschläge aus der Branche seien daher geeignet, Alternativen aufzuzeigen und die Diskussion zu versachlichen.

Netzengpässe ausweisen

Ein zentraler Punkt der von EnBW und EWE vorgelegten Überlegungen betrifft den Umgang mit Netzengpässen. Statt jährlich neu definierter „kapazitätslimitierter Netzgebiete“ schlagen die Unternehmen vor, Regionen mit eingeschränkten Anschlussmöglichkeiten frühzeitig und transparent auszuweisen. Grundlage soll eine halbjährliche Simulation sein. Der BEE hält diesen Ansatz für sinnvoll, da er gezieltere Steuerungssignale für Investitionen ermögliche.

Kern des Konzepts ist zudem ein bundesweit einheitlicher Standard für flexible Netzanschlussverträge für Einspeiser erneuerbarer Energien. Standardisierungen könnten laut BEE die Planbarkeit erhöhen und den administrativen Aufwand reduzieren. Gleichzeitig betont der Verband, dass die Verträge wirtschaftlich tragfähig bleiben müssten.

Kritik am Entwurf der Unternehmen

Kritisch sieht der BEE insbesondere die vorgesehene Regelung zur Abregelung von Strommengen. Demnach sollen bis zu 20 Prozent der jährlich erzeugten Energie ohne Entschädigung abgeregelt werden können. In dieser Größenordnung sei dies nicht tragfähig, da es die Investitionssicherheit erheblich beeinträchtige. Der Verband warnt zudem vor zusätzlichen Unsicherheiten durch mögliche negative Strompreise.
 ​Ein zweiter Redispatch-Vorbehalt unter anderem Namen sei nicht zielführend. Unterstützung erhalten die Vorschläge von einem weiteren Branchenverband. Der Bundesverband Windenergie (BWE) begrüßt die Initiative von EnBW und EWE ebenfalls. Die Vorschläge zeigten, dass praktikable Lösungen existierten, um Netzengpässe zu adressieren und gleichzeitig den Ausbau erneuerbarer Energien voranzubringen.

BWE-Präsidentin Bärbel Heidebroek erklärte, dass speziell Ansätze für einen beschleunigten Netzausbau unterstützt würden. Dass Netzbetreiber eigene Alternativen zum Redispatch-Vorbehalt vorlegten, zeige, dass sich das Netzpaket zu einem praxistauglichen Instrument weiterentwickeln lasse. Gleichzeitig verweist der BWE auf rechtliche Risiken zentraler Elemente des bisherigen Gesetzesentwurfs. Zwei vom Verband beauftragte Kurzgutachten kämen zu dem Ergebnis, dass sowohl ein Redispatch-Vorbehalt als auch die Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete rechtlich problematisch seien.

Wirtschaftsministerium muss handeln

Vor diesem Hintergrund fordert der Verband die Bundesregierung zum Handeln auf. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) solle den Austausch mit Branche und Netzbetreibern intensivieren. Ein zeitnaher Netzgipfel könne dazu beitragen, praktikable und rechtssichere Konzepte zu bündeln und in ein geordnetes Gesetzgebungsverfahren zu überführen.

Einigkeit besteht in der Branche vor allem bei der Notwendigkeit, den Netzausbau zu beschleunigen. Der BEE unterstützt Forderungen nach schnelleren Genehmigungsverfahren. In den vergangenen Jahren habe der Ausbau der Netzinfrastruktur nicht mit dem Wachstum der erneuerbaren Stromerzeugung Schritt gehalten. Diese Defizite müssten nun zügig aufgeholt werden. Die bestehende Anreizregulierung für Netzbetreiber sollte aus Sicht des Verbands erhalten bleiben.

Insgesamt zeigen die aktuellen Vorschläge und Stellungnahmen, dass die Branche nach Alternativen zum bestehenden Entwurf des Netzpakets sucht. Ziel bleibt es, den Ausbau der erneuerbaren Energien mit einer leistungsfähigen Netzinfrastruktur in Einklang zu bringen.

Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) unterstützt diesen grundsätzlichen Ansatz, sieht jedoch erhebliche Defizite in der praktischen Ausgestaltung. Auch der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sieht in seiner Stellungnahme Änderungsbedarf.

Laut VKU erfüllt das vorgeschlagene Modell zur Kostenwälzung auf Basis von Letztverbrauchermengen den Anspruch der verursachungsgerechten Verteilung nicht. Die Vielzahl an Annahmen und die hohe Komplexität führten dazu, dass reale Netzstrukturen nur unzureichend abgebildet würden. Statt klarer Effekte drohten zusätzliche Unsicherheiten, steigender administrativer Aufwand und potenziell verzerrte Ergebnisse. Der Verband hält den Ansatz daher für nicht zielführend.

Praxis unberücksichtigt

Kern der Kritik ist das zugrunde liegende Modell der Bundesnetzagentur. Dieses geht davon aus, dass sich Stromflüsse eindeutig entlang hierarchischer Netzstrukturen zuordnen lassen. In der Praxis entsprechen Verteilnetze laut VKU jedoch häufig nicht dieser vereinfachten, baumartigen Struktur. Vermaschte Netze, parallele Versorgungspfade, Ringschlüsse sowie Rückwirkungen durch dezentrale Erzeugung und Speicher erschwerten eine eindeutige Zuordnung von Lasten. Dadurch werde die Grundlage für eine verursachungsgerechte Kostenverteilung unterlaufen.

Der VKU verweist auf eigene Berechnungen, nach denen das Modell in bestimmten Konstellationen sogar gegenteilige Effekte erzeugen könne. Demnach bestehe die Gefahr, dass Netznutzer mit ähnlichen Voraussetzungen unterschiedlich belastet würden. Dies könnte die Akzeptanz der Netzentgelte weiter verringern und neue Fehlanreize setzen. Zudem seien deutliche Umverteilungseffekte zu erwarten, die den ursprünglichen Zielen der Bundesnetzagentur widersprächen.

Vor diesem Hintergrund fordert der Verband eine umfassende quantitative Analyse der vorgeschlagenen Regelungen. Auswirkungen auf Netzentgelte, regionale Verteilungen und unterschiedliche Spannungsebenen müssten transparent berechnet und offengelegt werden. Ohne diese Grundlage bestehe das Risiko, dass regulatorische Entscheidungen auf Annahmen beruhen, deren Konsequenzen erst im Nachhinein sichtbar würden.

Genaue Analysen notwendig

Auch der BDEW sieht Nachbesserungsbedarf. Laut Verband zeichnen die bislang veröffentlichten Orientierungspunkte kein konsistentes Gesamtbild der künftigen Netzentgeltsystematik. Weder Netzbetreiber noch Netznutzer könnten die Auswirkungen der verschiedenen Ansätze derzeit abschließend bewerten. Der BDEW fordert daher, die zugrunde liegenden Gutachten und Berechnungen zeitnah zu veröffentlichen und erneut zur Diskussion zu stellen.

Inhaltlich äußert der BDEW ähnliche Bedenken wie der VKU. Insbesondere die Annahme eindeutig zuordenbarer Lastflüsse sei in vielen Netzgebieten nicht realistisch. Zudem kritisiert der Verband, dass zentrale Parameter und Datengrundlagen der vorgeschlagenen Modelle nicht ausreichend transparent seien. Dies erschwere eine fundierte Bewertung der möglichen Effekte auf Netzentgelte und Marktstrukturen.

Alternativen vorgeschlagen

Als Alternative bringt der VKU ein stärker kapazitätsbasiertes Modell ins Spiel. Demnach sollten Kosten zwischen Netzbetreibern anhand von gemessener Leistung und bezogener Energie verteilt werden. Ein solches Modell könne laut Verband die tatsächliche Netznutzung besser abbilden und gleichzeitig Umverteilungseffekte begrenzen. Auch der BDEW hält kapazitätsbasierte Ansätze grundsätzlich für geeignet, betont jedoch, dass deren konkrete Ausgestaltung noch offen sei.

Beide Verbände sprechen sich zudem für einen intensiveren Austausch mit der Branche aus. Die Reform der Netzentgelte betreffe zentrale Fragen der Kostenverteilung im Energiesystem und müsse daher praxistauglich umgesetzt werden können. Nach Einschätzung des BDEW besteht aktuell die Gefahr, dass ein komplexes Geflecht aus Einzelregelungen entsteht, das die Umsetzung erschwert.

Die Bundesnetzagentur hat mit der Veröffentlichung der Orientierungspunkte die erste Phase des AgNes-Prozesses abgeschlossen. Die nun folgende Ausarbeitung konkreter Festlegungen dürfte maßgeblich davon abhängen, inwieweit die Kritik aus der Branche aufgegriffen wird.

Der polnische Energieminister Milosz Motyka bezeichnete die Entscheidung als Durchbruch für den polnischen Energiemarkt und erklärte, sie biete „ein konkretes Instrument, das dazu beitragen wird, Investitionen in diesem Bereich zu beschleunigen und die Wettbewerbsfähigkeit der polnischen Wirtschaft zu stärken“. Sein Ministerium hob hervor, dass Gaz-System das erste Unternehmen in Europa sei, das das Zertifizierungsverfahren durchlaufen habe, wodurch Polen „an die Spitze des Wandels“ und „zu einem der führenden Akteure der Energiewende in Europa“ werde.

Polen zählt im Verhältnis zu seiner Größe weiterhin zu den emissionsintensivsten Volkswirtschaften der EU. Das Land ist stark von Kohle zur Stromerzeugung abhängig und hat einen der niedrigsten Anteile an Elektrofahrzeugen im Staatenbund. Der staatliche Energiekonzern Orlen verlagert seinen Fokus jedoch schrittweise weg vom Öl hin zu umweltfreundlicheren Alternativen. 2024 eröffnete er seine erste öffentlich zugängliche Wasserstofftankstelle für Pkw und Busse. Im Februar dieses Jahres folgte die fünfte Anlage.

400 Millionen Euro von EU für Wasserstoffprojekte

Im vergangenen Jahr sicherte sich Orlen 1,7 Milliarden Zloty (umgerechnet etwa 400 Millionen Euro) an EU-Fördermitteln für den Ausbau seiner Wasserstoffprojekte. Das Unternehmen plant, bis 2035 eine Produktionskapazität von 900 MW Wasserstoff aufzubauen, größtenteils in Polen. Bis zum Ende dieses Jahrzehnts will Orlen zum regionalen Marktführer im Bereich Wasserstoffinfrastruktur aufsteigen.

az-System besitzt noch kein Wasserstofftransportnetz, erklärte jedoch, dass die EU-Kommission dies angesichts des aktuellen Entwicklungsstands des Wasserstoffmarktes nicht als Hindernis für die Zertifizierung ansehe. Die Zertifizierung bestätigt die Einhaltung der EU-Vorschriften zur Trennung von Transportnetzbetreibern und Energieerzeugung und -vertrieb, im Einklang mit einer positiven Bewertung der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) vom letzten Monat.

Zu den nächsten Schritten gehört die Vorlage eines Zehnjahresplans für den Netzausbau durch Gaz-System und die Einholung einer endgültigen Entscheidung der polnischen Energieregulierungsbehörde (URE). Das Unternehmen hofft außerdem, dass die Zertifizierung „zukünftige Betreiber in die Lage versetzen wird, Wasserstoffnetze zu planen, zu finanzieren und zu bauen, was für das rasante Wachstum dieses Sektors in Europa entscheidend ist“.

Der europäische Branchenverband Wind Europe veranstaltet die Leistungsschau der Windkraftbranche. Er erwartet nach eigenen Angaben mehr als 16.000 Besucher sowie über 600 Aussteller. Die Messe wird von einem Konferenzprogramm begleitet, das aktuelle Entwicklungen der Branche aufgreift.

Europas Windkraft wächst

Nach Angaben von Wind Europe wurden im vergangenen Jahr europaweit 19.100 MW neue Windenergiekapazität installiert, davon 2.000 MW im Offshore-Bereich. Deutschland habe mit 5.700 MW rund 30 Prozent der Neuinstallationen gestellt. Insgesamt beläuft sich die installierte Windleistung in Europa damit auf 304.000 MW. Für die kommenden Jahre rechnet der Verband mit einem weiteren Ausbau und prognostiziert zusätzliche 151.000 MW bis zum Jahr 2030.

Markus Nölke, Geschäftsführer der WAB, bewertet diese Entwicklung als Zeichen für Fortschritte beim Ausbau der Windenergie. Insbesondere die Onshore-Windenergie entwickle sich stabil, während auch Offshore-Projekte zunehmend an Dynamik gewännen. Nölke verweist zudem auf internationale Beispiele wie Großbritannien und Dänemark, wo angepasste Ausschreibungsbedingungen kurzfristig zu mehr Investitionen geführt hätten. Für Deutschland fordert er vergleichbare Rahmenbedingungen.

Im Kontext geopolitischer Entwicklungen betont Nölke die Bedeutung erneuerbarer Energien für die Versorgungssicherheit. Die Messe in Madrid biete der Branche eine Plattform, um aktuelle Herausforderungen zu diskutieren und Lösungsansätze auszutauschen.

Am Gemeinschaftsstand organisiert die WAB ein begleitendes Programm. Dazu zählt unter anderem eine „Speakers Corner“, auf der Fachvorträge zu Branchenthemen stattfinden. Für den 22. April ist ein Empfang am Stand geplant. Erwartet wird dort auch der Staatssekretär im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE), Frank Wetzel.

Im Rahmen der Veranstaltungsreihe „Klimadialoge“ sollen im Rahmen der Messe Beiträge unter anderem von Unternehmen wie Siemens Gamesa und Iberdrola sowie von Wind Europe und dem BMWE stattfinden. Die WAB sieht den „German Pavilion“ als Möglichkeit, die gesamte Wertschöpfungskette der Windenergie abzubilden. Gleichzeitig dient die Messe laut Verband dazu, internationale Kontakte zu vertiefen und die Rolle deutscher Unternehmen im europäischen Marktumfeld zu stärken.

Informationen zur Wind Europe 2026 stehen im Internet bereit.

In Deutschland kommt im Offshore-Wind-Bereich aktuell die reguläre Gewerbesteuer zur Anwendung. So entstehe ein Wettbewerbsnachteil gegenüber anderen europäischen Ländern und Standorten von rund 30 Prozent, da die Tonnagesteuer als für die Reeder günstigeres Pauschalbesteuerungsverfahren dort im Regelfall bereits in Kraft ist. In der Folge kommen derzeit häufig ausländische Schiffe zum Einsatz oder deutsche Reeder weichen auf Basishäfen in europäischen Nachbarstaaten aus. Dies habe direkte Auswirkungen auf Wertschöpfung, Beschäftigung und industrielle Entwicklung in Deutschland.

Verbände sehen wichtiges Signal

„Die Ankündigung der Bundesregierung ist ein wichtiges und richtiges Signal für mehr heimische maritime Wertschöpfung im Bereich der Offshore-Windenergie in Deutschland“, reagierte Karina Würtz, Geschäftsführerin der Stiftung Offshore Windenergie. Die Ausweitung trage dazu bei, strukturelle Nachteile zu beheben. „Bislang sind deutsche Reedereien bei der Auftragsvergabe in der Offshore-Logistik hierdurch schlicht nicht zum Zuge gekommen“, sagte Würtz. Die Offshore-spezifische Flotte sei in Deutschland aus diesem Grund deutlich kleiner als die der Nachbarländer.

Mit den nun angekündigten Änderungen könne die deutsche Offshore-Branche ihre Stärken besser ausspielen. Neben den direkten Verbesserungen in der Schifffahrt profitierten auch vor- und nachgelagerte Bereiche wie Hafenlogistik, Wartung und Reparatur, Versorgung, sowie Dienstleistungen entlang der gesamten Offshore-Wertschöpfungskette gegenüber der Konkurrenz aus Dänemark und den Niederlanden, hofft sie.
 Auch aus Sicht des Bundesverbands Windenergie (BWE) ist die Maßnahme von Bedeutung für die Entwicklung der gesamten Windenergiebranche. BWE-Präsidentin Bärbel Heidebroek begrüßt das Vorhaben der Bundesregierung als wichtiges Signal für den Windenergiestandort Deutschland. „Jetzt kommt es darauf an, die Regelung zügig und praxisnah umzusetzen“, forderte Heidebroek.

Hintergrund Tonnagesteuer

Fast alle der über 30 in deutschen Gewässern betriebenen Offshore-Windparks befinden sich in der sogenannten Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ, 200 Seemeilen-Zone). Auch das Gros des geplanten Offshore-Ausbaus findet dort statt. Da Schiffsbewegungen von deutschen Häfen in die AWZ und zurück nach aktuellem deutschen Recht nicht als internationaler Verkehr gelten, sind Schiffe im dortigen Einsatz für Versorgung, Bau, Betrieb und Wartung der Offshore-Windparks derzeit von der Tonnagesteuer ausgeschlossen. Die Anerkennung ist nach deutschem Steuerrecht jedoch eine Voraussetzung für die Ausweitung. 

Die Tonnagesteuer ist dabei keine Steuer im eigentlichen Sinne, sondern ein pauschales Gewinnermittlungsverfahren für Schifffahrtsunternehmen. Reedereien versteuern ihre Gewinne basierend auf der Schiffsgröße (Nettoraumzahl) statt des tatsächlichen Gewinns.

 
Im Juli 2025 exportierten die USA rund 212 Milliarden Kubikfuß an flüssigem Erdgas – LNG – nach Europa. Im Vergleich zum Vorjahresmonat waren die LNG-Exporte höher. Im Jahr 2021 waren die USA bereits der größte Lieferant von LNG für Europa. Der Statistik ist des Weiteren zu entnehmen, dass das Exportvolumen seit Beginn des Krieges in der Ukraine erkennbar zugenommen hat.

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 3,04 und 3,67 Euro das Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.
 

Besonders die Eskalation im Nahen Osten und die zeitweise eingeschränkte Schifffahrt durch die Straße von Hormus haben laut Bericht die Abhängigkeit vieler Volkswirtschaften von fossilen Energieträgern erneut sichtbar gemacht.

Unterbrechungen in Lieferketten, Preissprünge und wirtschaftliche Folgewirkungen traten in mehreren Regionen gleichzeitig auf. Damit zeigt sich nach Einschätzung des Berichts ein strukturelles Problem, das bereits seit den Ölkrisen der 1970er Jahre besteht: stark konzentrierte und international gehandelte fossile Brennstoffe erhöhen die Verwundbarkeit der Energiesysteme.

Vor diesem Hintergrund gewinne Windenergie als Bestandteil moderner Stromsysteme weiter an Bedeutung. Sie gilt laut Bericht als eine der wenigen erneuerbaren Technologien, die bereits heute in großem Maßstab verfügbar ist und zugleich geografisch flexibel eingesetzt werden kann. In vielen Ländern unterstützt sie den Ausbau industrieller Kapazitäten, die Digitalisierung und den wachsenden Bedarf an stabiler Stromversorgung.

Fortgesetztes Ausbautempo

Die Entwicklung im betrachteten Zeitraum zeigt eine fortgesetzte Expansion der installierten Leistung. Die weltweit installierte Windkraftkapazität stieg laut Global Wind Report auf 1,3 Millionen MW. Regierungen setzten zunehmend auf heimische erneuerbare Energien, um Importabhängigkeiten zu reduzieren und Versorgungssicherheit zu stärken. Insgesamt werden nach Angaben des Berichts inzwischen 138 Länder zumindest teilweise durch Windenergie versorgt.

Auch der Ausbau im Jahr 2025 verdeutliche die Dynamik des Sektors. In 57 Ländern wurden 28.395 Windkraftanlagen neu installiert. Der Schwerpunkt des Zubaus lag weiterhin auf Onshore-Projekten, die in vielen Märkten als wirtschaftlich besonders relevant gelten.

Regional treiben vor allem China, die USA und Indien den Ausbau voran. In diesen Ländern steigt der Strombedarf unter anderem durch industrielle Produktion, digitale Infrastruktur und neue Fertigungstechnologien. Der Bericht verweist darauf, dass insbesondere der Ausbau von Rechenzentren, elektrifizierten Prozessen und industrieller Automatisierung die Nachfrage nach zusätzlicher, verlässlicher Stromerzeugung erhöht.

Fossile Brennstoffe bleiben unsicher

Gleichzeitig bleibt der Markt von externen Faktoren beeinflusst. Volatile Preise für fossile Brennstoffe, Unsicherheiten bei Rohstoffkosten und logistische Engpässe wirken sich weiterhin auf Energieinvestitionen aus. Der Windsektor entwickelt sich laut Bericht dennoch stabil weiter, da Projekte zunehmend langfristig in nationale Energie- und Industriestrategien eingebunden werden.

Für die weitere Entwicklung nennt der Global Wind Report mehrere zentrale Bedingungen. Dazu zählen unter anderem der Ausbau von Netzinfrastruktur, schnellere Genehmigungsverfahren und stabile Investitionsrahmen. Nur wenn diese Faktoren zusammenspielen, könne der Ausbau in einem Tempo erfolgen, das mit der wachsenden Stromnachfrage Schritt hält.

Der Bericht ordnet den Windsektor damit als zunehmend systemrelevanten Bestandteil der globalen Stromversorgung ein. Er verbindet Energieerzeugung mit Fragen der industriellen Wettbewerbsfähigkeit und der Versorgungssicherheit in einem Umfeld, das weiterhin von geopolitischen Unsicherheiten geprägt bleibt.

Der Windkraft Report 2026 steht auf der Internetseite des GWEC zum Download bereit.

Die Partner schaffen damit eine Grundlage für die weitere Planung des Fernwärmenetzausbaus im Zentrum. Das Vorhaben soll zur strukturellen Umstellung der Wärmeversorgung beitragen und die Integration größerer Liegenschaften in das Netz ermöglichen.

Das Quartiersprojekt „Bremer Hof“ liegt in der Innenstadt der Hansestadt. Am Standort des heutigen Parkhaus Mitte solle ab 2027 ein gemischt genutztes Quartier mit Wohnen, Arbeiten, Kultur und öffentlichen Räumen entstehen. „Mit dem Ausbau der Fernwärme in der Bremer Innenstadt schaffen wir die Infrastruktur für eine klimaschonende Wärmeversorgung. Gerade größere Liegenschaften können damit ihren CO2-Ausstoß deutlich reduzieren“, wird Alexander Kmita in der Mitteilung zitiert, Geschäftsführer SWB Vertrieb. Der Bremer Hof sei dafür ein wichtiges Beispiel. 

Das geplante Konzept „Fernwärme Plus“ sieht eine Kombination aus Wärme- und Kälteversorgung vor. Dabei nutzen die Betreiber Abwärme aus der Kälteerzeugung für die Versorgung der Gebäude. In Zeiten mit hohem Kühlbedarf kann überschüssige Wärme in das Fernwärmenetz eingespeist werden. Dieses Modell zielt auf eine stärkere Nutzung vorhandener Energieflüsse im Quartier ab.

Ende 2026 soll den Angaben zufolge der Energiepark Hafen in Betrieb sein und das Kohlekraftwerk ersetzen. Kern des Energieparks ist ein neues Gaskraftwerk auf der Halbinsel Dradenau. „Sobald die Gas- und Dampfturbinenanlage reibungslos läuft und die Hamburgerinnen und Hamburger verlässlich mit Wärme versorgt, wird das Kraftwerk Wedel von den Hamburger Energiewerken nicht mehr für die Fernwärmeversorgung benötigt“, hieß es in der Mitteilung. 
Eine Sprecherin der Energiewerke betonte, dass das Heizkraftwerk Ende 2026 in die sogenannte Konservierung gehe. Von diesem Moment an sei es nicht mehr in Betrieb und verbrenne auch keine Kohle mehr. Es stehe jedoch weiterhin als Back-up für die neue Gas- und Dampfturbinenanlage zur Verfügung. Mit einem Aufwand von mehreren Wochen könnte es wieder angefahren werden. 

Wedel zählt zu den ältesten Kraftwerken Deutschlands 

Wedel zählt zu den ältesten Kraftwerken Deutschlands. Die Stadt Hamburg hatte das in den 1960er Jahren von den Hamburger Electricitäts-Werken (HEW) erbaute Kraftwerk 2019 im Zuge des Fernwärmerückkaufs vom Energiekonzern Vattenfall zurückerworben. Eigentlich sollte die Anlage schon 2013 abgeschaltet werden, was sich aber wegen immer wieder geänderter Pläne und der Übernahme durch die Stadt Hamburg wiederholt verzögerte. 

Der Energiepark Hafen ist den Angaben zufolge ein sogenannter modularer Erzeugerpark, der verschiedene klimaneutrale Wärmequellen wie Abwärme aus der Industrie und thermische Abfallverwertung sowie Abwasserwärme einbinden soll. Zentrale Komponente sei die neue Gas- und Dampfturbinen-Anlage, die im Kraft-Wärme-Kopplungs-Prozess betrieben werde. Als Brennstoff wird Erdgas genutzt werden. Es soll teilweise durch grünen Wasserstoff ersetzt werden können, sofern er verfügbar ist.

Konkret sind die Kosten für die Strombeschaffung – sie machen rund ein Drittel des Arbeitspreises aus – für die Vertragslaufzeit bis Ende 2030 festgelegt. Andere Preisbestandteile wie Steuern, Umlagen, Abgaben und Netzentgelte können sich hingegen weiterhin ändern, weshalb Naturstrom von einer eingeschränkten Preisgarantie spricht.

Laut Angaben auf der Unternehmenswebsite liegt der Grundpreis bei 13,90 Euro pro Monat, der Arbeitspreis beträgt 31,90 Cent/kWh. Der Tarif umfasst eine Mindestvertragslaufzeit bis zum 31. Dezember 2027, während die eingeschränkte Preisgarantie bis zum 31. Dezember 2030 reicht.

Wie bei allen Produkten des Anbieters stammt auch der Strom von „naturstrom fix 2030“ zu 100 Prozent aus einem Mix erneuerbarer Energien aus Deutschland. Bereits Anfang des Jahres hatte Naturstrom den Tarif „naturstrom fix“ eingeführt, der eine Festlegung der Strombeschaffungskosten bis Ende 2027 vorsieht. 

Ein weiteres Merkmal bleibt der zusätzliche Beitrag zur Energiewende. Pro verbrauchter Kilowattstunde fließt ein Cent in neue Projekte für erneuerbare Energien. Dieses Modell ist mit dem „Grüner Strom“-Label zertifiziert, das unter anderem von den Umweltverbänden BUND und Nabu getragen wird.

„Die aktuelle Energiekrise ist die zweite innerhalb weniger Jahre. Das verunsichert viele Verbraucher und Verbraucherinnen“, sagte Oliver Hummel, Vorstandsvorsitzender der Naturstrom AG. „Mit dem Tarif Naturstrom fix 2030 bieten wir all jenen ein attraktives Angebot, die sich mehr Planbarkeit und Sicherheit wünschen.“

Als Landesgruppenvorsitzender im Amt bestätigt wurde Dr. Jörg Teupen, Vorstand Technik und Personal der Stadtwerke Kiel AG. Er wird für die kommenden zwei Jahre auch weiterhin dem Fachvorstand Energie der Landesgruppe vorstehen.

Als Fachvorstandsvorsitzender Wasser wurde Torsten Fischer, Geschäftsführer der Stadtwerke Steinburg GmbH, bestätigt. Christian Meyer-Hammerström, Geschäftsführer der Osterholzer Stadtwerke GmbH & Co. KG, wurde als Vorsitzender des Fachvorstandes KMU bestätigt. Beide nehmen im neuen Vorstand auch die Funktion als Stellvertreter des Landesgruppenvorsitzenden wahr.

Teupen: „Die Veränderungen in der Energie- und Wasserwirtschaft bieten viele spannende Themen und Herausforderungen. Die Geschwindigkeit dabei ist hoch. In dieser Zeit ist der BDEW der Ort, an dem technische Realität, wirtschaftliche Vernunft und politische Zielsetzungen zusammengebracht werden. Nicht laut, nicht populistisch – sondern fachlich, belastbar und verantwortungsvoll.“

Strom: Leichter hat sich am Montag der deutsche OTC-Strommarkt gezeigt. Der Day-ahead kostete im Base 82,75 Euro je Megawattstunde und im Peak 51,00 Euro je Megawattstunde. Der Montag selbst war am Freitag an der Börse mit 96 Euro je Megawattstunde bewertet worden. Börslich wurden am Montag für die Grundlast 82,57 Euro ermittelt und für die Spitzenlast 50,79 Euro. Die Meteorologen von Eurowind erwarten für den zweiten Tag der Arbeitswoche 26,9 Gigawatt an Einspeiseleistung von Wind und Solar, für den Berichtstag hatte der Wetterdienst 30 Gigawatt vorhergesagt. Auch an den Folgetagen dürften laut den Meteorologen von Eurowind die Erneuerbaren-Einspeiseleistung recht hoch ausfallen. Für den Donnerstag prognostiziert Eurowind mit 37,6 Gigawatt den höchsten Wert im Wochenverlauf. Die Temperaturen sollen sich um das saisonale Durchschnittsniveau einpendeln.

Am langen Ende verlor das Frontjahr um 1,51 auf 88,21 Euro.

CO2: Schwächer haben sich die CO2-Preise am Montag präsentiert. Der Dec 26 zeigte sich gegen 13.25 Uhr mit einem Minus von 1,59 auf 75,87 Euro je Megawattstunde, weil Marktteilnehmer wegen der stockenden Friedensgespräche zwischen den USA und Iran wieder vermehrt auf Stagflationstendenzen als Folge des Kriegs abstellen. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 10,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 76,95 Euro, das Tief bei 75,61 Euro. Die Analysten von Vertis verweisen auf den Verfall von Optionen am Mittwoch und auf die Veröffentlichung des AcceleratorEU-Pakets als wichtige Termine in der laufenden Woche. Vertis rechnet mit einer Seitwärts-Aufwärts-Bewegung als wahrscheinlichste Entwicklung im Wochenverlauf und mit Widerstand um die Marke von 80 Euro.

Erdgas: Fest zeigte sich am Montag der europäische Erdgasmarkt. Der Frontmonat Mai am niederländischen TTF legte bis 13.25 Uhr um 1,300 auf 40,350 Euro je Megawattstunde zu. Am deutschen THE gewann der Day-ahead 1,950 auf 41,550 Euro. Händler verweisen auf die erneute Sperrung der Straße von Hormus durch Iran als Grund für die höheren Preise. Zudem haben die USA ein iranisches Schiff aufgebracht. Die Zugewinne sind jedoch limitiert. Zwar stehe Europa im Wettbewerb mit Asien um LNG, doch erweise sich die asiatische Nachfrage derzeit als gedämpft. Der Gasfluss aus Norwegen ist unterdessen deutlich vermindert und beträgt für den aktuellen Montag infolge geplanter Wartungsarbeiten in größerem Umfang nur recht schwache 303,5 Millionen Kubikmeter.