Die Zukunft der Gasnetze, die Rolle von Wärmepumpen, Wärmenetzen oder grünen Gasen müssen in nur noch 19 Jahren von Stadtwerken gelöst werden, um die Vorgabe der Klimaneutralität bis 2045 umzusetzen. Dem Fragendruck stellte sich der Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) Frank Wetzel auf der Tagung. „Die Forderung nach dem Ausbau erneuerbarer Energien im Zuge des Krieges in Nahost ist berechtigt, aber dies sowie der Netzausbau benötigen viel Zeit und Geld.“

Neue Kraftwerke seien ebenfalls nötig, weil sie als Grundlastlieferanten die Energiewende ermöglichen würden. Das Ziel der deutschen Klimaneutralität bis 2045 bleibe bestehen. Man müsse aber seine Verantwortung im Energiesystem mit den europäischen Nachbarn wahrnehmen. „Wir werden dafür noch lange Zeit Gas brauchen“, sagte Wetzel. 

Digitalisierung soll Kosten sparen 

Es gelte, Flexibilität voranzubringen, Voraussetzung dafür sei jedoch der schnelle Smart-Meter-Rollout, um Stromerzeugung und -verbrauch miteinander abstimmen zu können. Aus der Digitalisierung im Energiesystem erhofft sich das Ministerium bis zu 30 Prozent geringere Kosten für die Energiewende, so der Staatssekretär. Die Lösungen müssten aber jeweils vor Ort nach den regionalen Bedingungen gefunden werden.

Die Reform des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) zum (GMG) verteidigte er damit, dass die Akzeptanz in der Bevölkerung für die Wärmewende gesichert werden müsste. Er kündigte den Kommunen und ihren Stadtwerken weitere Unterstützung für die Wärmewende an. Dafür werde die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) weiterentwickelt, wofür auch aus dem Deutschlandfonds Stärkungen von Finanzinstrumenten mit der KfW gerade erarbeitet würden.

Es lägen im BEW bereits sechs Milliarden Euro Förderanträge vor, umriss Wetzel die Dimension. Für die bessere Finanzierungsbasis von Kommunen stimme sich das Bundesministerium mit den Ländern ab, das werde Thema der nächsten Energieministerkonferenz sein, kündigte er an. Abschließend appellierte er an die versammelten Stadtwerkevertreter, die nötigen Investitionen für die neue Infrastruktur jetzt mutig anzugehen, da sie den nächsten Generationen dienten. „Geben Sie sich einen Ruck“, appellierte Wetzel gegen weiteres Abwarten. 

In der anschließenden Diskussion musste er allerdings zugeben, dass wegen Uneinigkeit in der Regierungskoalition viele Vorgaben noch unklar sind. Die Biogastreppe werde erst in späteren Papieren geregelt, sagte Wetzel. „Wir wollen da keinen Fehler machen, auch in Bezug auf Wasserstoff, dessen Verfügbarkeit noch unklar ist.“ Er kündigte bis zur Sommerpause „Eckpunkte“ an, auch für den weiteren Umgang mit den Gasnetzen.

Stadtwerke am Ruder der Energiewende

„Wir stehen schon mitten im Markt und haben gestandene Teams, die Lösungen umsetzen“, sagte Dörte Schulte-Derne, Geschäftsführerin der Würzburger Versorgungs- und Verkehrs-GmbH. So seien die Brennstoffe für dieses Jahr in fast allen Stadtwerken bereits vertraglich gesichert, sodass die aktuellen hohen Gas- und Ölpreise im Zuge des Irankrieges nicht direkt durchschlagen. Die langfristige Arbeit ohne Spekulationen bewähre sich hier. 

Dennoch sei man wachsam gegenüber technischen und regulatorischen Änderungen, um darauf zu reagieren, versicherte sie. Ihr Unternehmen habe das energiewirtschaftliche Dreieck aus Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit und Bezahlbarkeit um die Akzeptanz ergänzt, die zuerst auch durch die Beteiligung und Zufriedenheit der Mitarbeitenden erreicht werden solle. 

Der Vorstand der Stadtwerke Hildesheim, Mustafa Sancar, betonte die Notwendigkeit, den Bürgern die Sicherheit zu geben, dass auch künftig ihre Energieversorgung gesichert ist. Dafür seien die Stadtwerke der Stabilitätsanker, der sie aber nur bleiben können, wenn sie weiter wirtschaftlich erfolgreich sind. Die vielfältigen Richtungsänderungen im politischen Rahmen seien dafür nicht hilfreich. Er wünsche sich von der Bundespolitik wenige klare Vorgaben, die Spielraum lassen für die Umsetzung gemäß den Bedingungen vor Ort.

„Wenige, klare Vorgaben“, wünscht sich auch Schulte-Demen sowie einheitliche Behördenportale. So müsse sie die Angaben über CO2-Emissionen aktuell in verschiedenen Excel-Formaten an vier verschiedene Stellen melden, was anachronistisch sei und unnötigen Aufwand erzeuge.

Barbie Kornelia Haller, Vizepräsidentin der Bundesnetzagentur, stellte in ihrem Beitrag die laufenden Verfahren NEST (Netzentgeltregulierung für Strom- und Gasnetze) und AgNes (Allgemeinen Netzentgeltfestlegung Strom) in den Mittelpunkt. Diese sollen künftig Leitplanken für Investitionen und Netzbetrieb setzen. Haller äußerte die Erwartung, dass die ersten Ergebnisse für mehr Orientierung im Markt sorgen, auch wenn nicht alle Akteure mit den Vorgaben zufrieden sein dürften.

Widerspruch kam aus der Praxis. Magdalena Weigel, Vorständin der N-Ergie AG, verwies auf Engpässe beim Netzausbau. In Nürnberg seien sehr viele PV-Anlagen installiert, die schnell ans Netz gebracht werden sollen. Der dafür nötige Netzausbau benötige sieben bis zehn Jahre, bis der Übertragungsnetzbetreiber Tennet neue Kupplungsstellen anbieten kann. 

Netzanschlüsse anders priorisieren

Vor diesem Hintergrund forderte Weigel Änderungen beim Netzanschluss. Das derzeitige Prinzip, nach dem Projekte in der Reihenfolge der Antragstellung angeschlossen werden (Windhundprinzip), führe zu Fehlsteuerungen. Netzbetreiber sollten den Zubau stärker nach verfügbaren Kapazitäten steuern können. Gleichzeitig verwies sie auf steigende Kapitalkosten, die nicht vollständig über Netzentgelte refinanziert würden.

Haller betonte, die konkrete Ausgestaltung der Netzanschlussverfahren solle grundsätzlich bei den Netzbetreibern liegen, solange diese diskriminierungsfrei ausgestaltet seien. Sie geht davon aus, dass sich branchenweit einige Standardmodelle etablieren und keine Vielzahl unterschiedlicher Verfahren entsteht.

Netzentgeltbefreiung für Batterien?

Auch Sven Becker, Sprecher der Geschäftsführung der Trianel, plädierte für Anpassungen. Baukostenzuschüsse könnten ein Instrument sein, um Investitionen gezielter zu lenken. Mit einer langen Übergangsphase könnten auch Einspeiseentgelte eingeführt werden. Strukturbrüche seien aber zu vermeiden, indem nachträglich die Befreiung von den Netzentgelten für Batteriespeicher zurückgenommen wird. „Das würde Geschäftsmodelle zerstören“, warnte er. 

Haller erwiderte, dass der Vorschlag zum Beenden der Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicher noch keine Festlegung sei. Es müssten aber viele Leistungsträger in die Finanzierung der Netze eingebunden werden. Haller will daher schnell eine Kapazitätsbepreisung einführen, damit Speicher netzdienlich gefahren werden und nicht Engpässe noch verstärken. Für die N-ergie sagte Weigel, es solle nicht so viele Änderungen und nicht so schnell geben, weil Investitionsentscheidungen der Unternehmen langfristig gelten und bei Unsicherheit eben nicht getroffen werden.
 
Eigenkapitalzins in Arbeit

Ihre Behörde will schnellere Prüfungs- und Umsetzungsprozesse erreichen, kündigte Haller an. Die versprochenen Opex-Faktoren wurden kürzlich als Positionspapier vorgelegt und gelten für alle Unternehmen. Sie würden nun in Zusammenarbeit mit den Bundesländern und nach Vorliegen der Effizienzwerte der Unternehmen festgelegt. „Die Berater der Stadtwerke könne jetzt schon rechnen für die Eigenkapitalverzinsung“, zeigte sich Haller überzeugt. So seien die Mittelwerte nach oben angepasst worden. 

Allerdings mache die Volatilität der Marktwerte es erforderlich, sie zeitnah zu bestimmen. Für Gas käme die Festlegung in diesem Jahr, für Strom im nächsten, versicherte sie. Die aktuelle Regulierungsperiode dauere ja noch fünf Jahre und gebe damit eine gewisse Planbarkeit. Die Bundesnetzagentur sieht sich dabei in einem Spannungsfeld zwischen Verbraucherschutz und Investitionsanreizen. Ziel sei es, sowohl bezahlbare Netzentgelte sicherzustellen als auch attraktive Rahmenbedingungen für Investitionen zu schaffen. Dies solle umgesetzt werden, versprach Haller.

Auslöser für die schwächere Prognose sind laut BMWE vor allem gestiegene Energie- und Rohstoffpreise infolge geopolitischer Spannungen. Insbesondere der Konflikt im Nahen Osten und die eingeschränkte Passage durch die Straße von Hormus hätten zu Engpässen geführt. Diese Entwicklung treffe sowohl Unternehmen als auch private Haushalte in Deutschland.

Energiepreise belasten Konjunktur

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) erklärte, der Krieg im Iran habe die Preise für Energie und Rohstoffe deutlich steigen lassen. „Das belastet die privaten Haushalte und erhöht die Kosten für die deutsche Wirtschaft“, sagte Reiche vor Journalisten in Berlin. Die erwartete wirtschaftliche Erholung werde dadurch erneut gebremst. Für das Jahr 2027 prognostiziert die Bundesregierung ein moderates Wachstum von 0,9 Prozent. Die Inflationsrate sieht das BMWE bei 2,7 Prozent für 2026 und 2,8 Prozent für 2027. 

Voraussetzung für diese Entwicklung ist laut Ministerium eine Entspannung der geopolitischen Lage im weiteren Jahresverlauf. Die Energiepreisentwicklung bleibe ein zentraler Unsicherheitsfaktor für die wirtschaftliche Perspektive. Erstmals ergänzt die Bundesregierung ihre Projektion deshalb um alternative Szenarien, die unterschiedliche Entwicklungen der Energiepreise berücksichtigen. Diese Simulationen sollen die Bandbreite möglicher wirtschaftlicher Verläufe abbilden.

Neben den Energiepreisen belasten auch strukturelle Faktoren die Konjunktur. Laut BMWE wirkt sich eine schwache Exportentwicklung dämpfend aus, unter anderem wegen sinkender Wettbewerbsfähigkeit und zunehmender Handelshemmnisse. Protektionistische Maßnahmen und eine stärkere Fragmentierung des Welthandels verschärfen diese Entwicklung.
 
Entlastungsmaßnahmen der Regierung

Die Binnennachfrage bleibt hingegen eine wichtige Stütze der Wirtschaft. Trotz Kaufkraftverlusten infolge höherer Energiepreise stabilisiert der private Konsum die Entwicklung. Steigende Realeinkommen tragen laut Bundesregierung dazu bei, die Nachfrage aufrechtzuerhalten.

Kurzfristig reagiert die Bundesregierung mit energiepolitischen Entlastungsmaßnahmen. Reiche verwies auf ein Kraftstoffmaßnahmenpaket sowie ein Energie-Sofortprogramm, mit denen Haushalte und Unternehmen unterstützt werden sollen. Diese Instrumente könnten die Belastungen abfedern, griffen jedoch nicht bei den strukturellen Ursachen, so die Ministerin.

Die Regierung setze auf weitere staatliche Impulse: Öffentliche Ausgaben, insbesondere für Infrastruktur und Verteidigung, sollen zur wirtschaftlichen Belebung beitragen. Auch die Bruttoanlageinvestitionen dürften durch fiskalische Maßnahmen angeregt werden.

Reformbedarf angehen

Langfristig sieht die Bundesregierung vor allem Reformbedarf bei den Energiekosten. Reiche betonte, dass eine wettbewerbsfähige Wirtschaft niedrigere Energiepreise sowie Entlastungen bei Steuern und Abgaben benötige. Auch den Abbau von Bürokratie versprach sie als Voraussetzung für mehr Investitionen.

Die weitere wirtschaftliche Entwicklung hängt nach Einschätzung des Ministeriums maßgeblich vom Verlauf der geopolitischen Konflikte und deren Auswirkungen auf die Energiemärkte ab. Entsprechend bleibt die Prognose mit erheblichen Unsicherheiten behaftet.

Deutschland, Bulgarien und Slowenien dürfen einen Industriestrompreis einführen. Die EU-Kommission hat die Subventionen in Milliardenhöhe zugunsten energieintensiver Betriebe in der letzten Woche genehmigt. Die Begründung fiel, wie gewohnt, ebenso phantasielos wie vorhersehbar aus: die von der Bundesregierung beantragte Beihilfe sei „erforderlich, geeignet und angemessen, um den Übergang zu einer klimaneutralen Wirtschaft zu beschleunigen“. Alleine in diesem Jahr hat die Kommission rund ein Dutzend solcher Beihilfen bewilligt. 

Die Zweifel an dieser Politik steigen jedoch mit jeder zusätzlichen Milliarde zulasten der Steuerzahler. Denn der Industriestrom ist nur eine von vielen Maßnahmen, mit denen die Klimaziele gerettet werden sollen, ohne die Industrie zu ruinieren. Und den Überblick darüber, welche Wirkungen jede Einzelne von ihnen in Verbindung mit den anderen entfaltet, hat auch die Kommission längst verloren. Sicher sind nur die verheerenden Folgen für die Staatsfinanzen. Eine energiepolitische Strategie ist, spätestens seit Ursula von der Leyen ihre zweite Amtszeit begonnen hat, nicht mehr erkennbar. 

Mit der Genehmigung des deutschen Industriestrompreises wird in Brüssel genauso weitergewurstelt wie in Berlin. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche feiert die Entscheidung der Kommission als „großen Erfolg und ein wichtiges Signal für den Industriestandort Deutschland“. Bis zu 9.500 Unternehmen könnten die Vergünstigung in Anspruch nehmen, die bei näherer Betrachtung nicht so üppig ausfällt. Denn bezuschusst wird nur der reine Strompreis. Im besten Fall müssen die Unternehmen für elektrische Energie nur noch 5 Cent/kWh bezahlen, hinzu kommen jedoch die Netzentgelte, Steuern und Abgaben. 

Die Beamten im Wirtschaftsministerium haben ausgerechnet, dass zum Beispiel ein Papierhersteller, der 400 GWh im Jahr verbraucht, durch den Zuschuss aus dem Klimatransformationsfonds mehr als acht Millionen Euro spart. Der Widerspruch der Papierindustrie ließ nicht lange auf sich warten: der Industriestrompreis entfalte für die Branche „keine relevante Entlastungswirkung“. Der Verband der chemischen Industrie(VCI) begrüßt zwar den guten Willen der Regierung, kommt aber zu dem Ergebnis: „Diese Entlastung ist zu gering.“ 

Zumal die Unterstützung der Steuerzahler mit neuen Auflagen daherkommen. Wer die Beihilfen in Anspruch nehmen will, muss einen Teil der Ersparnis in klimafreundliche Technik investieren und darüber natürlich penibel Buch führen. Der Rabatt auf den Strompreis wird außerdem nur auf die Hälfte des Stromverbrauchs gewährt, für die andere Hälfte kann man einen Antrag auf Strompreiskompensation stellen. 

Keine langfristige Perspektive

Der entscheidende Haken am Industriestrompreis ist aber, dass er der Wirtschaft keine Perspektive bietet. Er verschafft den Unternehmen eine kurzfristige Entlastung bis 2028, löst aber nicht das Problem der hohen Energiekosten. Insofern stellt sich die Frage, ob der Industriestrompreis einen Beitrag zur Transformation leistet oder eher das Gegenteil bewirkt. Investitionen in der Industrie oder der Energiewirtschaft amortisieren sich über Jahrzehnte. Wer nicht weiß, wie es in drei Jahren weitergeht, wird unter diesen Umständen kein Geld in die Hand nehmen – oder gleich außerhalb Europas investieren. 

Der Industriestrompreis ebenso wie die von Brüssel abgesegnete Subventionsorgie wären nur dann eine Brücke in die Zukunft, wenn die Unternehmen sicher sein könnten, dass Energie billiger wird – nicht weil der Staat drauflegt sondern weil die Kosten sinken. Die Kommission sieht den Ausweg vor allem in einer schnelleren Dekarbonisierung. Die triviale Erkenntnis, dass Wind und Sonne umsonst sind, reicht dafür nicht aus, wenn die nötigen Investitionen höhere Kosten versursachen als der Kauf von Öl, Gas und Kohle. 

Selbst beim Ökoinstitut bezweifelt man inzwischen, ob sich das von Brüssel anvisierte Tempo halten lässt: „Bis Ende der 2020er Jahre befinden sich die Unternehmen der Chemie- und Stahlbranche in einer Todeszone“, hat sein Forschungskoordinator, Felix Matthes, dieser Tage gegenüber dem Handelsblatt eingeräumt. Wenn sie die nächsten Jahre nicht überstünden, finde die Transformation gar nicht statt. 

Die EU ist in eine Schieflage geraten: weil sie die fossilen Energien schneller ersetzen will als ihre Konkurrenten, ist ihre Industrie nicht mehr wettbewerbsfähig. Das führt zu der paradoxen Situation, dass die Unternehmen Milliarden für Emissionsrechte bezahlen, die dann in Form von Subventionen vom Staat erstattet werden müssen. Eine Aussicht auf niedrigere Energiepreise hat Europa erst, wenn die EU die Abwärtsspirale durchbricht und zu einer auch gesamtwirtschaftlich rentablen Energieversorgung zurückkehrt.

Eine Revision vor dem Bundesverwaltungsgericht hat das OVG nicht zugelassen. Dagegen kann aber binnen eines Monats nach dem Urteil Beschwerde eingelegt werden. 

Die Erdgasförderung in der Nordsee aus einem grenzüberschreitenden Erdgasfeld auf niederländischem und deutschem Staatsgebiet rund 20 Kilometer vor Borkum, ist seit Jahren hochumstritten. 

In der Verhandlung warf die DUH dem LBEG unter anderem vor, die Auswirkungen der Gasförderung auf die Umwelt in deutschem Hoheitsgebiet nicht ausreichend nach deutschem Umweltrecht geprüft zu haben. So könnte der Bohrlärm etwa Schweinswale stören und das Produktionswasser der Bohrplattform, welches Schwermetalle wie Quecksilber enthalte, die Umwelt belasten. Laut DUH seien die Umweltauflagen im niederländischen Recht, beispielsweise zum Lärmschutz von Schweinswalen oder bei Grenzwerten von Schwermetallen, lockerer als die im deutschen Recht. 

„Ich bin davon überzeugt, dass es korrekt war, was wir gemacht haben“, beteuerte hingegen ein Justiziar des LBEG vor Gericht. Man habe die Auswirkungen des Bohrvorhabens auf deutsches Hoheitsgebiet geprüft, sie seien jedoch nicht in dem Ausmaß gewesen, dass das Vorhaben nicht genehmigungsfähig gewesen wäre. 

Dieser Einschätzung folgte auch der Senat bei seiner Entscheidung. In einer Mitteilung zur Urteilsbegründung teilte das Oberverwaltungsgericht mit, das Gericht sehe zwar das Risiko für Senkungen des Meeresbodens und Erdbeben infolge der Erdgasförderung, der Meeresnaturschutz und Schutzgebiete würden dadurch aber nicht maßgeblich beeinträchtigt, hieß es. 

Weitere Klagen laufen 

Die Umwelthilfe kündigte nach dem Urteil an, weiter gegen die Erdgasförderung auf See vorzugehen. Bis dahin wolle die Umwelthilfe ihre Klagen gegen die Gasbohrungen in den Niederlanden fortführen − denn auch dort läuft noch ein Gerichtsverfahren. Anfang Mai soll zudem noch eine weitere Klage der Stadt Borkum vor dem OVG Lüneburg verhandelt werden. 

Die Gerichtsentscheidung zur deutschen Genehmigung ist wichtig, da diese notwendig ist, um − so wie One-Dyas es plant − grenzüberschreitend Gas aus dem Erdgasfeld zu fördern. Das Landesbergbauamt hatte dem Unternehmen eine auf 18 Jahre befristete Genehmigung für die Bohrung und Gasförderung unter deutschem Meeresboden erteilt. Seit März 2025 bohrt One-Dyas bereits auf niederländischer Seite nach Gas. Auf deutscher Seite sei das bislang noch nicht passiert, sagte ein Sprecher des LBEG auf Anfrage. 

Umweltschutzverbände und Insulaner in Deutschland und in den Niederlanden lehnen das Projekt ab. Sie befürchten Umweltschäden für das benachbarte Unesco-Weltnaturerbe Wattenmeer und sehen Klimaschutzziele in Gefahr. Befürworter argumentieren dagegen, dass durch das zusätzliche, heimische Gas die Energiesicherheit gestärkt werde. 

Die Erdgasplattform vor Borkum soll im Regelbetrieb etwa zwei Milliarden Kubikmeter Erdgas pro Jahr produzieren. Das soll laut One-Dyas voraussichtlich im vierten Quartal 2026 noch vor Beginn des Winters so weit sein. Diese Menge entspreche 2,5 Prozent des deutschen Gasbedarfs. One-Dyas hat aber noch weitere Felder in der Nähe im Blick. Das Gesamtvolumen des sogenannten GEMS-Gebietes wird auf 50 Milliarden Kubikmeter geschätzt.

Dank eines von 140 auf 249 MW gestiegenen Volumens für Batteriespeicher-FPA – dies entspricht einer Verdopplung im Laufe von 12 Monaten – sei der Rückgang jedoch etwas gedämpft worden. Insgesamt 25 Batteriespeicher-Verträge mit einem Gesamtvolumen von 1.092 MW verzeichnet die Marktanalyse für 2025. Davon seien 843 MW als Vermarktungsvereinbarungen ohne Preisabsicherung abgeschlossen worden. Flexibility Purchase Agreements mit Preisabsicherung seien auf 249 MW gekommen. Dabei habe es sich überwiegend um sogenannte Tolling-Verträge gehandelt, bei denen der Speicherbetreiber dem Vermarkter gegen ein fixes Entgelt volle operative Freiheiten einräumt. Im Jahr 2024 waren es acht Speicher-Abnahme- und Vermarktungsvereinbarungen mit insgesamt 524 MW gewesen. Die Premiere hatte 2023 mit einem Vertrag über 22 MW stattgefunden.

Bei der Betrachtung einzelner Technologien fällt auf, dass bei Solar-PPA der stärkste Rückgang zu verzeichnen war. Von 1.300 MW fiel das Volumen auf 610 MW. Bereits Ende 2024 habe sich der Markt spürbar abgekühlt – ein Trend der sich über das folgende Jahr fortgesetzt habe. Erst am Ende von 2025 habe die Zahl der Abschlüsse wieder deutlich zugenommen. Eine stabilere Preisentwicklung sowie ein wachsender Konsens zur Handhabung der negativen Preise seien dafür verantwortlich. Die Preise in diesem Segment bewegten sich zwischen 35 und 45 Euro/MWh.
Offshore-Projekte in schwierigem Fahrwasser

Für Offshore-Wind-PPA stehen 240 MW zu Buche nach rund 400 MW im Jahr 2024. Insgesamt seien 2025 nur drei PPAs in diesem Segment veröffentlicht worden, davon zwei für neuentwickelte Projekte und eines für einen bereits errichteten Windpark. Es bleibe abzuwarten, ob die Projekte zu den erzielten Preisen wirtschaftlich umgesetzt werden können, schreiben die Analysten. Die Spanne hatte im vergangenen Jahr zwischen 65 und 75 Euro/MWh gelegen.

Aufwärts ging es dagegen bei Onshore-Wind-PPA. Die meisten Onshore-Projekte seien zwar durch das EEG gefördert. Im laufenden Jahr sei aber mit einer Belebung des PPA-Markts zu rechnen, insbesondere aufgrund der stark überzeichneten EEG-Ausschreibungen. Der nun beobachtete Anstieg sei vor allem auf Verträge mit kurzfristigen Laufzeiten von älteren Bestandsanlagen, die aus der EEG-Vergütung gefallen sind, zurückzuführen. Das kurzfristige Volumen geben die Analysten mit 580 MW an, das langfristige mit 170 MW. Die Preise reichten von 55 bis 65 Euro/MWh. Im Report für 2024 hatten die Autoren unter dem Stichwort „Potenzielles Marktvolumen“ darauf verwiesen, dass jährlich etwa 2.000 MW Wind-Onshore-Kapazität aus der EEG-Vergütung fallen.

Während im Onshore-Segment mit einer weiteren Zunahmen kurzfristiger PPA zu rechnen sei, gehen die Verfassen der Marktanalyse bei Offshore-Projekten nicht von einer Trendwende aus. Für neue Projekte bestehe weiterhin „keine preisliche Überschneidung zwischen Käufer und Verkäufer“.

Nachdem sich die Situation für Solar-Projekte Ende 2025 wieder stabilisiert habe, bleibe nun abzuwarten, ob ein weiterer Rückgang der sogenannten Capture Rates – sie beschreiben den tatsächlich erzielten durchschnittlichen Strompreis einer Anlage im Verhältnis zum durchschnittlichen Markpreis – begrenzt werden können. Da die Verknüpfung von PV-Projekten mit Batteriespeichern für die Marktteilnehmern zunehmend interessant werden, sei in diesem Segment durchaus mit einer Zunahme kombinierter Verträge zu rechnen. Darüber gehen die Analysten von einem weiterhin starken Wachstum bei Stand-alone-Speicherverträgen aus.

Die Internetseite der Marktoffensive Erneuerbare Energien weist derzeit 36 Mitglieder aus, darunter Energieversorger, Berater, Anwälte und Industrieunternehmen, wie BASF, Trimet und die Deutsche Bahn. Träger der Initiative sind die Deutsche Energie-Agentur (Dena) und die Deutsche Industrie- und Handelskammer (DIHK).

Die PPA-Marktanalyse 2025 steht auf der Website der Dena zum Download zur Verfügung.

Kern der Kooperation ist die Einführung einer wöchentlichen Auktion für Altholz. Baltpool soll diese Auktionen organisieren und durchführen, wie es weiter heißt. Die EEX will die dabei entstehenden Preisdaten nutzen, um einen Index zu berechnen. Dieser soll als Referenz für den deutschen Biomassemarkt dienen.

Baltpool betreibt nach eigenen Angaben seit mehr als zehn Jahren Biomassemärkte in den baltischen Staaten und in Skandinavien. Das Unternehmen entwickelt digitale Plattformen für standardisierte Handelsprozesse. Es gehört zum litauischen staatlichen Energiekonzern „EPSO-G“ und unterliegt der dortigen Regulierung.

Den geplanten Start der ersten Auktionen sehen die Partner für Ende 2026 vor. Beide verbinden mit dem Projekt die Erwartung, den bislang stark fragmentierten Markt stärker zu strukturieren. EEX-Chef Peter Reitz beschreibt den aktuellen Zustand des Biomassehandels als wenig standardisiert. Ein Großteil der Geschäfte werde bilateral abgewickelt. Die Handelsinfrastruktur von Baltpool könne hier zur Vereinheitlichung beitragen, erklärt er. Gleichzeitig sieht Reitz im Biomassemarkt eine wichtige Rolle für die Energiewende, die durch marktorientierte Instrumente unterstützt werden solle.

Auch Baltpool-CEO Andrius Smaliukas betont die Expansionsstrategie seines Unternehmens. Die Kooperation mit der EEX markiere einen nächsten Schritt, um die eigenen Marktlösungen in größeren und komplexeren Märkten einzusetzen. Gleichzeitig wolle Baltpool von der internationalen Reichweite und der Erfahrung der EEX profitieren.

Mehr Transparenz für Marktteilnehmer

Nach Angaben der Unternehmen soll ein organisierter Markt mehrere Effekte haben. Die Bündelung von Angebot und Nachfrage könnte die Liquidität erhöhen. Gleichzeitig sollen einheitliche Prozesse und digitale Abläufe den Handel vereinfachen und den administrativen Aufwand senken. Vor allem Betreiber von Altholzkraftwerken könnten von einer besseren Verfügbarkeit von Preisinformationen profitieren. Ein veröffentlichter Index würde erstmals eine transparente Preisreferenz für diesen Teilmarkt schaffen.

Darüber hinaus sehen die Partner Vorteile in der Standardisierung der Handelsprozesse. Diese könnten operative Risiken reduzieren und eine Skalierung des Marktes erleichtern. Damit zielt das Projekt auch auf eine breitere Nutzung von Biomasse im Energiesystem. Ob sich daraus ein liquider und breit genutzter Markt entwickelt, dürfte wesentlich davon abhängen, wie viele Marktteilnehmer sich an den geplanten Auktionen beteiligen.

Ulf Kerstin, Chief Commercial Officer bei RWE Supply & Trading, erklärte darin: „Batterien werden immer wichtiger für eine stabile Energieversorgung, und die virtuelle Batterie von Polarium verstärkt unser schnell wachsendes Portfolio an Batterien und Erzeugungsanlagen ideal. Durch die Zusammenarbeit bringen wir tausende kleinerer Speichereinheiten in den Flexibilitätsmarkt, wo sie dazu beitragen können, das Energiesystem robuster zu machen, zusätzlichen Wert zu schaffen und das System in Echtzeit im Gleichgewicht zu halten.“

Leif Ottoson, CEO von Polarium: „Diese Vereinbarung zeigt, wie dezentrale Batteriesysteme, die vornehmlich zur Absicherung von Infrastruktur eingesetzt werden, eine wichtige Rolle im Energiesystem übernehmen können. Indem wir tausende von Batterien über unsere Cloud-Plattform aggregieren, können wir einen Mehrwert generieren. Wir unterstützen damit die Integration erneuerbarer Energien und helfen, das Netz zu stabilisieren – während gleichzeitig die von unseren Kunden benötigte Verfügbarkeit gewährleistet bleibt. Die Partnerschaft mit RWE ermöglicht es uns, diese Flexibilität in großem Maßstab auf den Markt zu bringen.“ 

Polarium entwickelt derzeit ein Portfolio von in ganz Deutschland verteilten Batteriesystemen, die hauptsächlich der Absicherung dienen. Flexibilität, die nicht für Backup-Zwecke benötigt wird, wird virtuell in einer einzigen marktreifen Ressource zusammengefasst. Bis Ende 2026 soll die virtuelle Batterie mindestens 50 MW/135 MWh aus mehr als 1.600 verteilten Systemen umfassen. 

Diese Kapazität steht RWE im Rahmen einer Multiasset-Tolling-Vereinbarung zur Verfügung. Polarium gewährt Zugang zu aggregierter Flexibilität für die Kommerzialisierung in allen relevanten Flexibilitätsmärkten, während RWE sich mit der Plattform verbindet, um die kombinierte Kapazität zu nutzen und zu optimieren. Im Gegensatz zu herkömmlichen Tolling-Strukturen, die typischerweise einen einzelnen großen Speicher umfassen, bündelt dieser Ansatz zahlreiche verteilte Systeme über die Cloud und erhöht so Flexibilität und Skalierbarkeit.

Zuvor hatte der kasachische Energieminister Jerlan Akkenschenow erklärt, Russland habe den Öl-Transit über die Pipeline Druschba und weiter zur PCK-Raffinerie in Schwedt mit Null eingeplant. Er mutmaßte, dass das mit den jüngsten ukrainischen Angriffen auf Anlagen der russischen Ölindustrie zusammenhänge. 

Wirtschaftsministerin: alternative Lieferwege 

Sollte Öl aus Kasachstan länger ausfallen und nicht ersetzt werden können, könnte die Auslastung der Raffinerie spürbar sinken. Der PCK-Betriebsratsvorsitzende Danny Ruthenburg sagte der Deutschen Presse-Agentur: „Das wäre echt schlimm für die PCK, dann fallen wir auf 65 Prozent Auslastung. Dann kriegen wir ein großes Problem.“ Zuletzt hieß es, die Auslastung liege bei rund 85 bis 90 Prozent. 

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) sagte, sie gehe davon aus, dass die Produktion in Schwedt aufrechterhalten werden könne. Es gehe aber noch um Details. Das Ministerium sei in einem intensiven Austausch mit der Geschäftsführung. Konkret gebe es etwa alternative Lieferwege über die Häfen von Danzig und Rostock.

Letztlich sei durch das Ausbleiben der kasachischen Öllieferungen an die PCK-Raffinerie die Versorgungssicherheit mit Mineralölprodukten in Deutschland nicht gefährdet, betonte ein Sprecher des Wirtschaftsministeriums. Selbst dann, wenn die PCK Schwedt mit einer geringeren Kapazitätsauslastung fahren müsse. 

Der Bauindustrieverband Ost befürchtet Engpässe bei Bitumen. „Nach Einschätzung unserer Mitgliedsunternehmen wird es mit großer Wahrscheinlichkeit zumindest kurzfristig zu Versorgungsengpässen bei Bitumen in unserer Region kommen“, sagte Hauptgeschäftsführer Robert Momberg. Jede Störung bei der Raffinerie in Schwedt wirke sich unmittelbar auf den Markt aus. 

Die Unternehmen in der Bauindustrie klagen ohnehin über einen gestiegenen Preisdruck auch als Folge des Irankrieges und der angespannten Situation rund um die Straße von Hormus. Der Bitumenpreis stieg laut Verband von Februar auf März um 36 Prozent.

Dem Bundeswirtschaftsministerium zufolge prüft Rosneft Deutschland derzeit die Auswirkungen. Die unter Treuhand stehende deutsche Tochter der russischen Rosneft sei sich dabei ihrer Verantwortung für den Standort bewusst und werde seine Verpflichtungen einhalten. „Gleichzeitig werden vorhandene Spielräume ausgenutzt, um die Versorgungssicherheit in Deutschland zu gewährleisten.“ 

Auch nach Angaben der Bundesnetzagentur bleibt die Versorgung bei einem möglichen Transitstopp gesichert. „Nicht ausgeschlossen werden können aber regionale Preiseffekte“, teilte die Behörde mit. Die PCK selbst wollte sich nicht zu dem drohenden Transitstopp äußern und verwies auf die Gesellschafter.

Ein Sprecher von Rosneft Deutschland hatte am Dienstag gesagt: „Wir müssen prüfen, wie wir gegebenenfalls Ersatzlieferungen sicherstellen können, damit die PCK weiterhin voll produzieren kann.“ Es sei keine unlösbare Situation für die PCK eingetreten. 

Die Ölraffinerie PCK im Nordosten Brandenburgs bezieht kein russisches Öl mehr, erhält aber über die Druschba-Pipeline, die durch Russland verläuft, Öl aus Kasachstan. Dieses Öl ist wichtig, um die Auslastung der Raffinerie hochzuhalten. Zudem kommt Rohöl über eine Pipeline von Rostock nach Schwedt. 

Öl nach Ungarn fließt wieder

Gleichzeitig ist der Abschnitt der Druschba-Pipeline, der russisches Öl über Belarus und die Ukraine nach Ungarn transportiert, wieder in Betrieb gegangen. „Nach den uns vorliegenden Informationen hat die Öldurchleitung über die Druschba-Pipeline heute um 11.35 Uhr von Belarus in Richtung Ukraine wieder begonnen“, ließ der ungarische Minister für EU-Angelegenheiten, Janos Boka, am Mittwoch verlauten. 

Die Pipeline war nach einem russischen Drohnenangriff auf eine Pumpstation in der Westukraine Ende Januar beschädigt worden. Ungarns Ministerpräsident Viktor Orban hatte das in Zweifel gezogen und die Ukraine beschuldigt, die für Ungarn wichtigen Öllieferungen aus Russland willkürlich abgestellt zu haben. Beweise legte er dafür keine vor.

Rotoren von Offshore-Windkraftanlagen können heute Durchmesser von mehr als 200 Metern erreichen. Mit der Größe aber steigen die mechanischen Belastungen: inhomogene Windfelder und Turbulenzen wirken auf die Bauteile. Die dadurch verursachten Verformungen lassen das Material ermüden, wodurch Risse oder sogar Brüche entstehen können.

Bisherige Modelle gehen vereinfachend davon aus, dass Windböen gleichmäßig auf die gesamte Rotorfläche wirken. Diese Annahme erweist sich den Forschenden zufolge aber insbesondere für große Anlagen als unzureichend. Sie gehen davon aus, dass kleinräumige Turbulenzen entscheidend für Verformungen und daraus resultierende Schäden sind und schlagen in drei Publikationen ein neues Maß für die Wirkung lokaler Böen vor.

Belastungsmessung anhand des Druckschwerpunktes

Die Belastung beschreiben sie anhand des sogenannten Druckschwerpunktes. „Ist die Windströmung gleichmäßig, liegt der Druckschwerpunkt genau in der Mitte der Rotorfläche“, erklärt Prof. Dr. Joachim Peinke vom Zentrum für Windenergieforschung – Forwind, dem gemeinsamen Zentrum für Windenergieforschung der Universitäten Oldenburg, Hannover und Bremen. Erfasse jedoch eine Windböe nur einen Teil der Rotorfläche, bewege sich der Druckschwerpunkt vom Zentrum weg, wodurch sich die Rotorblätter dort stärker verbiegen und ein Drehmoment auf die Gondel der Anlage entstehe.

Die neu entwickelte Methode basiert auf der Kombination historischer Messdaten aus dem in den 1980er Jahren durchgeführten „GROWIAN“-Projekt mit aktuellen Betriebsdaten moderner Anlagen. Daraus rekonstruierten die Forschenden Windfelder und führten aeroelastische Simulationen durch, die Strömung und Strukturverformung gekoppelt abbilden. Ergänzend validierten sie den Ansatz mit numerischen Strömungssimulationen. 

Da hochaufgelöste Simulationen nur begrenzte Zeiträume abdecken können, entwickelten die Forschenden zusätzlich ein stochastisches Modell des Druckschwerpunkts. Dieses soll Langzeitsimulationen über mehrere Jahre ermöglichen und damit die Auslegung von Anlagen verbessern. 

Die Ergebnisse zeigen auch Defizite bestehender Steuerungssysteme: Starke Belastungsereignisse bei Verschiebung des Druckschwerpunkts in den äußeren Rotorbereich werden derzeit nicht erfasst. Künftige Regelstrategien könnten hier ansetzen, um Lastspitzen zu reduzieren. Auch für die Auslegung von Windenergieanlagen können die Erkenntnisse relevant sein, da sie Unsicherheiten in der Lebensdauerabschätzung verringern können. 

Die Arbeiten entstanden im Projekt PASTA (Präzise Auslegungsmethoden von komplex gekoppelten Schwingungssystemen moderner WEA in turbulenter Anregung), das über dreieinhalb Jahre vom Bundeswirtschaftsministerium gefördert wurde.

 
Die Statistik zeigt den Umsatz der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber im Jahr 2024. Die Übertragungsnetzbetreiber sind für die Infrastruktur der überregionalen Stromnetze verantwortlich. Im Jahr 2024 erwirtschaftete Tennet einen Umsatz in Höhe von knapp zehn Milliarden Euro.

Aber auch Enervie spüre die Auskwirkungen des Irankrieges, der die Gas- und Strompreise an den Energiehandelsmärkten hat sprunghaft ansteigen lassen. Aufgrund einer langrfristigen Beschaffungsstrategie können die Preise jedoch derzeit „für die Bestandskunden stabil“ gehalten werden, sagte Höhne. Auch sei die Enervie weiterhin „mit einem angepassten Pricing im Neukundenvertrieb aktiv“, so der Vorstandssprecher. Einige Energieanbieter am Markt hätten dies hingegen bereits eingestellt. 

Hohe Deckungsbeiträge aus der Gas- und Dampfturbinenanlage in Herdecke sowie dem Pumpspeicherwerk Rönkhausen prägten das Ergebnis. Der Vertrieb erreichte ebenfalls ein stabiles Resultat. Im abgelaufenen Geschäftsjahr erzielte die Enervie Gruppe ein fast unverändertes Ergebnis vor Steuern von 64,1 Millionen Euro im Vergleich zum Vorjahr, wo das Ebt bei 64,4 Millionen Euro lag. Die Umsatzerlöse beliefen sich 2025 auf rund 1,14 Milliarden Euro und waren damit niedriger als im Vorjahr 2024 mit 1,45 Milliarden Euro. Die Umsatzerlöse sind zwar gesunken. Dies ist laut Höhne jedoch auf geringere Handelsmengen und gesunkene Preise zurückzuführen. 

Der Gas- und Stromabsatz fiel entsprechend der geringeren Handelsmengen der Gruppe zurück. Im vergangenen Geschäftsjahr 2025 lieferte die Enervie Gruppe 
mit den beiden Tochtergesellschaften Mark-E und Stadtwerke Lüdenscheid für die Versorgung der fast 400.000 Energiekunden sowie Energiehandelspartner rund 3 Milliarden kWh Strom und damit weniger als im Vorjahr mit 4,5 Milliarden kWh. Auch beim Gas sank der Absatz von 3,4 Milliarden kWh im Jahr 2024 auf rund 2,8 Milliarden kWh. Der Wärmeabsatz blieb stabil bei 59 Millionen kWh.
Investitionen in Netze, Speicher und Erneuerbare

Die Netzgesellschaft „ENERVIE Vernetzt“ investierte rund 100 Millionen Euro in Strom-, Gas- und Wassernetze. Für 2026 plant das Unternehmen eine Erhöhung auf etwa 130 Millionen Euro. „Mit Wirkung zum 1. Januar 2026 hat Enervie Vernetzt das zuvor bereits über einen Pachtvertrag betriebene Stromnetz der Stadtwerke Plettenberg gekauft. Im Messstellenbetrieb hat Enervie Vernetzt mittlerweile über 6.000 intelligente Messsysteme eingebaut“, so Vorstandsmitglied Volker Neumann. Damit sei die von der Bundesnetzagentur vorgegebene Einbauquote von 20 Prozent deutlich überschritten. 

Auch der Ausbau der erneuerbaren Energien schreitet bei der Enervie voran: Im Bereich Windenergie beteiligte sich die Tochtergesellschaft Mark-E am Windpark Rafflenbeul. Weitere Projekte in Lüdenscheid-Kälberberg und Hagen-Mollberg befinden sich in der Umsetzung oder Planung. Auf dem Gelände des ehemaligen Kohlekraftwerks Cuno entsteht eine Photovoltaikanlage. Für das Areal in Werdohl-Elverlingsen, Standort eines ehemaligen Kohlekraftwerks, prüft Enervie zudem die gewerbliche und energiewirtschaftliche Nachnutzungen, darunter Batteriespeicher.

Elektromobilität und Kooperationen im Nutzfahrzeugbereich

Enervie entwickelte gemeinsam mit Partnern ein digitales Werkzeug zur Planung von Ladeinfrastruktur. Kommunen und Unternehmen sollen damit künftig Standorte bewerten und vorschlagen. Im Segment Nutzfahrzeuge kooperiert das Unternehmen mit der Jürgens Gruppe. Ziel ist der Aufbau von Ladeinfrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge in Nordrhein-Westfalen. 

Das Unternehmen will auch weiterhin auf solche regionale Projekte, den Netzausbau und den Ausbau erneuerbarer Erzeugung setzen. Parallel treibt Enervie die Digitalisierung und Automatisierung voran, unter anderem im Kundenservice. Die Zahl der Beschäftigten stieg auf 1.263. Die Erhöhung resultiert insbesondere aus dem Betriebsübergang der Stadtwerke Hemer und dem Personalaufbau im Netzservice.

Der Vorstand von Enervie erwartet weiterhin stabile wirtschaftliche Ergebnisse und geht auch in den nächsten Jahren von Jahresergebnisses vor Steuern oberhalb von 60 Millionen Euro aus. Parallel dazu erhöht das Unternehmen die Investitionen mit Fokus auf Maßnahmen der Energiewende. Dazu zählen der Ausbau erneuerbarer Erzeugungskapazitäten sowie die Entwicklung und Integration von Speicherlösungen. Im Geschäftsfeld Erzeugung geht man weiterhin von konstanten Einnahmen aus.

Zwar führe dies vorerst zu höheren Erlösen bei den Stromerzeugern: „In Österreich werden diese Mehreinnahmen aber als sogenannte Übergewinne vom Staat abgeschöpft, sei es, um Kundengruppen wie die Industrie oder sozial Schwache zu unterstützen, sei es, um das Budget zu sanieren. Und die Diskussionen über entsprechende Eingriffe dürften noch intensiver werden.“ 

Dies mache es für das Verbund-Management noch schwieriger, die künftigen Erlöse des Unternehmens abzuschätzen: „Wir müssen daher gewissermaßen auf Sicht fahren und uns genau überlegen, welche Investitionen wir tätigen und welche Personalmaßnahmen wir setzen.“ Grundsätzlich halte der Verbund aber an seiner Drei-Säulen-Strategie fest. Dies bedeute erstens, in den „Kernmärkten“ Österreich und Deutschland weiter entlang der gesamten Wertschöpfungskette von der Erzeugung über den Netzbetrieb bis zur Versorgung von Kunden von der Industrie bis zu den Haushalten tätig zu bleiben. Zweitens baue der Verbund seine Erzeugungskapazitäten im Bereich der erneuerbaren Energien weiter aus, sowohl in den beiden „Kernmärkten“ als auch darüber hinaus, konkret in Rumänien, Spanien und Italien. Die Wasserkraft, die über 90 Prozent der Stromerzeugung des Verbunds ausmacht, wird laut Strugl „auch künftig unsere Kerntechnologie bleiben“. Drittens halte der Konzern daran fest, im Wasserstoffgeschäft tätig zu werden, wenn auch in abgeänderter Form. 

Verzögerungen bei Wasserstoff 

Strugl erläuterte, der Verbund habe seine Aktivitäten hinsichtlich der Bereitstellung von grünem Wasserstoff „noch einmal sehr genau angesehen. Es gibt Verzögerungen. Die Zahlungsbereitschaft der Industrie ist noch nicht vorhanden. Daher ist das Wasserstoffgeschäft eine längerfristige Perspektive. Wir glauben grundsätzlich, dass die Wasserstoffwirtschaft kommen wird und wollen dabei sein, wenn das geschieht. Aber es verschiebt sich zeitlich nach hinten“. Daher beschränke sich der Verbund vorerst auf kleinere Projekte in Österreich, die sich dank staatlicher Förderungen rechnen. Größere Vorhaben halte er dagegen zurück, wie dies auch andere Unternehmen täten. 

Die ehemalige Enercity-Chefin Susanna Zapreva, die im Verbund-Vorstand für das Wasserstoffgeschäft zuständig ist, präzisierte, unter anderem treibe der Verbund die mit 100 Millionen Euro geförderte Errichtung eines 20-MW-Elektrolyseurs beim Salzburger Zellstoffkonzern Austrocel weiter voran. Die Anlage soll noch heuer in Betrieb gehen und kann rund 2.600 Tonnen grünen Wasserstoff pro Jahr für die Methanolherstellung erzeugen.

Vorerst „nicht im Fokus“ hat der Verbund dagegen den Bau eines 300-MW-Elektrolyseurs in Nickelsdorf an der burgenländisch-ungarischen Grenze. Dieses im Juli 2022 angekündigte Vorhaben wollte der Konzern mit der Burgenland Energie umsetzen. Geplant war, noch heuer rund 9.000 Tonnen grünen Wasserstoff zu erzeugen – eine Menge, die bis 2030 auf 40.000 Tonnen pro Jahr ansteigen sollte. Laut Zapreva fehlt es aber an Förderungen und regulatorischen Rahmenbedingungen: „Wir verfolgen dieses Projekt daher nicht.“ 

Aus dem Umfeld des Verbunds erfuhr die Redaktion am Rande der Hauptversammlung, dass die Verzögerungen beim Aufbau des Wasserstoffgeschäfts auch personelle Folgen haben: Von den diesbezüglich Beschäftigten werde voraussichtlich ein mittlerer zweistelliger Prozentanteil abgebaut. 

Ärgernis „Übergewinn“-Abschöpfung 

Intensiv befassten sich die Aktionärsvertreter bei der Hauptversammlung mit der von Generaldirektor Strugl angesprochenen staatlichen Abschöpfung sogenannter Übergewinne, die sie als nicht nachvollziehbares Ärgernis kritisierten. Laut Verbund-Finanzchef Peter Kollmann musste der Konzern 2025 dafür 136 Millionen Euro aufwenden.

Heuer dürfte sich dies dagegen vermeiden lassen: Kollmann zufolge kann der Verbund umfassende Investitionen in den Ausbau der erneuerbaren Energien geltend machen. Laut den rechtlichen Vorgaben reduzieren derartige Aufwendungen die „Übergewinn“-Abschöpfung: „Voraussichtlich können wir heuer genug Investitionen vorweisen, um keine Übergewinnsteuer zahlen zu müssen.“

Wie die Verwaltungsspitze der Großen Kreisstadt am Südrand des Schwarzwalds mitteilt, habe es unterschiedliche Auffassungen über die strategische Ausrichtung der Stadtwerke gegeben. Die Nachfolge ist noch nicht geregelt. Für den Übergang übernehmen „die Führungskräfte“ der Stadtwerke, heißt es in der Mitteilung. Dazu zählen als Prokuristen Andreas Rutschmann und Thomas Schilling.

Wirtschaftliche Gründe sollen keine Rolle bei der Auflösung des unbefristeten Vertrags gespielt haben. „Es gibt keine akute Schieflage“, so eine Sprecherin der Stadt auf Anfrage dieser Redaktion. Die Entwicklung erfordere aber „weiterhin umsichtiges und strategisches Handeln, um die Stabilität langfristig zu sichern“.

Oberbürgermeister Martin Gruner (parteilos) wird in seiner Antwort etwas konkreter und spricht von „einer notwendigen Transformation“. Die verbliebene Stadtwerke-Führung und eine externe Beratungsfirma sollen zunächst die bestehenden Strukturen analysieren und dann Konzepte vorbereiten. Über mögliche Umstrukturierungen könne die Rathausspitze aktuell keine Aussage treffen.

Umbauphase „mit steigenden Anforderungen“

Siegfried Pflüger hatte den Versorger in schwierigen finanziellen Zeiten übernommen. Im ersten Jahr unter seiner Führung, 2020, stand ein Minus von mehr als 300.000 Euro zu Buche, dieses wandelte sich in den beiden Folgejahren in Gewinne von rund 393.000 Euro und 468.000 Euro. Nach 76.000 Euro (2023) fiel der Überschuss auf 11.000 Euro. Für 2025 hatte Siegfried Pflüger ein Plus von 36.000 Euro eingeplant.

Die Stadtwerke seien „grundsätzlich wirtschaftlich gesund“, so die Stadt. Sie befänden sich – wie andere Versorger auch – allerdings in einer Phase des Umbaus mit steigenden Anforderungen und Investitionen. Die Stadtwerke versorgen Waldshut-Tiengen mit Strom und Wärme. Darüber hinaus zählen die Schifffahrt auf dem Rhein, der Betrieb einiger Bäder und Telekommunikationsangebote zum Portfolio des Unternehmens.

Reiners war seit September 2025 als operativer Leiter im Unternehmen tätig. In dieser Funktion verschaffte er sich einen Überblick über die internen Abläufe sowie die technischen und kaufmännischen Prozesse. Die Bestellung in die Geschäftsführung folgt nun auf diese Einarbeitungsphase. Nach seinem Studium der Elektrotechnik wie auch seiner vorherigen Ausbildung zum Diplombetriebswirt, arbeitete Reiners in verschiedenen Bereichen der Energiebranche und übernahm dabei bereits Führungsverantwortung.

​Klare Aufgabenteilung in der Führung

Wolfgang Geisinger übernimmt die Rolle des Sprechers der Geschäftsführung und konzentriert sich künftig stärker auf die strategische Entwicklung, teilte das Unternehmen weiter mit. Dazu zählen insbesondere langfristige Investitionsentscheidungen und die Positionierung im Wärmemarkt.

Christoph Reiners verantwortet die operativen Aufgaben. Dazu gehören die Steuerung des laufenden Geschäftsbetriebs sowie die Leitung des Vertriebs. Mit dieser Aufteilung reagiere das Unternehmen auf steigende Anforderungen im Zuge des Ausbaus der Wärmeversorgung durch Tiefengeothermie.

Strom: Der deutsche OTC-Strommarkt hat sich zur Wochenmitte fester gezeigt. Der Day-ahead allerdings sank in der Grundlast um 14,50 auf 65,50 Euro je Megawattstunde und in der Spitzenlast um 17,50 auf 21,25 Euro je Megawattstunde. An der Börse kostete der Donnerstag 64,21 Euro im Base und 20,92 Euro im Peak. Händler führten die Abschläge für den Day-ahead auf die höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung zurück. Insbesondere die Solareinspeiseleistung bewegt sich derzeit auf Rekordniveau. An der Börse wurden daher für den Zeitraum von 10.15 Uhr bis 17.00 Uhr negative Preise auf Viertelstundenbasis ermittelt. Der niedrigste Preis fiel mit minus 56,95 Euro für die Viertelstunde von 13.45 Uhr bis 14.00 Uhr an.

Laut den Meteorologen von Eurowind soll die Einspeiseleistung von 29 Gigawatt am Berichtstag auf 39 Gigawatt am Donnerstag steigen. Auch für die kommenden Tage ist laut Eurowind mit hohen bis sehr hohen Werten zu rechnen. Die Temperaturen dürften allenfalls leicht ab Sonntag zurückgehen.

Am langen Ende legte das Frontjahr dank festerer Notierungen für Gas und Öl um 2,17 auf 90,32 Euro zu.

CO2: Die CO2-Preise haben sich am Mittwoch etwas leichter gezeigt. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.27 Uhr 0,31 auf 75,39 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt nur schwache 7,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 76,19 Euro, das Tief bei 74,92 Euro. Die Bundesregierung hat ihre Wachstumsprognose für das laufende Jahr angesichts des Irankriegs unterdessen halbiert. Das Bruttoinlandsprodukt werde 2026 nur um 0,5 Prozent zulegen, heißt es in der gerade von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) vorgestellten Frühjahrsprojektion.

Die Nettolongpositionen am CO2-Markt zogen in der Vorwoche um 6,7 Millionen Tonnen auf 41,4 Millionen Tonnen an und verzeichneten damit das dritte wöchentliche Wachstum in Folge.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Mittwoch etwas fester gezeigt. Der Frontmonat Mai am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.26 Uhr 0,250 auf 42,700 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE kletterten die Preise um 0,600 auf 43,200 Euro. Die europäischen Erdgaspreise reagierten zunächst mit Abschlägen auf die Verlängerung des Waffenstillstands mit Iran durch die USA, legten dann aber wieder etwas zu.

Händler verminderten unterdessen ihre Positionen und ihr Gesamtengagement am Markt. Derzeit profitiert Europa von einer schwächeren Nachfrage aus Asien, insbesondere aus Indien und China. „Höhere Preise und Versorgungsengpässe führen in vielen Ländern zu Nachfragerückgängen“, so die Analysten. „Der gleitende 30-Tage-Durchschnitt für Lieferungen in die Region ist im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um rund 15 Prozent gesunken“, so die Analysten der ANZ.