Hintergrund der Debatte ist der Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) zur Änderung des Wärmeplanungsgesetzes. Dieses sieht eine Abschwächung der Vorgaben für kleinere Kommunen vor sowie weniger Verbindlichkeit der erstellten Wärmepläne. Parallel plant die Bundesregierung eine Reform der Vorgaben für neue Heizungen. Künftig sollen unter anderem eine überarbeitete „Bio-Treppe“ sowie Quoten für grüne Gase und grüne Heizöle gelten.

VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing sagte, Kommunen mit begrenzten Ressourcen erhielten dadurch bessere Möglichkeiten, ihre Wärmeplanung umzusetzen. Zugleich fordert der Verband eine schnelle gesetzliche Absicherung der Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW). Union und SPD hätten dies bereits im Koalitionsvertrag sowie im Eckpunktepapier zum geplanten Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) angekündigt.

Auch der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) unterstützt die geplante Fortführung der kommunalen Wärmeplanung. Entscheidend seien jedoch belastbare Wärmepläne und eine gesicherte Finanzierung der Umsetzung.

Regelwerke besser abstimmen

Kritisch sieht der VKU das Zusammenspiel zwischen Wärmeplanungsgesetz und Gebäudemodernisierungsgesetz. Neue Vorgaben wie die sogenannte „Bio-Treppe“ oder Quoten für grüne Energieträger dürften den Ausbau von Wärmenetzen nicht behindern, erklärte Liebing. Beide Regelwerke müssten eng aufeinander abgestimmt werden.

BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae bezeichnete die Wärmeplanung als zentrales Instrument für die Wärmewende vor Ort. Sie könne Investitionen in moderne Infrastrukturen anstoßen und die Versorgungssicherheit stärken. Nach Einschätzung des BDEW dürfe die Verbindlichkeit der Wärmeplanung nicht abgeschwächt werden.

Andreae erklärte zugleich, kleinere Kommunen müssten stärker unterstützt werden, damit sie Wärmepläne erstellen können. Zudem müsse die Infrastrukturplanung für Strom-, Gas- und Wärmenetze besser miteinander verzahnt werden. Der BDEW fordert darüber hinaus eine Weiterentwicklung des Wärmeplanungsgesetzes hin zu einer integrierten Energieinfrastrukturplanung. Diese müsse laut Andreae stärker mit Netzentwicklungsplänen für Strom und Gas sowie mit Transformations- und Dekarbonisierungsfahrplänen abgestimmt werden.

Kommunen skeptisch

Mehrere Kommunen sehen diese Pläne kritisch. Laut Presseberichten warnen Städte vor steigenden Kosten und Unsicherheiten für Verbraucherinnen und Verbraucher. Die Stadt Essen erklärte, die bisherige 65-Prozent-Regel im Gebäudeenergiegesetz (GEG) für erneuerbare Energien habe sich grundsätzlich bewährt. Die Einführung von Grüngasquoten sei dagegen mit Risiken verbunden, da Verfügbarkeit und Preisentwicklung grüner Gase schwer kalkulierbar seien.

Eine stärkere Technologieoffenheit könnte Investitionen in klimafreundliche Lösungen verzögern. Hinzu kommen Zweifel an der ausreichenden Verfügbarkeit klimaneutraler Gase. Ein Fachbericht des Umweltbundesamtes aus dem Jahr 2025 beziffert die Biomethan-Einspeisung in Deutschland für 2023 auf rund 10,7 Terawattstunden. Der Erdgasbedarf privater Haushalte lag dagegen bei etwa 254 Terawattstunden. Auch Wasserstoffheizungen gelten nach Untersuchungen des Kopernikus-Projekts Ariadne im Gebäudesektor als vergleichsweise ineffizient und teuer. 

Zusätzlich verweisen Experten auf das sogenannte Last-Customer-Problem. Wenn künftig weniger Haushalte Gasnetze nutzen, verteilen sich deren Fixkosten auf immer weniger Anschlüsse. Laut einer Analyse der Denkfabrik Agora Energiewende könnten dadurch die Netzentgelte für verbleibende Gaskunden deutlich steigen.

Bereits im Dezember hatte die EU-Kommission angekündigt, systematischer als bisher gegen Gefahren für die „ökonomische Sicherheit“ der Union vorzugehen. In Brüssel will man sich zunächst darauf konzentrieren, die Sicherheit in sechs „Hochrisikobereichen“ zu verbessern, durch: den Abbau strategischer Abhängigkeiten, mehr sichere Investitionen von außerhalb der EU, die Unterstützung strategischer Industriezweige, die Sicherung einer führenden Rolle der EU bei kritischen Technologien, den Schutz der Infrastruktur sowie von sensiblen Daten und Informationen. „In einer unbeständigeren und unvorhersehbareren Welt muss Europa seine strategischen Handlungsmöglichkeiten anpassen und sich auf jedes mögliche Szenario vorbereiten“, sagt Industriekommissar Stephane Sejourné. 

Bei der Umsetzung dieser Strategie sind seinen Beamten die Wechselrichter aus China als erstes aufgefallen. Sie erfüllen gleich zwei Voraussetzungen, um als besonderes Risiko für die europäische Wirtschaft eingestuft zu werden.

Blackout-Risiko und erdrückender Marktanteil

In Brüssel macht man kein Geheimnis daraus, dass die chinesischen Wechselrichter im Ernstfall benutzt werden könnten, um das europäische Stromnetz lahmzulegen und einen Blackout ungekannten Ausmaßes zu verursachen. Es könne jedenfalls nicht ausgeschlossen werden, dass China über die Wechselrichter Daten gewinnen, manipulieren und in das europäische Netz eindringen könne. 

Das zweite Risiko ist der große Marktanteil, den China mit seinen Produkten erreicht hat. Ungefähr 80 Prozent der Wechselrichter, die im letzten Jahr in Europa verbaut wurden, stammen aus der Volksrepublik. Eine Unterbrechung der Lieferungen würde die EU in eine schwierige Lage bringen. Man versuche nicht, von fassilen Brennstoffen unabhängig zu werden, um sich an anderer Stelle in neue Abhängigkeiten zu begeben, heißt es in Brüssel. 

Die Kommission hat deswegen bereits am 1. April beschlossen, dass sie keine Projekte mehr fördert, in denen Wechselrichter aus „Hochrisikoländern“ verwendet werden. Formal betrifft das neben China auch Produkte aus Russland, Nordkorea und dem Iran. Letztere haben jedoch wirtschaftlich keine Bedeutung. Der größte Anbieter, Huawei, kritisiert das Vorgehen der EU als ungerechtfertigte Diskriminierung. Die Kommission habe „keine Fakten oder technische Beweise“ vorgelegt.
 
Betroffen sind alle Projekte, die mit dem Stromnetz der EU verbunden sind, auch außerhalb der EU, zum Beispiel auf dem Balkan. Die neuen Regeln werden auf alle Förderanträge angewendet, die nach dem 31. Oktober 2026 gestellt werden. Projekte, deren Planung schon weit fortgeschritten ist, sollen nicht verzögert werden. 

Die Kommission geht davon aus, dass sie damit etwa ein Fünftel des Marktes von chinesischen Wechselrichtern säubern kann. Bei Off-Shore-Projekten seien es sogar vier Fünftel, heißt es in Brüssel. Um den Einsatz der Wechselrichter aus China ganz zu verbieten, fehlt der Behörde die Zuständigkeit. Der Inverter-Ban sei aber nur der erste Schritt. 

Als nächstes werde man sowohl mit den Mitgliedsstaaten als auch mit befreundeten Drittstaaten reden, damit diese ebenfalls gegen die chinesische Gefahr vorgehen. Die Kommission werde in allen Gremien, in denen sie Sitz und Stimme habe, darauf dringen, dass chinesische Wechselrichter nicht verwendet würden, zum Beispiel im Verwaltungsrat der Europäischen Investitionsbank (EIB) oder der Europäischen Wiederaufbaubank (EBRD). 

In Brüssel will man die chinesischen Produkte allerdings nicht nur aus den geförderten Projekten sondern aus dem ganzen Markt verdrängen. Die Kommission wartet darauf, dass sich das Europäische Parlament und der Ministerrat auf das Cybersicherheits-Gesetz (Cybersecurity Act) verständigen. Dann könnte sie den Einsatz chinesischer Wechelrichter überall in der EU unterbinden. 

Auch Beschränkungen für andere Produkte sind im Gespräch

In Brüssel wird darüber jedenfalls nachgedacht, auch wenn die Kommission betont, dass ein „angemessenes“ Vorgehen angezeigt sei. Vorerst jedenfalls sei nicht geplant, die bereits verbauten Komponenten aus China in Frage zu stellen. Der nächste Schritt würde sich allerdings auch auf den Ersatz chinesischer Wechselrichter erstrecken. Außerdem wird in Brüssel geprüft, ob der Einsatz auch andere Produkte aus Hochrisikoländern eingeschränkt oder verboten werden sollte. 

Im Hinblick auf die Wechselrichter erwartet die Kommission keine Engpässe bei der Versorgung. Neben europäischen Anbietern gebe es auch japanische oder südkoreanische Produkte. Mehr Sicherheit habe allerdings einen Preis. Die Gesamtkosten der geförderten Projekte würden voraussichtlich um zwei Prozent steigen.

Reiche hat ein Netzpaket vorgelegt, mit dem sie Zubau von Wind- und Solaranlagen besser an den hinterherhinkenden Netzausbau anpassen will. Teure Abregelungen durch Engpässe in den Stromnetzen sollen vermieden werden. In Gebieten, in denen es besonders eng ist, sollen Betreiber neue Windräder oder Solaranlagen nur errichten dürfen, wenn sie für zehn Jahre auf Entschädigungen bei einer Abregelung verzichten. Energieverbände kritisieren, damit würde der Einspeise- und Anschlussvorrang für erneuerbare Energien faktisch aufgehoben. 

Schneider sagte, eine Stärkung insbesondere von Wind- und Solaranlagen müsse kommen. Dazu gebe es innerhalb der Bundesregierung noch Dissens. Der Vorschlag des Wirtschaftsministeriums sei nicht der Vorschlag der Bundesregierung. Die SPD werde sich „noch stark verändernd einbringen“ im Sinne des Klimaschutzes und der Energie-Unabhängigkeit.

Der Erdgas-Manager teilte seine Gedanken über die bis 2045 zu erreichenden Klimaziele mit mehr als 500 Menschen auf der Frühjahrstagung der Deutschen Wissenschaftlichen Gesellschaft für nachhaltige Energieträger, Mobilität und Kohlenstoffkreisläufe (DGMK) und ihrer Partnerorganisation Österreichische Gesellschaft für Energiewissenschaften (ÖGEW) am 6. Mai in Münster. Dort veranstaltete der DGMK-Fachbereich Geo-Energiesysteme und Untertagetechnologien das zweitägige Zusammentreffen.

Seinen optimistischen Blick begründete Dietzmann zum Beispiel damit, dass 60 Prozent der Leitungen für das künftige Wasserstoff-Kernnetz bereits gebaut seien. Nicht alles neu errichten zu müssen, sei ein großer Vorteil. Weitere Leitungen zu bauen und die alten Gasröhren H2-tauglich zu machen, sei keine unmögliche Aufgabe.

Wichtiger Dienstleister mit historischen Wurzeln 

Dietzmanns Arbeitgeber ist historisch der erste und heute der wichtigste Dienstleister für die in Deutschland Erdgas fördernden und produzierenden Unternehmen. Etwa die Hälfte des im Inland produzierten Erdgases vermarktet das Unternehmen. Erdgas Münster gehört fast folgerichtig den fünf großen Gasproduzenten BEB, Neptune Energy, Exxon Mobil, Vermilion und Harbour Energy (zuvor: Wintershall Dea).

Erdgas Münster zeichnete in den Anfängen neben der Abnahme des Erdgases an den Bohrlöchern und dessen Aufbereitung auch für den Transport des Gases verantwortlich. Davon musste das Unternehmen sich nach Maßgabe des Energiewirtschaftsgesetzes trennen, diese Aufgabe übertrug es auf die Tochtergesellschaft Nowega. Damit verkleinerte sich das Leitungsnetz der Erdgas Münster von 2.200 Kilometern auf heute etwa 750 Kilometer.

Zum bestehenden Leitungsnetz der Nowega zählen etwa 400 Kilometer des kommenden H2-Kernnetzes, das sich in Deutschland auf rund 9.000 Kilometern ausbreiten soll. Die Nowega habe nach aktuellen Planungen 28,5 Kilometer neu zu bauen, so Dietzmann. Schließlich seien die Leitungen perspektivisch auf den Transport von H2 vorzubereiten.

Kein Platzmangel für CCS

Auf das Abscheiden und Speichern von Kohlendioxid (CCS) blickt Stephan Dietzmann ebenfalls gespannt. Die ersten Ziele von EU und Deutschland jedenfalls seien mit den vorhandenen Speicherkapazitäten zu erreichen, sagte er. Die EU wolle bis 2030 50 Millionen Tonnen CO2 einlagern, die europäischen Lagerstätten könnten 50 bis 500 Milliarden Tonnen CO2 fassen. „Platz ist da“, so Dietzmann.

Das gelte auch für Deutschland. Hierzulande könnten bald ausgeförderte Erdgasfelder 2 bis 3 Milliarden Tonnen CO2 aufnehmen, bei jährlich etwa 40 bis 50 Millionen Tonnen CO2, die in den Prozessen der Industrie auch künftig nicht zu vermeiden seien. „Auch das passt gar nicht schlecht“, so Dietzmann. Dafür sei nun eine funktionierende und sich rechnende Wertschöpfungskette aufzubauen.

Der Blick in die jüngere Vergangenheit stimmte ihn aber nicht nur optimistisch. „Es tut schon weh“, sagte Stephan Dietzmann mit Verweis auf die Praxis in Deutschland, die Förderung von Frackinggas aus dem Erdreich seit 2011 nicht mehr zu genehmigen. Bis zu 2,3 Billionen Kubikmeter Gas aus dem Schiefergestein zu gewinnen „wäre ein Beitrag zur Versorgungssicherheit“, zumal die Menge des in Deutschland herkömmlich geförderten Gases sukzessive zurückgehe.
 

„Die Energiewende geht in die entscheidende zweite Halbzeit. Um sie weiterhin erfolgreich umzusetzen, braucht man Verlässlichkeit und Investitionskraft. Genau dafür steht die Envia-M‑Gruppe. Damit bleiben wir aktiver Gestalter der Energiewende in Ostdeutschland“, erklärte Vorstandsvorsitzender Stephan Lowis. „Unser Netzgebiet ist Vorreiter bei der Einspeisung erneuerbarer Energien. Die erneuerbare Stromeinspeisung liegt mit 133 Prozent deutlich über dem Branchendurchschnitt. Das ist ein klarer Standortvorteil.“ 

Hohe Nachfrage durch Batteriespeicher und Rechenzentren 

Die Dynamik unterstreichen auch die aktuellen Zahlen: Zwischen Dezember 2024 und Dezember 2025 wurden rund 27.000 neue Photovoltaikanlagen, mehr als 60 Windenergieanlagen sowie etwa 10.000 Speichermodule in das Netz integriert. Parallel dazu stieg die Nachfrage aus Industrie, Gewerbe, Rechenzentren und Großspeichern deutlich an. Ende Januar 2026 lagen rund 3.100 Anschlussanfragen mit einem potenziellen Leistungsbedarf von rund 124.000 MW vor. 

Die installierte Gesamtleistung erneuerbarer Energien im Netzgebiet erreichte nach Angaben von Envia M im Jahr 2025 mehr als 13.000 MW, ein deutlicher Zuwachs gegenüber den Vorjahren. Vor dem Hintergrund des anhaltenden Netzanschlussbooms gelte es, so Lowis, den Zugang zu begrenzten Netzkapazitäten anzupassen. Die Bundespolitik müsse hierfür geeignete Rahmenbedingungen schaffen. 

Erzeugung und Netze als Eckpfeiler der Transformation 

Auch in der Eigenerzeugung hat die Envia-M‑Gruppe ihren Wachstumskurs fortgesetzt. Die installierte Leistung erneuerbarer Energien stieg demnach 2025 auf rund 214 MW. Wesentliche Beiträge leisten der neue Solarpark Auenhain bei Leipzig sowie Photovoltaikanlagen auf eigenen Unternehmensstandorten. 

Der Anteil erneuerbarer Energien am Stromaufkommen liegt, wie es bei der Jahrespressekonferenz hieß, bei 59,2 Prozent, in der Wärmeversorgung bei 18,2 Prozent. Die Dekarbonisierung der Fernwärme werde weiter vorangetrieben – unter anderem durch den geplanten Einsatz von Biomethan ab 2026 an den Standorten Meuselwitz, Plauen, Herzberg und Vetschau. 

Zur Ertüchtigung der Netze gehört auch die Digitalisierung: Jeden Tag gehen rechnerisch drei digitale Ortsnetzstationen und drei Trafostationen mit digitaler Technik ans Netz. Bis 2030 sollen mehr als 4.000 digitale Trafostationen aufgebaut und 3.000 digital nachgerüstet sein.

Zum Jahresende 2025 beschäftigte der Unternehmensverbund 4.566 Mitarbeitende, darunter 318 Auszubildende und dual Studierende. Allein im Jahr 2025 gab es 405 Neueinstellungen, darunter 106 Auszubildende. EnviaM beliefert rund 1,1 Millionen Kunden in Sachsen, Sachsen-Anhalt, Brandenburg sowie Thüringen mit Strom, Gas, Wärme und schnellem Internet.

Den Prognosen zufolge weist Geothermie das größte technische Potenzial aller in Polen verfügbaren erneuerbaren Energiequellen auf. Die Kapazität wird auf 1.512 PJ im Jahr geschätzt, was etwa 30 Prozent des polnischen Wärmebedarfs entspricht. Die geothermischen Ressourcen in 3 Kilometer Tiefe wiederum werden mit 625.000 PJ/Jahr veranschlagt, wobei sich der jährliche Bedarf Polens auf etwa 4.200 PJ beläuft. Daher heben die politisch Verantwortlichen gern hervor, dass Polen innerhalb der nächsten beiden Jahrzehnte zu einem europäischen Großversorger für Geothermie aufsteigen könnte. 

Im Zuge einer Analyse von über 1.000 Bohrungen wurden digitale Karten der Geothermie-Ressourcen im ganzen Land erstellt. Dabei stellte sich heraus, dass sich viele von ihnen mit hoch urbanisierten und industriellen Gebieten wie Warschau, Posen, Lodz, Stettin oder Torun überschneiden. 

Derzeit werden mit Torun, Zakopane, Stargard, Kolo, Sieradz, Mszczonow, Pyrzyce, Poddębice und Uniejow neun Städte mit Fernwärme aus geothermischen Quellen versorgt. Die Errichtung weiterer Heizwerke ist geplant, unter anderem soll eine Großanlage in der östlichen Metropole Krakau entstehen. 

Von der Notlösung zum anerkannten Vorreiter 

Als Vorreiter bei der Nutzung von Geothermie haben sich das Geothermie-Heizwerk im unweit von Stettin gelegenen Pyrzyce und die Geotermia Podhalanska in der Region Podhale nahe Krakau einen Namen gemacht. 

Geotermia Podhalanska hat sich dem Ausbau der geothermischen Infrastruktur in der Region Podhale verschrieben. Dazu gehört unter anderem eine Produktionsbohrung namens Banska PGP-7, die voraussichtlich eine Tiefe von 4.052 Meter erreichen und eine Förderrate von rund 350 Kubikmeter/h sowie eine Wassertemperatur von etwa 85 Grad aufweisen wird. Umgerechnet mehr als 27 Millionen Euro investiert das Unternehmen zurzeit in Probebohrungen in ganz Polen. 

Schon seit 1996 wird in Pyrzyce Geothermie zur Wärmeversorgung der 13.000 Einwohner zählenden Kommune genutzt. Der durchschnittliche jährliche Anteil der Geothermie an der gesamten Wärmeerzeugung liegt bei 59 Prozent. Das zwischen 1992 und 1997 errichtete Heizsystem umfasst ein Geothermie-Gasheizwerk mit einer Spitzenleistung von 48 MW, ein Fernwärmenetz aus vorisolierten Rohren mit einer Länge von 15 Kilometer, ein sich über 28 Kilometer erstreckendes Steuerungs- und Meldenetz sowie 66 vollautomatische Heizstationen. 

Dabei war die Entstehung des heutigen Geothermie-Vorreiters finanzieller Not geschuldet. 1992 startete das Investitionsprojekt „Geothermie-Heizwerk Pyrzyce mit Fernwärmenetz“ auf Grundlage einer 1991 erstellten Wärmebilanz, im Zuge dessen die vorhandenen Fernwärmeanlagen überholt werden sollten. Wegen finanzieller Schwierigkeiten während der Projektlaufzeit sahen sich die Verantwortlichen in der Gemeinde aber gezwungen, nach Alternativen zu suchen.

Das Pilotprojekt wurde dann vom damaligen Ministerium für Umweltschutz, natürliche Ressourcen und Forstwirtschaft genehmigt, was in die Gründung der Geotermia Pyrzyce am 5. Dezember 1994 mündete. Anteilseigner sind der Nationale und Provinzielle Fonds für Umweltschutz und Wasserwirtschaft in Warschau, die Gemeinde Pyrzyce und der Fiskus Staatshaushalts. Die Investitionskosten beliefen sich auf umgerechnet 12 Millionen Euro. 

Heute ist durch vier Geothermiebohrungen in Gestalt von zwei Förder- und zwei Injektionsbohrungen in einer Tiefe von rund 1.630 Meter gewährleistet, dass die Temperatur des geförderten Geothermalwassers nicht wesentlich absinkt. Durch die Nutzung der aus dem Geothermalwasser erzeugten Wärme werden jährlich rund 20.000 Tonnen konventioneller Brennstoff eingespart. Allerdings verursacht der hohe Mineralgehalt des zutage geförderten Wassers (122 g/l) erhebliche Probleme im Systembetrieb. Das Wasser ist reich an Natriumchlorid, Brom, Jod, Eisen, Mangan und Borverbindungen und wird derzeit in Miniatur-Salzwasser-Gradiertürmen verwendet.

Seit Inkrafttreten des Gesetzes erhalten Kommunen Geld von Betreibern neuer Wind- und Solarparks. Für neue oder repowerte Windenergieanlagen fließen demnach jährlich mindestens 5.500 Euro je MW installierter Leistung an die Gemeinden. Ein modernes Windrad mit 6 MW Leistung bringt damit mindestens 33.000 Euro pro Jahr ein. Bei Photovoltaik-Freiflächenanlagen beträgt die Mindestabgabe laut Ministerium 2.500 Euro je MW. Eine Anlage mit 5 MW würde damit jährlich mindestens 12.500 Euro an die Kommune zahlen. In besonders ertragreichen Jahren könnten die Beträge höher ausfallen.

Willingmann erklärte laut einer Mitteilung seines Ministeriums, das Gesetz solle die Akzeptanz für den Ausbau Erneuerbarer stärken und den Kommunen zugleich zusätzliche finanzielle Spielräume eröffnen. „Wenn neue Windräder einen Spielplatz finanzieren oder der Solarpark den Heimatverein, dürfte das die Akzeptanz für erneuerbare Energien vor Ort erhöhen“, lässt sich der Minister zitieren. Er verwies zugleich auf die Preisrisiken fossiler Energieträger infolge internationaler Krisen und bezeichnete Wind- und Solarenergie als „Heimatenergien“.

Die Verwendung der Einnahmen liegt vollständig bei den Gemeinden. Laut Ministerium können sie die Mittel etwa in Sportanlagen, touristische Infrastruktur oder Spielplätze investieren. Darüber hinaus ermöglicht das Gesetz auch individuelle Beteiligungsmodelle. Gemeinden und Betreiber können beispielsweise vergünstigte Bürgerstromtarife oder pauschale Zahlungen an Einwohner vereinbaren. Anspruchsberechtigt sind bei Windenergieanlagen Kommunen im Umkreis von 2,5 Kilometern um die Anlage. Bei Photovoltaik-Freiflächenanlagen erhalten diejenigen Gemeinden Zahlungen, auf deren Gebiet die Anlagen entstehen.

Sachsen-Anhalt führend beim Ausbau

Nach Angaben des Ministeriums gehört Sachsen-Anhalt beim Ausbau erneuerbarer Energien bundesweit zu den führenden Ländern. Aktuell sind dort rund 2.700 Windenergieanlagen mit einer installierten Gesamtleistung von etwa 5.740 MW in Betrieb. Bis 2028 sollen weitere 320 Anlagen mit zusammen mehr als 2.000 MW hinzukommen. Auch die Solarenergie wächst weiter: Derzeit laufen laut Ministerium rund 133.500 Photovoltaikanlagen mit insgesamt etwa 6.060 MW installierter Leistung. Die Zahlen beziehen sich auf den Stand vom 30. März 2026.

Die Landesregierung verweist zudem auf die wirtschaftliche Bedeutung der Branche. Nach Ministeriumsangaben arbeiten in Sachsen-Anhalt rund 26.000 Menschen im Bereich der erneuerbaren Energien. Das Netzwerk „Energie und Kommune“, bei dessen Jahrestreffen Willingmann sprach, wird von der Landesenergieagentur Sachsen-Anhalt (Lena) organisiert.

Im Vergleich zum April-Durchschnitt zurück bis 2018 liegen Essen, Hamburg und München nur noch leicht darüber, Frankfurt am Main sogar etwas darunter. Der April 2026 taugt in dieser Zeitspanne weder zu Milde- noch zu Kälterekorden. Die einen sind nach wie vor dem April 2018 zuzuordnen, die anderen dem April 2021. 

Wird der Gasverbrauch nur einmal im Jahr abgelesen, wird er nach den Gradtagen auf die Monate verteilt, damit sich unterjährige Vertragsanpassungen verbrauchsgerecht zuordnen lassen.
 
Gradtagszahlen sind ein täglich in Kelvintagen erhobenes und auf Monate kumuliertes Maß für den monatlichen Heizbedarf, so der DWD. Sie sind die Differenz der Norm-Innentemperatur im Wohnhaus von 20 Grad Celsius und der örtlichen Außentemperatur. Bei Außentemperaturen von mindestens +15 Grad Celsius lautet die Gradtagszahl auf null.

Im Fokus sind laut Haselauer nicht zuletzt die geplanten Vorgaben bezüglich der Trassenkorridore für leitungsgebundene Energieträger. Die Vorlage verpflichtet die Netzgesellschaften, dem Bund sowie den Bundesländern parzellenscharfe Vorschläge im Maßstab 1:5.000 für derartige Korridore zu machen. Unter anderem ist darin anzugeben, ob „durch den Trassenkorridor eine Bündelung mit sonstigen linienförmigen Infrastrukturen stattfindet“ und „ob es konkrete Planungs- und Bauvorbereitungsarbeiten für die Errichtung und den Betrieb einer elektrischen Leitungsanlage im vorgeschlagenen Trassenkorridor gibt“. 

Der Bund sowie die Länder haben die Vorschläge zu prüfen, einer Strategischen Umweltprüfung (SUP) zu unterziehen und in der Folge Trassenfreihaltungsverordnungen zu erlassen. Sie beziehen sich auf die kommenden zehn Jahre und sind alle vier Jahre auf ihre Aktualität zu prüfen. Innerhalb der dadurch festgelegten Korridore sind Raumplanungsänderungen, die den Leitungsbau erschweren könnten, untersagt. Werden jedoch nicht binnen fünf Jahren nach dem Erlassen der jeweiligen Verordnung die Errichtung und der Betrieb einer Stromleitung in dem freizuhaltenden Korridor beantragt, verfällt diese. Eine Verlängerung ihrer Gültigkeit um fünf Jahre ist zulässig. 

Laut Haselauer klingt dies „grundsätzlich gut“, hat aber seine Tücken. Eine parzellenscharfe Planung bedeute, den Trassenkorridor so genau festlegen zu müssen, „dass man faktisch ein fertiges Projekt hat, das man zur Genehmigung einreichen könnte“. Damit aber laufe die Pflicht, den diesbezüglichen Korridor vorzuschlagen, darauf hinaus, ein und dieselbe Planungsarbeit quasi zwei Mal durchführen zu müssen. „Ich werde nicht schlau, was der Trassenkorridor an Verfahrensbeschleunigungen bringt“, bedauerte Haselauer. Auf Nachfrage der Redaktion hieß es seitens der Netz Oberösterreich, wünschenswert wäre, keine Pflicht, Trassenkorridore vorzuschlagen, einzuführen. Und falls eine solche komme, sollten die Vorschläge wenigstens nicht parzellenscharf erstellt werden müssen. 

Überstunden und Überlastungen 

Ein weiterer heikler Punkt in der Regierungsvorlage betrifft laut Haselauer die Einführung sogenannter „One Stop Shops“ für die Genehmigungsverfahren. Bei Vorhaben, die nur ein einziges Bundesland betreffen, sind dies die Landeshauptleute (Ministerpräsidenten). Für Projekte, die mindestens zwei Länder berühren, ist üblicherweise der Wirtschaftsminister zuständig. Haselauer zufolge bedeutet dies indessen, die Unterlagen zu sämtliche Themen von der Energietechnik bis zum Umweltschutz gleichzeitig einreichen zu müssen. Die Behörde wiederum habe alles mehr oder minder gleichzeitig zu prüfen: „Damit sind Überstunden und Überlastungen kaum zu vermeiden. Der Tag hat nun einmal nur 24 Stunden, nötig wären vermutlich 36.“ 

Als problematisch erachten die Netzbetreiber laut Haselauer ferner, dass die Behörden nur Personen als nichtamtliche Sachverständige bestellen dürfen, die in den vergangenen zwei Jahren nicht für den jeweiligen Projektwerber beruflich oder in einer sonstigen Weise tätig waren, die ihre Unbefangenheit beeinträchtigen könnte. Seine Argumentation: In Österreich gebe es eine recht überschaubare Zahl entsprechender Fachleute: „Deshalb führt diese Regelung zu weiteren Verzögerungen in der Gutachtenerstellung.“ 

Und etliche Verfahren dauern Haselauer zufolge ohnehin „viel zu lange“. An einer rund 40 Kilometer langen 110-kV-Leitung im Mühlviertel im Norden Oberösterreichs arbeitet sein Unternehmen seit 2017. Im März dieses Jahres erging die Genehmigung erster Instanz. Mit der Inbetriebnahme ist laut der Netz Oberösterreich frühestens Anfang 2029 zu rechnen. Mit ebenfalls etwa 40 Kilometer langen Projekt im Kremstal südlich der Landeshauptstadt Linz begann das Unternehmen im Jahr 2010. Nach dem Zug durch die österreichischen Instanzen war damit 2018 der Europäische Gerichtshof befasst, der es an das Wiener Bundesverwaltungsgericht zurückverwies. Im Dezember 2021 ging die Leitung schließlich in Betrieb. 

Wie mehrfach berichtet, bedarf der Beschluss des EABG im Parlament einer Zweidrittelmehrheit. Ob er noch vor dem Sommer erfolgt, ist offen. Die Verhandlungen zwischen der Regierung und der Opposition sind im Gang.

Mit dem neuen Anschlusskonzept will die LVN Batteriespeicher schneller und netzverträglicher integrieren. Hintergrund ist der starke Zubau von Speichern in Regionen mit hoher Einspeisung aus Photovoltaikanlagen. 

Das Konzept der „netzneutralen Fahrweise“ sieht vor, dass Batteriespeicher in bestimmten Situationen ihre Einspeisung begrenzen − für maximal 1.000 Stunden pro Jahr. Ziel ist es, zusätzliche Netzbelastungen zu vermeiden und Netzkapazitäten effizienter zu nutzen. 

„Wir brauchen deutlich mehr Speicher im Energiesystem – aber wir müssen sie so integrieren, dass die Netze jederzeit stabil betrieben werden können und die Speicher nicht um Anschlüsse mit EE-Anlagen konkurrieren“, lässt sich Barbara Plura, Projektleiterin bei der LVN, zitieren: „Mit der netzneutralen Fahrweise lösen wir genau diesen Zielkonflikt.“ 

Nach Angaben der LVN bestätigt eine Untersuchung der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE), dass die Begrenzung auf bis zu 1.000 Stunden pro Jahr die Wirtschaftlichkeit von Speichern nur gering beeinflusst. Insgesamt könnten auf diese Weise rund ein Gigawatt zusätzlicher Speicherleistung in das bestehende Netz integriert werden. 

Der Speicher entstand im Umfeld des Pilotprojekts „Einspeisesteckdose“, mit dem die LVN neue Ansätze zur Integration erneuerbarer Energien und Speicher erprobt (wir berichteten). Der Standort in Balzhausen soll dabei den Auftakt für weitere Projekte in Bayerisch-Schwaben bilden. Die LVN spricht von einer hohen Nachfrage nach entsprechenden Netzanschlüssen. 

Die LEW Verteilnetz betreibt das Stromverteilnetz im Südwesten Bayerns. Das Unternehmen gehört zur LEW-Gruppe.

Energieversorger und Stadtwerke würden von Kunden zwar weiterhin als kompetente Ansprechpartner wahrgenommen, verlören jedoch häufig beim konkreten Angebot und Vertragsabschluss gegen regionale Fachbetriebe. Vor allem bei Wärmepumpen zeigt sich laut der Untersuchung die starke Stellung des Handwerks.

Demnach würden 84 Prozent der Befragten, die eine Anschaffung oder Installation planen, Kauf und Einbau einer Elektro-Wärmepumpe über lokale Fachbetriebe abwickeln. Auch bei Photovoltaik-Anlagen und Batteriespeichern bevorzugen viele Kunden regionale Installationsunternehmen.
 
Energieversorger spielen dagegen eher als ergänzende Option eine Rolle. Rund 30 Prozent der Befragten ziehen ihren aktuellen Strom- oder Gasanbieter grundsätzlich für Energiedienstleistungen in Betracht. Im Markt für Wallboxen sei das Wettbewerbsumfeld breiter aufgestellt. Dort konkurrieren laut Studie neben Energieversorgern und Herstellern auch Online- und stationäre Händler um Kunden.

Hintergrund der Studie

Für die Untersuchung befragten die Marktforscher rund 4.300 Eigentümer von Ein- und Zweifamilienhäusern, 327 Wohnungseigentümer sowie etwa 1.000 Mieter in Deutschland. Die Studie analysiert im zweiten Jahr in Folge Nachfrage, Nutzung und Kaufprozesse rund um Energiedienstleistungen und Energiewende-Technologien.

Die Autoren sehen zudem eine steigende Verbreitung von Wärmepumpen im Privatkundenmarkt. Der Anteil der Hauseigentümer mit installierter Wärmepumpe sei von 6 Prozent im Jahr 2025 auf aktuell 8 Prozent gestiegen. Mehr als 60 Prozent der Besitzer und Interessenten nennen laut Studie langfristige Kostenvorteile als wichtigsten Grund für die Anschaffung. Ebenfalls relevant seien Umweltaspekte sowie die Möglichkeit, Wärmepumpen mit Photovoltaik-Anlagen oder Batteriespeichern zu kombinieren.

Integrierter Markt von Wärme und Strom

Klaus Kreutzer, Geschäftsführer von Kreutzer Consulting, spricht von einem zunehmenden „integrierten Systemmarkt rund um Energie, Wärme und Flexibilität“. Energieversorger könnten ihre bestehenden Kundenbeziehungen, energiewirtschaftliche Kompetenz und digitale Vertriebsansätze nutzen, um marktfähige Energielösungen anzubieten, erklärte Kreutzer.

Der mehr als 250 Seiten umfassende „EDL-Kompass 2026“ untersucht neben Wärmepumpen, Photovoltaik-Anlagen und Batteriespeichern auch Wallboxen, Klimaanlagen, Balkonkraftwerke, Smart-Home-Anwendungen sowie Home Energy Management Systeme (HEMS). Darüber hinaus analysiert die Studie Themen wie Energieberatung, dynamische Stromtarife und Fernwärme.

„Schauen wir aktuell auf das Geschäftsjahr 2026, verfolgen wir die Entwicklungen der gesamt- und energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen sehr genau, und gleichzeitig sind die Folgen der geopolitischen Ereignisse kaum abschätzbar. Wir erwarten dennoch ein gutes operatives Ergebnis etwas unterhalb des Vorjahresniveaus“, sagte Gunnar Geise, Vorstand Finanzen und Personal.

Der Konzernumsatz sank im Vergleich zum Vorjahr leicht von 1,71 Milliarden Euro auf 1,67 Milliarden Euro. SWB begründet dies mit geringeren Erlösen aus der Stromvermarktung infolge niedrigerer Marktpreise und rückläufiger Marktanteile. Das operative Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Ebit) stieg dagegen von 150,5 Millionen Euro im Vorjahr auf nun 158,4 Millionen Euro. Positiv wirkte sich unter anderem die Entwicklung im Bereich Entsorgung aus. Die neue Fernwärme-Verbindungsleitung zwischen Müllheizkraftwerk und Heizkraftwerk Vahr erhöhte laut den Bremern im ersten Quartal 2025 den Wärmeabsatz.

Das Konzernergebnis ging auf 79,4 Millionen Euro zurück, nach 128,3 Millionen Euro im Vorjahr. Ausschlaggebend waren laut Unternehmen Bewertungseffekte bei Derivaten, die keine Auswirkungen auf die Liquidität hatten.

Wettbewerb belastet Marktanteile

Die Marktanteile in Bremen und Bremerhaven sanken 2025 leicht. In Bremen erreichte die SWB AG im Stromvertrieb 79 Prozent nach 81 Prozent im Vorjahr, beim Erdgas 75 Prozent nach zuvor 77 Prozent. In Bremerhaven lagen die Marktanteile bei 85 Prozent für Strom und 82 Prozent für Erdgas. Trotz der Rückgänge liegen die Werte weiterhin über dem Niveau vor der Energiekrise, teilte der Versorger weiter mit.

Zum 1. Januar 2025 stellte das Unternehmen zudem die Strombeschaffung für Haushalte und kleinere Gewerbekunden vollständig auf Ökostrom um. Die Umstellung erfolgte ohne Preiserhöhung. Gleichzeitig verweist die SWB auf steigende Beschaffungskosten im Erdgasgeschäft. Die angekündigte Gaspreiserhöhung zum 1. Juli 2026 begründet das Unternehmen mit den Entwicklungen an den Energiemärkten und den geopolitischen Spannungen im Nahen Osten.

Hoher Investitionsbedarf bei Strom- und Wärmenetzen

Ein Schwerpunkt der Investitionen liegt auf dem Ausbau der Netzinfrastruktur. Die SWB sieht im Umbau der Energieversorgung hohe Anforderungen an Strom- und Wärmenetze. Im Fokus stehen neue Umspannwerke sowie die Erweiterung bestehender Leitungsnetze in Bremen und Bremerhaven. Nach Angaben von Technikvorstand Karsten Schneiker plant das Unternehmen in den kommenden Jahren Investitionen von mehr als einer halben Milliarde Euro allein in neue und erweiterte Umspannwerke. Mit der Energie- und Wärmewende werde sich das durchschnittliche Investitionsvolumen des Unternehmens mittelfristig nahezu verdreifachen.

Darüber hinaus treibt die SWB den Ausbau der Fernwärmeversorgung voran. Neue Anschlüsse entstanden unter anderem in der Bahnhofsvorstadt und in Schwachhausen in Bremen sowie in Bremerhaven-Lehe. Auch weitere Stadtgebiete sollen künftig an das Fernwärmenetz angebunden werden. Zugleich bauen die Bremer Versorgungslösungen für Quartiere aus. Im Bremer „Tabakquartier“ und im „Spurwerk“ realisierte das Unternehmen etwa Konzepte mit Photovoltaik, Wärmepumpen, Speichern und digitaler Systemtechnik. Zum Einsatz kommt dort auch die Nutzung von Wärme aus Abwasser.

Das Unternehmen sieht zudem Wachstumspotenzial bei Energiedienstleistungen. Seit 2025 erweitert SWB das Angebot für Haushalte und Gewerbekunden unter anderem um Photovoltaiklösungen, Wärmepumpen und Wallboxen.

Im Bereich Klimaschutz plant SWB am Kraftwerksstandort Hafen eine CO2-Abscheideanlage für das Mittelkalorik-Kraftwerk. Nach Unternehmensangaben handelt es sich um die erste geplante CCS-Anlage an einer Müllverbrennungsanlage in Deutschland. Das abgeschiedene CO2 soll dauerhaft in der Nordsee gespeichert werden. Die Investitionen liegen im hohen dreistelligen Millionenbereich und hängen von Fördermitteln der EU sowie von Bund und Land Bremen ab. Eine Entscheidung über Förderzusagen soll bis Ende des Jahres fallen.

Stamatelopoulos bekräftigte, dass neue Gesetzesvorhaben systemdienlich gestaltet werden müssen, um die Transformation des Energiesystems erfolgreich voranzutreiben. In der Vergangenheit sei etwa der Ausbau der erneuerbaren Energien vorangetrieben worden, ohne den Netzausbau ausreichend zu berücksichtigen. 

Ebenso müsse gewährleistet werden, dass während Dunkelflauten zuverlässige Stromquellen verfügbar seien. Gaskraftwerke sieht Stamatelopoulos als unverzichtbar, um auch in wind- und sonnenarmen Zeiten Strom liefern zu können. Diese Anlagen sollen künftig mit grünem Wasserstoff betrieben werden und ergänzen Batteriespeicher, die jedoch allein keine Versorgungssicherheit garantieren würden. „Entscheidend ist hier das Miteinander im Sinne des Gesamtsystems, nicht ein Gegeneinander”, so der EnBW-Chef. 

EnBW sieht sich gut aufgestellt, um die Energiewende aktiv mitzugestalten und plant dafür Investitionen von bis zu 50 Milliarden Euro bis 2030. Voraussetzung dafür seien jedoch stabile energiepolitische Rahmenbedingungen. 

Rekordinvestitionen in Erneuerbare und Netze

Im Geschäftsjahr 2025 hat der Energiekonzern mit einem Adjusted Ebitda von 5,1 Milliarden Euro das erwartete Ergebnisziel erreicht und das Jahr operativ erfolgreich abgeschlossen. Stamatelopoulos verglich in seiner Rede das Ergebnis mit denen früherer Jahre, als EnBW noch bei zwei bis 2,5 Milliarden Ebitda lag: „Wir spielen heute in einer anderen Liga.“ 

Die Investitionen stiegen auf 7,6 Milliarden Euro – ein Plus von 22 Prozent verglichen zum Vorjahr. 87 Prozent der Investitionen flossen in Wachstumsprojekte. Ein Schwerpunkt war dabei der Ausbau der Strom- und Gasnetze, wie etwa die Gleichstromleitungen Südlink und Ultranet, die den Stromtransport zwischen Nord- und Süddeutschland sichern sollen. Weitere Mittel flossen in den Ausbau der erneuerbaren Energien, zum Beispiel den bereits fünften EnBW-Offshore-Windpark „He Dreiht“ sowie in den Bau wasserstofffähiger und flexibel einsetzbarer Gaskraftwerke. 

Insgesamt gelang 2025 ein Zubau von 800 MW bei Wind und Solar. Stamatelopoulos: „Damit sind inzwischen rund 66 Prozent unserer installierten Leistung erneuerbar. Das zeigt: Wir sind ‚on track‘ beim Ziel, bis 2035 klimaneutral zu sein. Und wir wollen bis spätestens 2050 auch die Emissionen im gesamten Einflussbereich der EnBW auf Netto-Null senken.“ Bis 2030 soll der Anteil erneuerbarer Energien auf 75 bis 80 Prozent steigen. 

Prognose 2026

Für das laufende Geschäftsjahr wird auf Konzernebene ein Adjusted Ebitda zwischen 4,6 und 5,1 Milliarden Euro erwartet. Das Segment „Systemkritische Infrastruktur“ soll mit 2,5 bis 2,8 Milliarden Euro etwa das Vorjahresniveau erreichen – maßgeblich getragen von höheren Netznutzungserlösen. Für das Segment „Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur“ wird ein Ergebnis zwischen 2 und 2,3 Milliarden Euro prognostiziert, wobei die erneuerbaren Energien mit bis zu 1,3 Milliarden Euro einen wichtigen Beitrag leisten.

Der Verwaltungsrat des Unternehmens beantragt bei der Generalversammlung dafür die Einführung eines Opting-out sowie eine Kapitalerhöhung von bis zu 440 Millionen Schweizer Franken (etwa 480 Millionen Euro). Zudem soll Edisun Power im Falle einer Zustimmung in Smartenergy umfirmiert und der Firmensitz nach Wollerau verlegt werden. 

Edisun Power wickelt ihre Geschäfte nach eigenen Angaben bereits seit Jahren weitgehend über die Smartenergy Group AG ab. Mit der Zusammenführung soll die langfristige Weiterführung des Unternehmens gestärkt werden. 

Künftig will sich Edisun Power beziehungsweise Smartenergy auf drei Geschäftsfelder konzentrieren: erneuerbare Energien für Rechenzentren, synthetische Flugkraftstoffe (eSAF) und weitere Power-to-X-Anwendungen sowie Photovoltaik- und Windenergieprojekte mit Energiespeichern. 

Edisun Power ist seit 2008 an der Schweizer Börse notiert und betreibt nach eigenen Angaben 32 Solarstromanlagen in mehreren europäischen Ländern. Das Unternehmen verfügt zudem über eine Projektpipeline von rund einer Million kW.

Mit der neuen Struktur bündelt der Stromanbieter erstmals die Führung beider Märkte. Das Unternehmen begründet den Schritt mit dem Wachstum dynamischer Stromtarife und flexibler Stromnutzung. Neue Funktionen und Integrationen sollen künftig parallel in Deutschland und den Niederlanden eingeführt werden. 

Klaassen war erst Anfang dieses Jahres zu Tibber gewechselt. Zuvor war er für den Zahlungsdienstleister Klarna tätig. Dort verantwortete er unter anderem die Geschäftsentwicklung in den Niederlanden, Belgien und Frankreich sowie zuletzt das Belgien-Geschäft. Laut Tibber bringt er Erfahrung bei der internationalen Skalierung von B2C-Unternehmen mit. 

Nach Angaben der Berliner verfügt inzwischen etwa jeder zehnte Haushalt in den Niederlanden über einen dynamischen Stromtarif. In Deutschland sei es etwa jeder 15. Haushalt. Tibber sieht darin einen Übergang vom Nischen- zum Massenmarkt. 
Lauenburg hatte das Deutschland-Geschäft in den vergangenen Jahren aufgebaut. Laut Tibber verzehnfachte sich die Kundenzahl in Deutschland während seiner Amtszeit innerhalb von drei Jahren. Zudem verantwortete er die Entwicklung von Funktionen wie Smart Charging und Solar Charging.

Nach Angaben des Unternehmens wurde das Modell bereits rund ein Jahr lang im Markt erprobt. Die Finanzierung des weiteren Ausbaus soll über bestehende Gesellschafter erfolgen, deren Mittel insbesondere in die Finanzierung der Ladepunkte sowie in den Aufbau des Kundenstamms im Immobiliensegment fließen sollen. 

Mit dem Angebot adressiert Charge X Eigentümer und Verwalter von Gewerbeimmobilien, die regulatorische Anforderungen wie das Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetz (GEIG) oder die europäische Gebäuderichtlinie EPBD erfüllen müssen. Charge X übernimmt dabei nach eigenen Angaben Vermietung, Installation, Wartung sowie Strombereitstellung und Abrechnung der Ladeinfrastruktur. 

Grundlage des Angebots ist das modulare Ladesystem „Aqueduct“. Dieses kombiniert Lastmanagement, Steuerung und Abrechnung auf einer gemeinsamen Plattform. Nach Unternehmensangaben wurden bislang mehr als 6.000 Ladepunkte installiert, überwiegend im Bereich gewerblicher Immobilien. 

Zu den Investoren zählen laut Charge X unter anderem UVC, BonVenture, Ponooc und Bayern Kapital.

Der Geschäftsführung gehören neben CEO Dirk Görlitzer die beiden Chief Operating Officers Torsten Janwlecke und Ulrich Leidecker sowie Chief Digital Officer Frank Possel-Dölken und Chief Financial Officer Axel Wachholz an. Hinzu kommt nun Volgmann als CSO.

Mit der Entscheidung wolle der Hersteller von Komponenten und Systemen für Elektrotechnik, Automatisierung und Digitalisierung seine weltweite Vertriebsorganisation stärker auf Kunden und Märkte ausrichten, heißt es weiter heißt.

Volgmann begann nach einer technischen Ausbildung ein Studium der Elektrotechnik mit Schwerpunkt Nachrichtentechnik. Seit 2004 ist er bei Phoenix Contact tätig. Bis zu seiner Ernennung in die Geschäftsführung der Gruppe leitete er die deutsche Vertriebsgesellschaft des Unternehmens.

 
Die Welt ist noch weit entfernt vom Ziel des Pariser Abkommens. Selbst bei Fortführung bestehender Maßnahmen steuert die Welt laut Climate Action Tracker auf einen Temperaturanstieg von +2,6 Grad Celsius im Median zu. Damit liegt die prognostizierte Erwärmung klar über dem angestrebten Limit von 1,5 Grad Celsius und auch deutlich über dem Stand von 1,3 Grad Celsius im Jahr 2023. Die Infografik von Statista verdeutlicht damit eine anhaltende Lücke zwischen politischen Zusagen und tatsächlicher Entwicklung.

Strom: Etwas fester hat sich der deutsche Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead gab allerdings deutlich nach. Die Grundlast fiel um 22,25 auf 114,00 Euro, die Spitzenlast sank um 29,50 auf 98,00 Euro. An der Börse kostete der Base 113,81 Euro, der Peak 97,62 Euro. Ursächlich für den Preisrückgang von Donnerstag auf Freitag ist die deutlich höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung. Am Freitag sollen sich die Beiträge von Wind und Solar laut Eurowind im Base auf 20,1 Gigawatt belaufen, während für den Donnerstag nur 15,4 Gigawatt vorhergesagt wurden.

Besonders signifikant soll der Anstieg der Einspeiseleistung in den Peakstunden ausfallen, was sich im höheren Preisabschlag für diesen Zeitraum niederschlägt. Bis einschließlich Montag dürfte die Erneuerbaren-Einspeiseleistung in etwa auf dem Niveau des Berichtstags verharren, danach soll es nach oben gehen. Das längerfristig orientierte US-Wettermodell rechnet für den Beginn der neuen Arbeitswoche und die Tage danach mit unterdurchschnittlichen Temperaturen in Deutschland, überdurchschnittlich bedecktem Himmel und nach einer Windspitze zu Anfang dieser Periode mit einem volatilen, in Summe aber durchschnittlichen Windaufkommen. Am langen Ende legte das Cal 27 um 0,49 auf 89,93 Euro zu. 

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag etwas nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.40 Uhr um 0,46 auf 75,59 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 9,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 76,77 Euro, das Tief bei 75,52 Euro. Die Analysten von Redshaw Advisors verweisen auf eine bessere technische Verfassung des Markts, nachdem am Vortag die Widerstandsmarke von 75,90 Euro genommen wurde. Weitere Luft nach oben besteht laut Redshaw zunächst bis 77,50 Euro. Die Überwindung dieser Schwelle setze allerdings weiteren Abwärtsdruck bei den Primärenergieträgern voraus. 

Erdgas: Geringfügig ermäßigt haben sich die Erdgaspreise am Donnerstag. Am TTF verlor der Frontmonat Juni bis gegen 13.40 Uhr 0,100 auf 43,700 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE sank der Day ahead um 0,350 auf 44,350 Euro je Megawattstunde. Erdgas folgt damit sehr zögernd den Vorgaben von Öl. Bullishe Impulse dürften von Wetterprognosen ausgehen, die von einem kühlen und nassen Mai in Nordwesteuropa und Deutschland ausgehen. Zudem bleiben die Lieferungen aus Norwegen mit 278,7 Millionen Kubikmetern für den Berichtstag weiter sehr moderat. Ungeplante Wartungsarbeiten im Feld Troll und in der Verarbeitungsanlage Kärsto beeinträchtigen derzeit die Liefermöglichkeiten.