Das Gesetz aus dem Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) soll den Aufbau neuer gesicherter Stromerzeugungskapazitäten regeln. Hintergrund ist der schrittweise Kohleausstieg und die Frage, wie die Stromversorgung während sogenannter Dunkelflauten mit wenig Wind- und Solarstrom abgesichert werden kann. Dafür setzt die Bundesregierung vor allem auf neue wasserstofffähige Gaskraftwerke.

Laut Referentenentwurf sollen Betreiber für das Bereithalten von Kraftwerkskapazitäten Zahlungen erhalten. Bereits 2026 sollen Ausschreibungen für zusätzliche Kapazitäten von insgesamt 11.000 MW starten. Mehrere große Energieunternehmen haben angekündigt, sich an den Ausschreibungen beteiligen zu wollen. Die Finanzierung des geplanten Kapazitätsmarkts soll über eine neue Verbraucherumlage erfolgen, die ab 2031 eingeführt werden soll.

Große Unternehmen bevorzugt?

Das Bundeskartellamt sieht jedoch weiterhin erhebliche Wettbewerbsrisiken. Die Behörde hatte bereits im Dezember 2025 eine Stellungnahme zu einem früheren Entwurf abgegeben und darin unter anderem eine Obergrenze für einzelne Anbieter vorgeschlagen. Diese sollte bei zehn Prozent der ausgeschriebenen Gesamtkapazität liegen, um die Vielfalt der Anbieter zu sichern und bestehende Marktmacht im Stromerstabsatzmarkt nicht weiter zu verstärken.

Im aktuellen Entwurf fehlt eine solche Begrenzung nach Angaben des Kartellamts weiterhin. Die Behörde kritisiert deshalb, dass große Stromerzeuger ihre Marktstellung weiter ausbauen könnten. Zudem bemängelt das Kartellamt die Vorgaben für die Teilnahme an den Ausschreibungen. Bewerber müssten bereits bei der Einreichung einen bestehenden oder zugesagten Netzanschluss nachweisen. Nach Einschätzung der Behörde führt dies faktisch zu einer Bevorzugung bestehender Kraftwerksstandorte.

Batteriespeicher scheitern an Netzanschlüssen

Neue Standorte hätten innerhalb der vorgesehenen Fristen kaum realistische Chancen, noch rechtzeitig eine Netzanschlusszusage zu erhalten. Das gelte insbesondere für Batteriespeicherprojekte. Diese könnten laut Kartellamt grundsätzlich auch ohne bereits genehmigten Netzanschluss bis 2031 umgesetzt werden, da Batteriespeicher deutlich kürzere Bauzeiten hätten als Gaskraftwerke.

Die Behörde verweist außerdem darauf, dass viele Kohle- und frühere Atomkraftwerksstandorte im Besitz weniger großer Stromerzeugungsunternehmen seien. Dadurch könnten sich bestehende Marktpositionen weiter verfestigen.

Nach Angaben des BVES verzeichnete die Energiespeicherbranche im Jahr 2025 erneut Wachstum. Viele Unternehmen seien mit Optimismus auf den Regierungswechsel und die angekündigte pragmatische Energiepolitik zugegangen. Gleichzeitig fehle es aus Sicht des Verbandes weiterhin an langfristig verlässlichen Rahmenbedingungen für Investitionen in das künftige Energiesystem.

Der Verband erklärte, die Branche sei bereit, ihren Beitrag zur Transformation des Energiesystems zu leisten. Politische Rahmenbedingungen würden diese Entwicklung jedoch zunehmend bremsen. Besonders kritisch bewertet der BVES die ersten regulatorischen Maßnahmen der Bundesregierung, darunter die EEG-Novelle, das Netzpaket und die Kraftwerksstrategie.

Flexibilität ausgebremst

Aus Sicht des Verbandes setzen die Vorhaben zu stark auf bestehende Strukturen und zu wenig auf flexible und technologieoffene Lösungen. BVES-Präsident Thomas Speidel kritisierte insbesondere die Diskussion über einen starren Kapazitätsmarkt. Ein solches Modell sei ein „statisches Werkzeug des letzten Jahrhunderts“, erklärte Speidel laut Mitteilung. Die Herausforderungen eines modernen Energiesystems müssten flexibel, technologieoffen und marktbasiert gelöst werden.
 Der BVES fordert nach eigenen Angaben mehr Wettbewerb zwischen unterschiedlichen Technologien. Wenn bestimmte Technologien wie Gaskraftwerke als unverzichtbar angesehen würden, müssten sie sich auch im Wettbewerb behaupten. „Technologieoffenheit bedeute, dass sich wirtschaftlich und systemisch sinnvolle Lösungen durchsetzen können“, erklärte Speidel.

Unklare Rechtslage verhindert Projekte

Der Verband sieht in der aktuellen Entwicklung Risiken für die Energiespeicherbranche und den Industriestandort Deutschland. Investitionen blieben aus, Projekte verzögerten sich und Fortschritte bei der Elektrifizierung gerieten ins Stocken. Energiespeicher spielten speziell für die Industrie eine wichtige Rolle, um im internationalen Wettbewerb bestehen zu können.
 
Nach Angaben des BVES zeigt sich bereits im ersten Quartal 2026 eine Verschlechterung der Stimmung in der Branche. Grundlage dieser Einschätzung ist eine aktuelle Branchenumfrage des Verbandes. Demnach wächst die Unsicherheit bei Unternehmen und Investoren deutlich. So würden Speichern Netzanschlüsse versagt, obwohl sie Überschüsse aus Windkraft und PV-Anlagen aufnehmen könnten. „Am vergangenen Wochenende wurde wegen Negativpreisen erneuerbare Kapazität abgeregelt. Diese 250 Millionen Euro Entschädigung hätten wir uns mit Speichern ersparen können“, sagte Speidel.

Als Hauptproblem nennt der BVES die fehlende Planungssicherheit. Investitionsentscheidungen würden verschoben oder gestoppt. Ohne kurzfristige Gegenmaßnahmen drohe eine strukturelle Investitionslücke. Deutschland riskiere dadurch eine „Flexibilitätslücke“, erklärte der Verband. Diese entstehe nicht aufgrund fehlender Technologien, sondern wegen unzureichender politischer Rahmenbedingungen.

Politik soll Hindernisse beseitigen

Mit dem Maßnahmenpapier „Endspurt 2030“ hat der BVES nach eigenen Angaben konkrete Vorschläge vorgelegt, um Investitionen in Speichertechnologien zu fördern und regulatorische Hemmnisse abzubauen. Im Mittelpunkt stehen technologieoffene Ansätze sowie Rahmenbedingungen, die Innovationen und zukünftige Entwicklungen berücksichtigen.

Der Verband appellierte an die Bundesregierung, stärker auf die Innovationskraft der heimischen Industrie zu setzen. Die deutsche Industrie habe in der Vergangenheit gezeigt, dass sie technologische Transformationen bewältigen könne, wenn verlässliche Rahmenbedingungen geschaffen würden. Zum Abschluss betonte der BVES, dass die Energiespeicherbranche bereitstehe, einen wichtigen Beitrag zu einem resilienten, effizienten und wettbewerbsfähigen Energiesystem zu leisten. Dafür brauche es jedoch faire Wettbewerbsbedingungen sowie langfristig verlässliche politische Entscheidungen.

An der Veranstaltung nahmen Spitzenvertreter aus Energiewirtschaft, Industrie und Finanzsektor teil. Diskutiert wurde unter anderem, wie Deutschland und Europa ihre Energieversorgung unabhängiger, resilienter und wettbewerbsfähiger gestalten können.

Zum Auftakt des Gipfels zeigte Tennet Fortschritte bei Infrastrukturprojekten. Dazu gehörten Führungen an der Elbe-Tunnelbaustelle des Gleichstromprojekts Südlink sowie durch einen Offshore-Konverter. Am zweiten Veranstaltungstag diskutierten Tim Meyerjürgens, Vorsitzender der Geschäftsführung von Tennet Deutschland, Markus Krebber, Vorstandsvorsitzender von RWE, Christian Sewing, Vorstandsvorsitzender der Deutschen Bank, Birgit Potrafki, Finanzvorständin der Salzgitter AG, Tim Holt aus dem Vorstand von Siemens Energy sowie Aurelie Alemany, Vorstandsvorsitzende von Enercity.

Europäische Energiesouveränität im Fokus

Im Zentrum der Gespräche stand laut Tennet die Frage, wie Energiesouveränität in Europa erreicht werden kann. Die Teilnehmer betonten, dass dies nur durch den Ausbau erneuerbarer Energien, leistungsfähige Stromnetze, Speicher, flexible Kraftwerkskapazitäten und eine stärkere europäische Vernetzung möglich sei. Nationale Alleingänge seien dafür nicht ausreichend.

Tennet-Geschäftsführer Meyerjürgens erklärte, Energiesouveränität entscheide über Sicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Wohlstand. Dafür brauche es „sofort verlässliche, international wettbewerbsfähige Investitionsbedingungen“, damit Kapital ohne Verzögerung in den Netzausbau fließen könne. Zudem müsse das Energiesystem stärker als Gesamtsystem gedacht werden, bei dem Erzeugung, Netze und Flexibilität ineinandergreifen.

Auch Markus Krebber verwies auf die Bedeutung verlässlicher Rahmenbedingungen. Infrastrukturinvestitionen hätten lange Laufzeiten. Deshalb brauche es neben attraktiven Bedingungen vor allem Planungssicherheit und schnellere Genehmigungen. Daran entscheide sich die Attraktivität eines Wirtschaftsstandorts.

Finanzierung des Netzausbaus unterstützen

Christian Sewing sprach von einem „Finanzierungsmarathon“ für Netze, Energieversorgung und industrielle Transformation. Nach Angaben des Deutsche-Bank-Chefs sei ausreichend Kapital vorhanden. Voraussetzung sei jedoch, Prozesse zu vereinfachen und die Umsetzung deutlich zu beschleunigen.

Birgit Potrafki verwies auf geopolitische Risiken und Störungen internationaler Lieferketten. Diese zeigten die Bedeutung einer unabhängigen Stahlproduktion in Europa. Die Finanzvorständin der Salzgitter AG forderte deshalb stabile regulatorische und finanzielle Rahmenbedingungen für Unternehmen, die frühzeitig in die Transformation investierten.

Siemens-Energy-Vorstand Tim Holt erklärte, Lieferketten könnten nur dann im erforderlichen Tempo ausgebaut werden, wenn Unternehmen langfristige Planungssicherheit erhielten. Der Austausch zwischen Netzbetreibern, Industrie, Politik und Gesellschaft sei dafür entscheidend.

Aurelie Alemany betonte die Rolle der Elektrifizierung und Digitalisierung. Die Vorstandsvorsitzende von Enercity erklärte, Speicher, intelligente Netze und die Wärmewende seien zentrale Voraussetzungen für ein resilientes und bezahlbares Energiesystem in Europa.

Nach Angaben von Tennet herrschte unter den Teilnehmern Einigkeit darüber, dass die Energiewende eines der größten Investitionsprojekte der kommenden Jahrzehnte sei. Sie könne langfristig die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten reduzieren und industrielle Wertschöpfung in Europa stärken. Voraussetzung seien jedoch klare politische Prioritäten, verlässliche Rahmenbedingungen und eine kontinuierliche Unterstützung über Legislaturperioden hinweg.

Im Mittelpunkt stehen drei Formen der Abschaltung, die die Bundesnetzagentur unterscheidet: die vorübergehende Pausierung eines Anschlusses, die dauerhafte Stilllegung sowie der vollständige Rückbau. Während bei einer Pausierung der Anschluss betriebsbereit bleibt, wird bei der Stilllegung die Versorgung dauerhaft unterbrochen. Beim Rückbau werden zusätzlich Leitungen und Anlagenteile entfernt. Allerdings: „Für diese drei genannten Abschaltungsarten gibt es keine bindende gesetzliche Definition“, heißt es.

Kosten zwischen null und 6.900 Euro

Der VZBV verweist darauf, dass viele Verbraucher beim Austausch ihrer Gasheizung durch eine Wärmepumpe mit unerwarteten Kosten konfrontiert werden. Besonders kritisch sieht die Verbraucherorganisation die großen Preisunterschiede zwischen einzelnen Netzbetreibern. In einem bundesweiten Marktcheck von 54 Gasverteilnetzbetreibern lagen die einmaligen Kosten für eine Stilllegung zwischen null und 6.545 Euro. Für einen Rückbau wurden zwischen null und 6.900 Euro verlangt. Gemittelt lag der Preis bei rund 455 Euro für eine Stilllegung und etwa 1.190 Euro für einen Rückbau.

Hinzu kommt, dass nicht alle Netzbetreiber sämtliche Abschaltungsarten anbieten. Auf vielen Webseiten fehlten Informationen vollständig oder waren nur schwer auffindbar. Teilweise wurde ausschließlich ein kostenintensiver Rückbau angeboten, obwohl Verbraucher lediglich eine Stilllegung wünschten. Nach Einschätzung des VZBV erschwert dies den Umstieg auf erneuerbare Heizsysteme zusätzlich.

Auch bei der Kommunikation sehen die Verbraucherschützer Defizite. In ausgewerteten Beschwerdefällen berichteten Verbraucher von hohen Rechnungen, unklaren Kostenstrukturen und Problemen bei der Abstimmung zwischen Netzbetreiber und Grundversorger. Teilweise seien nach dem Ausbau des Gaszählers weiterhin Grundpreise berechnet worden, weil Informationen über die Abschaltung nicht rechtzeitig weitergegeben wurden.

Rechtliche Unklarheiten

Rechtlich bleibt die Situation ebenfalls ungeklärt. Netzbetreiber berufen sich häufig auf die Niederdruckanschlussverordnung (NDAV), insbesondere auf Paragraf 9, um Kosten für Stilllegung oder Rückbau in Rechnung zu stellen. Juristisch ist jedoch umstritten, ob diese Vorschrift überhaupt auf die Abschaltung eines Anschlusses angewendet werden kann. Das Oberlandesgericht Oldenburg entschied Ende 2025, dass die Stilllegung eines Netzanschlusses nicht unter den Begriff der „Änderung“ im Sinne der NDAV fällt. Eine höchstrichterliche Entscheidung des Bundesgerichtshofs steht allerdings noch aus.

Der VZBV fordert deshalb klare gesetzliche Regelungen. Aus Sicht des Verbandes sollte die Stilllegung eines Gasanschlusses grundsätzlich kostenfrei sein. Zudem müssten alle Netzbetreiber verpflichtet werden, eine Stilllegung als Standardoption anzubieten. Darüber hinaus sprechen sich die Verbraucherschützer für bundesweit einheitliche Begriffe und transparente Preisangaben aus.

Das Papier „Gasanschlussabschaltung. Transparenz, Kosten und rechtliche Rahmenbedingungen“ des Verbraucherzentrale Bundesverbandes (VZBV) kann auf dessen Website heruntergeladen werden.

Hintergrund ist die geplante Neuausrichtung der Wärmepolitik der Bundesregierung. Der Referentenentwurf des GModG sieht vor, dass neue Gas- und Ölheizungen weiterhin eingebaut werden dürfen, sofern schrittweise steigende Anteile klimaneutraler Brennstoffe eingesetzt werden.

Die „Bio-Treppe“ soll ab 2029 zunächst einen Anteil von zehn Prozent vorschreiben. Vorgesehen sind anschließend 15 Prozent ab 2030, 30 Prozent ab 2035 und 60 Prozent ab 2040. Parallel dazu soll eine Grüngasquote Inverkehrbringer verpflichten, zunehmende Mengen klimaneutraler Gase bereitzustellen

Verteilung der wirtschaftlich nutzbaren Mengen

Der Bericht kommt zu dem Ergebnis, dass die technischen Potenziale für Biomethan und Wasserstoff zwar hoch seien, wirtschaftlich nutzbare Mengen jedoch deutlich geringer ausfielen. Zudem konkurriere der Gebäudesektor künftig mit Industrie, Verkehr und Stromerzeugung um dieselben Grüngasmengen.

Im mittleren Szenario rechnen die Autoren für das Jahr 2035 mit einer Grüngasnachfrage von rund 18 Milliarden kWh im Gebäudesektor. Bis 2045 könnte die Nachfrage auf 207 Milliarden kWh steigen. Gleichzeitig verweisen die Studienautoren auf heimische Potenziale von mehr als 350 Milliarden kWh für Biomethan und Wasserstoff. Zusätzliche Importmöglichkeiten aus Europa, insbesondere aus der Ukraine, könnten den Spielraum erweitern.

Die eigentliche Herausforderung liege daher weniger in der absoluten Verfügbarkeit als in der Verteilung der Mengen zwischen den Sektoren. „Industrie, Verkehr und Stromsystem sowie die Notwendigkeit, früher oder später Negativemissionen generieren zu müssen, erhöhen den Druck auf verfügbare Mengen deutlich“, heißt es in der Analyse.

Kosten für Haushalte

Bei den Kosten rechnen die Studienautoren kurzfristig mit vergleichsweise moderaten Belastungen für Haushalte. Im mittleren Szenario mit hohem CO2-Preis steigen die jährlichen Heizkosten eines durchschnittlichen Einfamilienhauses durch die Grüngasquote im Jahr 2030 um acht Euro, durch die Bio-Treppe um rund 100 Euro jährlich. Für 2035 reichen die Mehrkosten laut Studie von 24 bis 128 Euro pro Jahr.

In ungünstigen Preisentwicklungen könnten die Belastungen jedoch deutlich höher ausfallen. Im modellierten Hochpreis-Szenario mit niedrigem CO2-Preis steigen die jährlichen Heizkosten 2035 laut Untersuchung um bis zu 398 Euro.

Die Autoren sprechen sich deshalb für einen flexiblen Hochlauf der Grüngasquote aus. Starre gesetzliche Zielpfade könnten das Risiko erhöhen, dass politische Vorgaben und tatsächliche Verfügbarkeit auseinander liefen.

Zugleich plädieren Epico und Frontier Economics dafür, Grüngase vor allem dort einzusetzen, wo Elektrifizierung technisch oder wirtschaftlich schwer umsetzbar sei. Wasserstoff werde im Gebäudesektor langfristig vermutlich keine bedeutende Rolle spielen. Als Gründe nennen die Autoren Effizienzverluste sowie die Konkurrenz durch Industrie und Energiesystem.

Der „Realitäts-Check des Gebäudemodernisierungsgesetzes und Leitlinien für die Ausgestaltung“ stehen zum Download zur Verfügung

Zwar sei das Bruttoinlandsprodukt im ersten Quartal um 0,5 Prozent gestiegen, energieintensive Industriezweige hätten ihre Produktion jedoch erneut deutlich reduziert. Gleichzeitig habe die teils kalte Witterung im Januar den Energiebedarf für Raumwärme erhöht.

Energiepreise belasten Märkte

Auch die Entwicklung der Energiepreise spielte laut AG Energiebilanzen eine Rolle. Zwar seien die Energieeinfuhrpreise zu Jahresbeginn zunächst gesunken, was den Verbrauch hätte erhöhen können. Dieser Effekt sei jedoch ausgeblieben, nachdem die Sperrung der Straße von Hormus sowie steigende Preise für Rohöl und Erdgas ab März die Märkte belastet hatten.

Die AG Energiebilanzen weist zudem auf statistische Effekte hin. Hintergrund sei die gestiegene Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Da Wind- und Solarstrom in der Primärenergiebilanz mit einem Wirkungsgrad von 100 Prozent bewertet werden, sinke rechnerisch der Primärenergieverbrauch. Im Vorjahresquartal hatte eine schwache Windstromerzeugung den gegenteiligen Effekt ausgelöst. 

Bereinigt um die kühlere Witterung wäre der Primärenergieverbrauch nach Berechnungen der AG Energiebilanzen sogar um 2,2 Prozent gesunken.

Sinkender Ölverbrauch

Beim Mineralölverbrauch verzeichnete die AG Energiebilanzen einen Rückgang um 5 Prozent. Der Absatz von Ottokraftstoff sank leicht um 0,5 Prozent, die Nachfrage nach Dieselkraftstoff ging um rund 5 Prozent zurück.

Die Lieferungen von Rohbenzin an die chemische Industrie lagen knapp 2 Prozent unter Vorjahresniveau. Auch der Verbrauch von Flugkraftstoff sank um 5,5 Prozent. Beim leichten Heizöl betrug das Minus mehr als 10 Prozent. Laut AG Energiebilanzen stockten viele Verbraucher ihre Vorräte trotz zunächst günstiger Preise nicht auf und reagierten nach den deutlichen Preissteigerungen im März mit Kaufzurückhaltung.

Der Erdgasverbrauch lag mit einem Minus von 1,4 Prozent ebenfalls leicht unter dem Vorjahreswert. Während der Bedarf für Raumwärme sowie in der Strom- und Fernwärmeerzeugung stieg, ging der Verbrauch der Industrie zurück.

Weniger Kohlebedarf

Der Verbrauch von Steinkohle nahm dagegen um 3,5 Prozent zu. Während Kraftwerke 3,9 Prozent weniger Steinkohle einsetzten, erhöhten sich die Lieferungen an die Eisen- und Stahlindustrie um 6,5 Prozent.

Der Verbrauch von Braunkohle sank um gut 7 Prozent. Die Förderung entwickelte sich laut AG Energiebilanzen in ähnlicher Größenordnung rückläufig. Das führt die Organisation neben dem Kohleausstieg und der Stilllegung von Kraftwerkskapazitäten vor allem auf die deutlich höhere Windstromerzeugung zurück.
 
Die erneuerbaren Energien legten insgesamt um 6,6 Prozent zu. Besonders stark stieg die Windstromerzeugung mit einem Plus von 28 Prozent gegenüber dem windschwachen Vorjahresquartal. Die Solarstromerzeugung nahm um 3 Prozent zu. Wegen der kühleren Temperaturen stieg auch der Einsatz erneuerbarer Energien im Wärmemarkt um 4 Prozent. Der Absatz von Biokraftstoffen sank dagegen um 2 Prozent.

Im Stromhandel verzeichnete Deutschland erstmals seit 2023 wieder einen Exportüberschuss. Die Stromausfuhren stiegen laut AG Energiebilanzen um 20,6 Prozent auf 19,5 Milliarden kWh. Gleichzeitig gingen die Stromimporte um 15,9 Prozent auf 16 Milliarden kWh zurück.

Die energiebedingten CO2-Emissionen sanken im ersten Quartal 2026 nach überschlägigen Berechnungen um rund 2,5 Prozent. Das entspricht einer Verringerung um etwa 4,5 Millionen Tonnen CO2.

Auf Windkraft-Onshore-Anlagen entfallen 52.871 MW (plus 786 MW), auf Offshore-Parks 5.823 MW (minus 169 MW). Solarenergie macht 35.754 MW aus (plus 245 MW), Biomasse 6.904 MW (plus 5 MW).

Bei der sonstigen Direktvermarktung summiert sich die angemeldete Leistung nach den aktuellen Zahlen von 50 Hertz, Amprion, Tennet und Transnet BW auf 32.267 MW. Das bedeutet ein Plus von 749 MW gegenüber dem Vormonat.

Wasserkraft gegen den Trend

Windkraft-Onshore-Anlagen schlagen mit 14.094 MW zu Buche (plus 88 MW). Von Offshore-Anlage sind 5.056 MW im Mai angemeldet (plus 334 MW). Auf Solarerzeugung entfallen 11.087 MW (plus 326 MW). Biomasse-Anlagen ergeben in sonstigen Direktvermarktung 1.154 MW (plus 2 MW).

Leicht rückläufig ist die Entwicklung bei der Wasserkraft. In der geförderten Direktvermarktung beträgt die im Mai bisher registrierte Leistung 835 MW (minus 1 MW). Für die sonstige Direktvermarktung errechnen sich 678 MW (minus 2 MW).

Wasserkraftwerke befinden sich hierzulande überwiegend in Süddeutschland, weil sie das Gefälle des fließenden Wassers nutzen. Bayern ist mit Abstand das Bundesland mit den meisten Wasserkraftwerken. Die Daten wurden durch BDEW, Statistisches Bundesamt, ZSW, EEX und VGB Powertech erhoben.

Der Speicher soll künftig Strom aus Wind- und Solarenergie aufnehmen, wenn die Einspeisung hoch ausfällt. Zu einem späteren Zeitpunkt kann das System die Energie wieder bereitstellen. Flower verweist darauf, dass solche Flexibilitätslösungen an Bedeutung gewinnen, da mit dem Ausbau erneuerbarer Energien häufiger Phasen hoher Einspeisung entstehen. Ohne Speicher drohten Abregelungen oder zeitweise negative Strompreise an der Börse.

Standort besonders geeignet

Das Projekt entsteht im Bezirk Bergedorf auf einer Gewerbefläche im Stadtteil Allermöhe. Die Fläche umfasst, wie es weiter heißt, rund zwei Hektar. Hamburg Invest unterstützte Flower bei der Flächensuche und Standortentwicklung. Die städtische Wirtschaftsförderung mit Sitz in Hamburg begleitet Unternehmen bei Ansiedlungen im Wirtschaftsraum Hamburg. Auch das Förderprogramm Scaleup Hamburg unterstützte das Unternehmen laut Mitteilung in einer frühen Phase.

Hamburg Invest bewertet den Standort als passend, da die Fläche wegen bodenspezifischer Besonderheiten für andere gewerbliche Nutzungen kaum infrage komme. Für einen Batteriespeicher eigne sie sich dagegen gut. Hamburg Invest verweist zudem auf die Nähe zum Energie-Campus der Hochschule für Angewandte Wissenschaften Hamburg und zum entstehenden Innovationspark Bergedorf, der unter anderem erneuerbare Energien adressiert.
 John Diklev, Gründer und Geschäftsführer von Flower, sieht das Vorhaben als wichtigen Schritt, um Batteriespeicher in Deutschland zu skalieren und die Stabilität des nationalen und regionalen Stromsystems zu unterstützen.

Flower baut Projektpipeline in Europa aus

Das Hamburger Projekt reiht sich in mehrere Batteriespeicheraktivitäten von Flower in Deutschland ein. Kürzlich gab das Unternehmen die Übernahme eines Batterieenergiespeicherprojekts in Döllnitz bei Halle an der Saale (Sachsen-Anhalt) bekannt. Dort plant Flower ein System mit 63 MW Leistung und 257 MWh Kapazität. Parallel brachte das Unternehmen im Saarland ein Projekt mit 10 MW Leistung und 20 MWh Kapazität in den baureifen Status. Nach eigenen Angaben entwickelt Flower weitere Batterieenergiespeicherprojekte in Deutschland.

Auch im Heimatmarkt Schweden betreibt Flower bereits Batteriespeicher. Vier Standorte sind dort nach Unternehmensangaben in Betrieb und kommen zusammen auf eine installierte Leistung von 63 MW. Drei weitere intern entwickelte Projekte mit zusammen 70 MW sollen im Jahr 2026 ans Netz gehen. Darüber hinaus entwickelt Flower großskalige Speicherprojekte in den Niederlanden, Frankreich und Belgien. Das Unternehmen spricht von einer europäischen Entwicklungspipeline im Multi-GWh-Bereich.

Flower beschäftigt nach eigenen Angaben mehr als 140 Mitarbeiter und verfügt über finanzielle Unterstützung von mehr als 150 Millionen Euro. Das Unternehmen vermarktet und optimiert flexible Energieanlagen über eine KI-gestützte Plattform.

Im ersten Quartal 2026 erreichte der Marktanteil batterieelektrischer Fahrzeuge laut der Untersuchung neue Höchststände. So lag in der Europäischen Union der Anteil bei 19 Prozent, in Deutschland bei 23 Prozent und in Frankreich bei 28 Prozent. Allianz Trade bewertet die Entwicklung als Hinweis darauf, dass steigende Kraftstoffpreise den Wandel im Verkehrssektor beschleunigen könnten.

Guillaume Dejean, Analyst bei Allianz Trade, sieht vor allem wirtschaftliche Gründe für diesen Trend. „Jede Ölpreiskrise ist ein Turbo für die Elektromobilität – nicht aus Ideologie, sondern aus rein wirtschaftlichem Denken“, sagte er laut einer Mitteilung des Unternehmens. Elektroautos verursachten derzeit fünf- bis siebenmal niedrigere Energiekosten als Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor. Ohne Netzausbau, Industriepolitik und langfristige Planungssicherheit werde der Effekt jedoch nicht dauerhaft sein, so Dejean weiter.
 Besonders in Deutschland steige laut Studie der finanzielle Druck auf Autofahrer. Kraftstoffpreise von mehr als zwei Euro pro Liter träfen auf höhere Kosten für Reparaturen, Wartung und Ersatzteile. Diese Ausgaben seien seit 2021 europaweit um 20 bis 37 Prozent gestiegen. Laut Allianz Trade wenden Haushalte in Deutschland inzwischen 7 bis 8 Prozent ihres verfügbaren Einkommens für die Autonutzung auf. Bei einkommensschwächeren Gruppen liege der Anteil teilweise bei mehr als 11 Prozent.

Batteriepreise sinken weiter

Nach Einschätzung der Studienautoren nähert sich die Elektromobilität zudem einem wirtschaftlichen Wendepunkt. Die Preise für Lithium-Ionen-Batterien seien seit 2010 um 93 Prozent gefallen und könnten bis 2030 auf 60 bis 70 US-Dollar (umgerechnet 51 bis 59 Euro) pro kWh sinken. Auf diesem Niveau würden Elektrofahrzeuge in vielen Segmenten günstiger als Verbrenner, auch ohne staatliche Förderung, heißt es in der Studie.

Hazem Krichene, Senior-Klimaökonom bei Allianz Research, der volkswirtschaftlichen Analyse-Einheit von Allianz Trade, bewertet diese Entwicklung. Er sieht sie als entscheidend für den weiteren Markthochlauf der Elektromobilität. Förderprogramme könnten den Hochlauf zwar beschleunigen, aber keine wettbewerbsfähige Technologie ersetzen, meint er.

Gleichzeitig verweisen die Studienautoren auf strukturelle Probleme beim Ausbau der Infrastruktur. Europa verfüge derzeit über rund 1,1 Millionen Ladepunkte. Damit liege die EU deutlich unter dem Ziel der Europäischen Kommission von 3,5 Millionen Ladepunkten bis 2030. Nur 16 Prozent der bestehenden Anlagen seien Schnellladepunkte.

Konkurrenzkampf mit KI um Netzkapazitäten

Nach Darstellung der Studie könnten nicht nur fehlende Ladepunkte, sondern auch die Stromnetze zum Engpass werden. Allianz Research verweist dabei auf den steigenden Strombedarf von Rechenzentren für Anwendungen mit künstlicher Intelligenz. Dieser Verbrauch könnte bis 2030 in der Europäischen Union um fast 65 Prozent steigen und damit zunehmend mit der Elektromobilität um Netzkapazitäten konkurrieren.

Für die europäische Automobilindustrie verschärft sich laut Allianz Trade zugleich der Wettbewerbsdruck. Chinesische Hersteller hätten ihren Marktanteil in Europa inzwischen auf rund 7 Prozent erhöht und verstärkten den Preiswettbewerb. Zudem bleibe die Branche anfällig für Lieferkettenprobleme, insbesondere bei Halbleitern. Moderne Elektrofahrzeuge benötigten zwei- bis dreimal mehr elektronische Komponenten als ältere Verbrennermodelle.

Die 13-seitige Studie „Automotive: Will the Middle East crisis supercharge EV momentum?“ ist über die Internetseite von Allianz Trade abrufbar.

Das Projekt gehört zu den ersten konkreteren Vorhaben im Zusammenhang mit dem Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätsgesetz (StromVKG). Über dieses Gesetz will die Bundesregierung neue steuerbare Kraftwerkskapazitäten fördern. Sie sollen Versorgungslücken schließen, die durch den Kernenergieausstieg und den geplanten Kohlerückbau entstehen.

Nach Angaben von Onyx Power soll die neue Anlage technisch so ausgelegt werden, dass sie perspektivisch auch Wasserstoff nutzen kann. Solche H2-ready-Kraftwerke gelten als wichtiger Bestandteil des künftigen Energiesystems. Sie lassen sich flexibel regeln und sollen langfristig klimafreundlicher betrieben werden als klassische Gaskraftwerke.

Beitrag zur Versorgungssicherheit im süddeutschen Raum

Der Kraftwerksstandort Zolling zählt zu den traditionsreichen Energiestandorten in Bayern. Das dortige Steinkohlekraftwerk stellte seinen regulären Betrieb im Februar 2025 ein. Bis mindestens 31. März 2031 bleibt der Block Teil der Netzreserve und kann bei Netzengpässen oder Dunkelflauten wieder hochgefahren werden. Neben dem Kohleblock betreibt Onyx Power am Standort Zolling weiterhin ein Biomasseheizkraftwerk sowie Gasturbinen. Nach Darstellung des bayerischen Wirtschaftsministeriums soll das geplante GuD-Kraftwerk die Bedeutung des Standorts langfristig sichern. Die Staatsregierung sieht darin zudem einen Beitrag zur Versorgungssicherheit im süddeutschen Raum.

Kraftwerksleiter Roman Ritter bezeichnete die geplante Anlage laut Unternehmensmitteilung als zentrales Zukunftsprojekt für den Standort Zolling. Moderne flexible Kraftwerke würden künftig eine wichtige Rolle im Stromsystem übernehmen. Gleichzeitig verwies Ritter darauf, dass die Umsetzung von verlässlichen gesetzlichen Rahmenbedingungen und funktionierenden Ausschreibungen abhänge.

Die Anlage soll nach Angaben von Onyx Power insbesondere in Zeiten geringer Einspeisung aus erneuerbaren Energien einspringen. Damit würde das Kraftwerk vor allem Reserveleistung bereitstellen und Lastspitzen im Stromnetz absichern. Gerade in Süddeutschland wächst der Bedarf an solchen steuerbaren Kraftwerken.

Unterstützung vom Landesministerium

Politische Unterstützung erhält das Vorhaben nun auch von der bayerischen Staatsregierung. Wirtschaftsminister Hubert Aiwanger (Freie Wähler) unterzeichnete gemeinsam mit Onyx Power eine Absichtserklärung für das Projekt. Laut Ministerium dokumentiert der sogenannte Letter of Intent das gemeinsame Interesse an dem Kraftwerksbau. Aiwanger erklärte, neue Gaskraftwerke seien notwendig, um eine sichere und bezahlbare Energieversorgung in Bayern zu gewährleisten.

Ob und wann das Kraftwerk tatsächlich gebaut wird, hängt allerdings von mehreren Faktoren ab. Entscheidend dürfte sein, wie die Ausschreibungen im Rahmen des StromVKG ausgestaltet werden und ob das Projekt dort einen Zuschlag erhält. Zudem stehen weitere Genehmigungen und technische Detailplanungen aus. Onyx Power kündigte an, die Vorbereitungen für das Vorhaben nun weiter voranzutreiben.

„Das gute Jahresergebnis ist die Grundlage dafür, dass wir die Energiewende in der Region weiter verlässlich voranbringen können: mit gezieltem Netzausbau, hoher Versorgungssicherheit und Augenmaß bei den Kosten“, kommentierte Vorstandsvorsitzender Matthias Boxberger das Jahresergebnis von Avacon mit Sitz im niedersächsischen Helmstedt bei der Hauptversammlung.

641 Millionen Euro investierte die Unternehmensgruppe 2025 – rund 90 Millionen Euro mehr als im Vorjahr. Ein Großteil hiervon entfiel auf den Aus- und Umbau der Energienetze sowie die Digitalisierung. Innerhalb von fünf Jahren hat Avacon das jährliche Investitionsvolumen nach eigenen Angaben fast verdoppelt. Bis 2030 sind Investitionen von rund 4 Milliarden Euro geplant.

Rekordinvestitionen in Netze und Digitalisierung

Bereits heute sind rund 980 digitale Ortsnetzstationen im Einsatz. Und mit einer Rolloutquote von 30 Prozent bei Smart Metern liege man, wie es weiter heißt, deutlich über den gesetzlichen Vorgaben: Von 1,1 Millionen Messstellen sind demnach bereits 60 Prozent umgerüstet. 

Auch beim Ausbau erneuerbarer Energien verzeichnet Avacon eine hohe Dynamik. Rund 35.000 neue Erzeugungsanlagen wurden 2025 angeschlossen. Treiber bleibt die Photovoltaik mit einem Zuwachs von rund 25 Prozent. Insgesamt speisen heute rund 155.000 Anlagen 21,7 Milliarden kWh Strom aus regenerativen Quellen ein. Die bilanzielle Grünstromquote liegt bei 235 Prozent und damit deutlich über dem Bundesdurchschnitt. „Der Fokus muss darauf liegen, dass Erneuerbaren-Ausbau und Netzausbau deutlich besser verzahnt werden“, fordert Boxberger. 

Gleichzeitig verzeichnet Avacon eine hohe Zahl weiterer Anschlussanfragen. Dem Unternehmen liegen aktuell rund 3.000 Anfragen für Batteriespeicher und 130 Anfragen von Industriekunden vor. Netzanschlusskapazitäten werden damit zunehmend zum Engpassfaktor. Als Herausforderung sieht das Unternehmen vor allem die fehlende Synchronisation bei Erzeugungsprojekten, Speichern und Netzausbau, die häufig unterschiedlichen Zeitplänen folgen. Ein langfristiger Netzausbauplan, der die Perspektiven für Netzanschlüsse von Kunden für die nächsten Jahre aufzeigt, soll hier Abhilfe schaffen.

Der Versorgungsbereich von Avacon erstreckt sich von der Nordseeküste bis Südhessen und umfasst große Teile Niedersachsens und Sachsen-Anhalts.

Derzeit hält die Stadt mit 51 Prozent die Mehrheit an der EVR. Weitere 25,1 Prozent entfallen auf die Münchener Stadtwerkegesellschaft Thüga, die Teag mit Sitz in Erfurt ist mit 23,9 Prozent beteiligt. Im Rahmen der laufenden Gespräche werde geprüft, ob die Stadt Rudolstadt und die Thüga ihre EVR-Anteile in die Teag einbringen. Im Gegenzug würden beide Partner Anteile an der Teag erhalten.

Im Ergebnis wären die Stadt Rudolstadt und die Thüga direkt an der Teag beteiligt. Die EVR und die Netzgesellschaft Energienetze Rudolstadt GmbH (ENR) würden im Gegenzug zu hundertprozentigen Tochtergesellschaften der Teag werden.

Die Teag selbst befindet sich ebenfalls überwiegend in kommunaler Hand. Nach Unternehmensangaben gehören 84,8 Prozent der Anteile rund 620 Städten und Gemeinden in Thüringen. Weitere 15,2 Prozent hält die Thüga.

Bewertung durch Wirtschaftsprüfer

Zur Ermittlung der künftigen Beteiligungsverhältnisse werden die EVR und die ENR derzeit durch eine unabhängige Wirtschaftsprüfungsgesellschaft bewertet. Auf Basis dieser Unternehmensbewertungen soll festgelegt werden, welche Anteile die Stadt Rudolstadt und die Thüga als Gegenleistung an der Teag erhalten würden.

Die EVR erzielte im Geschäftsjahr 2024 einen Bilanzgewinn von 2,4 Millionen Euro nach 2,6 Millionen Euro im Vorjahr. Die Umsatzerlöse beliefen sich auf 30,1 Millionen Euro. Im Jahr 2023 lagen sie noch bei 41,8 Millionen Euro.

„Die Energiewende, steigende Investitionen und neue technische Anforderungen stellen kleinere kommunale Versorger zunehmend vor Herausforderungen. Mit einer vertieften Zusammenarbeit wollen wir die Energieversorgung in Rudolstadt langfristig stabil und wirtschaftlich absichern und zugleich die kommunale Verankerung erhalten“, erklärte Bürgermeister Jörg Reichl.

Laut WT schreitet das Bauprojekt seit dem Spatenstich im April 2025 planmäßig voran. Die ersten beiden Bauabschnitte mit Werkhalle, Büro-Zwischenbau und Lagerhalle seien bereits abgeschlossen und in Betrieb. Mit dem Richtfest seien nun die Rohbauten der Bauabschnitte drei und vier erreicht worden. Die Fertigstellung des Gesamtprojekts ist für November 2026 vorgesehen.

Politische Unterstützung beim Richtfest

Auch Vertreter aus Politik und Verwaltung begleiteten das Richtfest. Sachsens Ministerpräsident Michael Kretschmer (CDU) erklärte, WT leiste mit dem Ausbau moderner Umspannwerke einen wichtigen Beitrag zur Integration erneuerbarer Energien und zur Versorgungssicherheit. „Der Neubau schafft nicht nur zusätzliche Arbeitsplätze, sondern auch ein Zentrum für Zukunftstechnologien für die Ausbildung qualifizierter Fachkräfte im Bereich der Netzinfrastruktur“, hob Kretschmer hervor.

Der Landrat des Landkreises Meißen, Ralf Hänsel (CDU), bezeichnete die Investition als Signal für industrielle Kompetenz und Fachkräfteentwicklung in der Region. Riesas Oberbürgermeister Marco Müller (VDU) erklärte, WT stärke mit dem Ausbau moderne Industriearbeitsplätze und technisches Know-how am Standort Riesa.

Fertigungshalle für mehr Kapazität

Im dritten Bauabschnitt entsteht ein Büro- und Verwaltungskomplex mit rund 2.700 Quadratmetern Nutzfläche und mehr als 75 Arbeitsplätzen. Dort sollen künftig Planung, Projektentwicklung und Arbeitsvorbereitung gebündelt werden. Parallel baut WT eine neue Fertigungshalle. Zudem plant das Unternehmen ein Schulungszentrum mit Trainingsumspannwerk. Dort sollen künftig Montage und Netzanschluss von Umspannwerken praxisnah trainiert werden.

WT-Geschäftsführer Marek Reschke erklärte, der Standort Riesa verbinde Tradition und Wachstumsperspektiven. „Mit der neuen Fertigungshalle schaffen wir zusätzliche Voraussetzungen, um die steigende Nachfrage der Kunden bedienen zu können“, so Reschke. Die Integration der EAS solle Kapazitäten und Kompetenzen bündeln.

Die Elektroanlagenbau Schneider GmbH war 1994 in Meißen gegründet worden und ist auf Schaltschrankprojekte spezialisiert. Künftig soll das Unternehmen als Marke innerhalb der WT-Gruppe in Riesa angesiedelt werden. Geschäftsführer Ronald Metzig erklärte, die Integration eröffne Kunden und Beschäftigten zusätzliche Möglichkeiten durch moderne Infrastruktur und größere Kapazitäten.

Nach Angaben von WT bleibt Nachhaltigkeit ein zentrales Element des Projekts. Geplant seien Photovoltaikanlagen auf allen Dächern, begrünte Außenanlagen sowie Ladeinfrastruktur für Elektromobilität und Batteriespeicher. Geschäftsführer Michael Bohnefeld erklärte, der neue Standort solle die energetische Unabhängigkeit des Unternehmens stärken und gleichzeitig effizientere Arbeitsabläufe ermöglichen.

Mitglied der Statkraft-Konzernleitung ist sie seit 2022. Bevor sie zu dem norwegischen Energieriesen kam, war sie CEO bei Solarcentury. Das Unternehmen war 2020 von Statkraft übernommen worden. Flesche wurde nach der Übernahme Finanzchefin von Statkraft European Wind and Solar.

Flesche ist 1971 geboren und deutsche Staatsbürgerin. Sie hat Volkswirtschaft und Finanzwesen an der Universität Hamburg studiert. In der Erneuerbaren-Branche sammelt sie seit mehr als 20 Erfahrungen.

„Barbaras umfassende Erfahrung als EVP bei Statkraft, einem der größten europäischen Akteure im Bereich erneuerbare Energien, macht sie besonders geeignet, Solarenergie und Speichertechnologien als ausgereiften, etablierten und bedeutenden Bestandteil des europäischen Energiesystems zu vertreten“, kommentierte Walburga Hemetsberger, CEO von Solarpower Europe, die Wahl.

Als Vizepräsident neu gewählt wurde am 7. Mai Stefano Lorenzi, CEO, „3SUN“. Wiedergewählt wurde als Vizepräsidentin Alexandra Sombsthay, Executive Vice-President von Akuo. Insgesamt gehören dem Vorstand von Solarpower 20 Mitglieder an.

Strom: Etwas fester, doch abwartend, hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. Der Montag wurde mit 109,00 Euro je Megawattstunde im Base gesehen. An der Börse wurde der erste Arbeitstag der neuen Woche mit 107 Euro je Megawattstunde gehandelt. Am Donnerstag hatte der Freitag selbst im außerbörslichen Handel im Base 114 Euro gekostet. Maßgeblich für den moderaten Preisrückgang von Freitag auf Montag ist die höhere Erneuerbaren-Einspeisung, die für den ersten Tag der neuen Woche erwartet wird. Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren soll laut den Meteorologen von Eurowind am Montag 21,6 Gigawatt betragen gegenüber 19,4 Gigawatt am Berichtstag. Für Dienstag und Mittwoch der neuen Woche geht Eurowind von Erneuerbarenbeiträgen aus, die mit 37,5 bzw. 34,2 Gigawatt deutlich höher liegen als die für Montag erwartete Einspeisung.

Am langen Ende legte das Stromfrontjahr um 0,47 auf 90,41 Euro zu. Händler verwiesen auf die zum Teil extrem niedrigen Umsätze am Markt. Jedermann warte auf neue Schlagzeilen vom Irankrieg. Niemand wolle umfangreiche Positionen eingehen, um nicht von den Kriegsereignissen unangenehm überrascht zu werden.

CO2: Ein wenig fester haben sich die CO2-Preise am Freitag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.35 Uhr 0,21 auf 75,33 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 6,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 75,84 Euro je Tonne, das Tief bei 74,83 Euro. Die Analysten von belektron bezeichnen die Marke von 75 Euro als Anker für den Dec 26. Die Ergebnisse der jüngsten Primärmarktauktionen ließen auf eine gute Nachfrage schließen. Vor einem Treffen hochrangiger Mitarbeiter zur Reform des EU-ETS am Dienstag der neuen Woche dürften die Marktteilnehmer aber etwas vorsichtiger agieren.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gasmärkte am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 12.55 Uhr 1,000 auf 44,400 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging der Day-ahead um 0,775 auf 44,775 Euro je Megawattstunde nach oben. Die europäischen Erdgaspreise steigen im Nachmittagshandel im Gleichklang mit Öl, da die Händler auf neue Informationen zu den Friedensverhandlungen zwischen den USA und dem Iran warten. Eine schwächere LNG-Nachfrage in Asien verringert den Druck auf die europäischen Märkte, während die Gaseinspeisungen vor dem Winter kräftig begonnen haben.

Allerdings muss noch eine erhebliche Lücke geschlossen werden. „Die Risiken für die Winteraussichten blieben aufwärtsgerichtet, insbesondere in einem Szenario einer länger andauernden Angebotsunterbrechung“, so die Analysten der Rabobank. Das Institut prognostiziert für das zweite Halbjahr TTF-Preise zwischen 47 und 50 Euro je Megawattstunde.