Meyer erklärte, die Länder wollten die heimischen erneuerbaren Energien „an Land wie auf See effizient und systemdienlich ausbauen“. Die Energieministerinnen und Energieminister sähen sich als „Team Energiewende“. Ziel sei es, globale Abhängigkeiten zu verringern und gleichzeitig die Versorgung zu sichern sowie die Strompreise stabil zu halten.

Nach Angaben Meyers fordern die Länder einen gemeinsamen Fahrplan mit dem Bund für den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien. Dazu gehörten Sonderausschreibungen für die Windenergie mit regionaler Verteilung sowie ein beschleunigter Ausbau von Netzen und Speichern. Auch die Bedeutung der Offshore-Windenergie für die Energiesicherheit sei auf der Konferenz hervorgehoben worden.

Energieversorgung bezahlbar sichern

Der Koordinator der sogenannten A-Länder, Sachsen-Anhalts Energieminister Armin Willingmann (SPD), sprach sich für weitere Maßnahmen zur Sicherung einer bezahlbaren Energieversorgung aus. Deutschland bleibe stark von fossilen Energieimporten abhängig. Deshalb müsse neben der nationalen Ölreserve auch eine strategische Gasreserve aufgebaut werden. Sachsen-Anhalt verfüge bereits über entsprechende Speicherkapazitäten.

Willingmann forderte zudem Entlastungen bei den Energiekosten. Kurzfristig könne dies über einen Energiesteuerrabatt geschehen. Mittelfristig müsse die Energiewende sozial flankiert werden. Der Minister nannte dabei die Senkung der Stromsteuer für alle Verbraucher sowie mögliche Sozialtarife für Strom nach Vorbild anderer EU-Staaten. Zudem müssten Mieter besser vor zusätzlichen Kosten durch Gebäudemodernisierungen geschützt werden.

Für die sogenannte G-Seite der Länder erklärte Schleswig-Holsteins Energiewendeminister Tobias Goldschmidt (Grüne), Europa befinde sich „mitten in einer fossilen Inflation“. Sowohl Bürger als auch Unternehmen litten unter geopolitisch bedingten Preissprüngen bei fossilen Energieträgern. Die Antwort darauf sei ein konsequenter Umstieg auf erneuerbare Energien.

EEG 2027 schnell einbringen

Goldschmidt warnte zugleich vor Unsicherheiten bei der Förderung erneuerbarer Energien von 2027 an. Nach seiner Meinung benötigen Unternehmen, Investoren und Banken schnell Klarheit über die Rahmenbedingungen nach dem Auslaufen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Eine offizielle Nachfolgeregelung liege bislang nicht vor. Jede weitere Verzögerung erschwere die Planungen der Unternehmen.

Der Minister sprach sich zudem für einen beschleunigten Netzausbau und eine effizientere Nutzung bestehender Stromnetze aus. Statt zusätzlicher Einschränkungen brauche die Branche laut Goldschmidt bessere Bedingungen für flexible Netzanschlüsse und eine stärkere Überbauung der Netzinfrastruktur.

Das BMWE schickt den Pförtner

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) hatte ihre Teilnahme an der Konferenz kurzfristig krankheitsbedingt abgesagt. Nach Angaben der Länder war auch keine Vertretung auf Staatssekretärsebene vor Ort. Dies sorgte insbesondere beim Besuch einer Erdkabel-Baustelle des Dortmunder Übertragungsnetzbetreibers Amprion auf Norderney für Kritik. Dort informierten sich die Teilnehmer über Offshore-Anbindungen, die Windstrom von der Nordsee in das deutsche Stromnetz transportieren sollen.

Unter Norderney befinden sich nach Angaben des Konferenzsekretariats bis zu acht Offshore-Anbindungen im Bau oder bereits in Betrieb. Sie sollen Strom für mehr als eine Million Haushalte übertragen können. Meyer bezeichnete die Insel als wichtige Drehscheibe für die deutsche Stromversorgung. Die Präsenz der Bundesregierung wäre aus Sicht der Länder wichtig gewesen, um einen gemeinsamen Konsens zu erzielen.

Die Länder wollten den Bund weiter drängen, den Rahmen für den Ausbau erneuerbarer Energien, von Speichern und Netzen zu verbessern, erklärte Meyer abschließend. Statt „Bremsen und Stoppschildern“ brauche es mehr Unterstützung für heimische erneuerbare Energien und deren Beitrag zur Senkung der Strompreise. Die Länderkammer sei eine wichtige legislative Instanz und werde ihre Interessen vertreten, kündigte Meyer an. 

Die im Bundestag in der Opposition befindlichen Grünen, zu denen Meyer und Goldschmidt gehören, regieren in zehn der 16 Länder mit, in Baden-Württemberg sogar als Seniorpartner. Neun Ministerpräsidenten stellt die CDU oder CSU, fünf die SPD.

Ergänzend wurde wie üblich der Bedarf für einen weiter in der Zukunft liegenden Winter ermittelt. Für den betrachteten Winter 2028/2029 beträgt der Netzreservebedarf demnach 8.274 MW. Zur Verringerung des Reservebedarfs bleibe der Netzausbau das wichtigste Mittel, so die Behörde.

Gründe für die steigenden Transportaufgaben im Stromnetz seien zum Beispiel der kontinuierliche Ausbau der erneuerbaren Energien und die notwendige Ausweitung der grenzüberschreitenden Handelskapazitäten. Bis das Netz ertüchtigt ist, sei weiterhin ein hoher Bedarf an Redispatch aus Marktkraftwerken und die ergänzende Vorhaltung von Reserve-Kraftwerken notwendig, so die Bundesnetzagentur.
 2.665 MW vom Ausland

Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) hatten der Bundesnetzagentur zuvor ihre diesjährige Systemanalyse und den daraus resultierenden Bedarf an Netzreserve zur Prüfung vorgelegt. Die Feststellung des Netzreservebedarfs bildet den Abschluss der Prüfung durch die Bundesnetzagentur.

Ein großer Anteil des Netzreservebedarfs mit 4.742 MW wird demnach für den Winter 2026/2027 von deutschen Reservekraftwerken gedeckt. Wie bereits in den vergangenen Jahren soll der verbleibende Bedarf von 2.665 MW durch Kraftwerke im benachbarten Ausland abgesichert werden.

Die ÜNB hatten bereits Anfang Mai 2026 Kraftwerksbetreiber im Ausland aufgefordert, bis zum 19. Mai 2026 ihr Interesse an der Netzreserve anzumelden. Die Vertragsschlüsse der ÜNB mit den ausländischen Kraftwerksbetreibern erfolgen in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur.

Hintergrund der Netzreserve

Netzengpässe entstehen, wenn das Übertragungsnetz überlastet ist. Die Vorhaltung einer Netzreserve dient dazu, dies zu verhindern. Dazu wird bei einer drohenden Überlastung im Netz die Erzeugung örtlich vor einem Engpass reduziert und gleichzeitig die Erzeugung dahinter erhöht. Dieser „Redispatch“ genannte Ausgleichsmechanismus wird zunächst mit am Markt handelnden Kraftwerken durchgeführt.

In bestimmten Netzsituationen reichen diese Kraftwerke jedoch nicht zur Netzentlastung aus. In diesen Fällen werden zusätzlich Netzreserve-Kraftwerke eingesetzt. Die inländische Netzreserve besteht aus Kraftwerken, die nicht mehr zur Stromproduktion am Markt betrieben werden, aber nicht endgültig stillgelegt werden dürfen, da sie systemrelevant sind. Diese Kraftwerke werden ausschließlich auf kurzfristigen Abruf durch die ÜNB eingesetzt.

Die ausländische Netzreserve besteht aus Kraftwerken, die sich vertraglich gegenüber den deutschen ÜNB verpflichten, für den Redispatch Strom in das Netz einzuspeisen. Die Kosten für die Vorhaltung der Kraftwerke und deren Abrufkosten werden über die Netzentgelte refinanziert.

Der Bericht zur Netzreserve steht als PDF zum Download bereit.

Es könne ja sein, dass sich das Verhältnis zu Russland nach einem Ende des Ukraine-Kriegs eines Tages wieder normalisiere und dann erneut Erdgas durch die Leitung in der Ostsee ströme, sagte der AFD-Abgeordnete Leif-Erik Holm in der von seiner Partei angestoßenen Debatte. 

Die Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlage in Lubmin ist ein Kraftwerk, das für die russische Nord-Stream-1-Pipeline gebaut wurde. Es diente dazu, die nötige Wärme herzustellen, um das Erdgas aus Russland ins deutsche Netz zu bringen. 

Wenige Monate nach Beginn des vollflächigen russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine im Februar 2022 stellte Russland die Gaslieferungen nach Deutschland schrittweise und dann vollständig ein. Daher ist das Kraftwerk stillgelegt. Nord Stream 1 wurde wie Nord Stream 2 - die nie in Betrieb gegangen war - bei Explosionen wenig später schwer beschädigt. 

Geschenk zur Selbstabholung billiger als Abriss

Mit der Einstellung der russischen Gaslieferungen durch die Ostsee im September 2022 und dem damit verbundenen Wegfall des Wärmebedarfs sei der Betrieb der Anlage wirtschaftlich unrentabel geworden, hatte die Sefe Securing Energy for Europe GmbH (Berlin) mitgeteilt. Die Sefe ist die vormalige Gazprom Germania, die in der von Russland heraufbeschworenen Energiekrise erst zwangsverwaltet und dann zu einem Bundesunternehmen umgewandelt wurde. Sie ist nach eigenen Angaben Mehrheitseigner des Betreibers Industriekraftwerk Greifswald (IKG). 

„Da auch keine anderen potenziellen Wärmeabnehmer identifiziert werden konnten, wurde der Betrieb im Jahr 2023 eingestellt“, hieß es. Versuche des Betreibers IKG für einen Verkauf schlugen den Angaben zufolge fehl. 

„Die Kraftwerksanlage wird daher im Rahmen der humanitären Hilfe einem ukrainischen Kraftwerksbetreiber als Selbstabholer zur Verfügung gestellt“, teilte Sefe weiter mit. Dies sei im Vergleich zu Abriss und Verschrottung ohne wirtschaftlichen Nachteil. 

Amthor: Wahlkampf

Der mecklenburg-vorpommersche CDU-Abgeordnete Philipp Amthor bezeichnete den Antrag der AFD im Bundestag als „Wahlkampfgetöse“. In Mecklenburg-Vorpommern wird am 20. September ein neuer Landtag gewählt. 

Auch Redner von SPD, Grünen und Linken wiesen das Ansinnen der AFD zurück. Die ebenfalls aus Mecklenburg-Vorpommern stammende Grünen-Abgeordnete Claudia Müller sagte, der AFD gehe es gar nicht um das Kraftwerk, sondern darum, Empörung zu schüren. Dabei sei klar, dass hier niemand das Kraftwerk wolle. 

Der Bundestag beschloss mit den Stimmen von Union, SPD, Grünen und Linken, das Thema zur weiteren Beratung in den Wirtschafts- und Energieausschuss zu überweisen. Beteiligt werden sollen auch andere Ausschüsse. 

Nutzung für LNG-Terminal Mukran? 

Die AFD hatte das Thema bereits in den Landtag von Mecklenburg-Vorpommern und in den Kreistag von Vorpommern-Rügen gebracht. Der Landtag lehnte den Vorstoß ab. Der Kreistag beschloss mehrheitlich eine Prüfung, ob die Anlage das LNG-Terminal in Mukran auf Rügen versorgen könne. 

In dem Zusammenhang äußerte der CDU-Landesvorsitzende Daniel Peters: „Ich teile die Sichtweise, dass kritische Energieinfrastruktur zuerst hier im Land eingesetzt werden sollte. Eine Verlagerung nach Mukran ist dabei ein Weg, der technisch passen und daher umfassend geprüft werden muss.“

Land will Aufnahme Lubmins in Kraftwerksstrategie

Derweil fordert Mecklenburg-Vorpommerns Energieminister Wolfgang Blank die Aufnahme von Lubmin und Rostock in die Kraftwerksstrategie des Bundes. „Der Nordosten muss ausreichend berücksichtigt werden, um die Versorgungssicherheit jederzeit zu gewährleisten“, erklärte der parteilose Politiker anlässlich der Energieministerkonferenz auf der Nordseeinsel Norderney (siehe dazu separate Meldung).

Bei der Kraftwerksstrategie geht es vor allem um die Errichtung neuer Gaskraftwerke. Sie sollen künftig als Backups einspringen, wenn der Strombedarf durch erneuerbare Energien nicht zu decken ist - in so genannten Dunkelflauten, wenn keine Sonne scheint und kein Wind weht.

Die Stadt wollte planungsrechtliche Voraussetzungen für einen „grünen Energiepark“ auf einer Fläche nördlich des Jade-Weser-Ports schaffen, auf dem sich ein Vogelschutzgebiet mit europäischem Rang befindet. Die Stadt habe nicht ausreichend sichergestellt, dass Ausgleichsmaßnahmen für den Naturschutz zeitlich parallel zu den Baumaßnahmen im Vogelschutzgebiet verwirklicht werden, teilte das Gericht mit.

Eilantrag von Naturschutzverbänden

Damit gab der Erste Senat des OVG in Teilen einem Eilantrag von Naturschutzorganisationen statt. Das Bündnis aus Naturschutzbund, Deutsche Umwelthilfe (DUH) und BUND hatte einen Normenkontrollantrag gestellt, weil es den Bebauungsplan für unrechtmäßig hält.

Bis zu einer endgültigen Entscheidung über das Normenkontrollverfahren, also über die Wirksamkeit des Bebauungsplans im Hauptsacheverfahren, bleibe der Plan außer Vollzug gesetzt, erklärte ein Sprecher des OVG. Allerdings könne die Stadt den Bebauungsplan heilen, indem sie nachbessert. Dann könnte sie eine Abänderung des Beschlusses beim OVG beantragen, um den Bebauungsplan zu vollziehen.

Pläne für LNG-Terminal

Auf einer Fläche von 154 Hektar sollen nach den Plänen der Stadt Wilhelmshaven für eine Übergangszeit fossiles Flüssigerdgas (LNG) angelandet werden und dann klimaneutrale Energieträger, etwa mit Solarenergie erzeugtes Methan. Diese sollen dann in Wasserstoff umgewandelt, zur Stromerzeugung genutzt oder in das europäische Gasnetz eingespeist werden. Laut OVG prognostiziert die Stadt eine Jahreskapazität von 200 Milliarden kWh Wasserstoff, was einen erheblichen Teil des für Mitte der 2040er Jahre prognostizierten Bedarfs decken würde.

Dies stellt die erste öffentlich bekannte ausländische Gerichtsentscheidung dar, die es der Naftogaz ermöglicht, das Urteil in einer anderen Rechtsordnung durchzusetzen. Die Entscheidung erhöht den Druck auf Gazprom, das sich einer wachsenden Welle rechtlicher Klagen ehemaliger europäischer Partner gegenübersieht – Klagen, die auf unterbrochene Gaslieferungen und mutmaßliche Vertragsbrüche seit dem russischen Überfall auf die Ukraine zurückzuführen sind. Agenturberichten zufolge belaufen sich diese Forderungen gegen Gazprom inzwischen auf mindestens 19,5 Milliarden Euro.

Naftogaz-CEO Sergii Koretskyi kündigte an, dass das ukrainische Energieunternehmen seine Bemühungen fortsetzen werde, den ausstehenden Betrag von Gazprom auch in anderen Rechtsordnungen einzutreiben. Der Streit geht auf einen Vertrag aus dem Jahr 2019 zurück, der den Transit von russischem Gas durch die Ukraine regelt. Nach dem russischen Einmarsch in die Ukraine im Jahr 2022 wurde der Gastransit über die Verteilerstation Sochranowka in der östlichen Region Luhansk ausgesetzt; die Lieferungen über den Eintrittspunkt Sudscha wurden jedoch fortgesetzt.

Naftogaz machte geltend, dass Gazprom in der Folge die im Rahmen des Transitabkommens geschuldeten Leistungen nicht vollständig beglichen habe, und leitete daraufhin im September 2022 ein Schiedsverfahren in der Schweiz ein. Im Juni 2025 verurteilten die Schiedsrichter Gazprom zur Zahlung von 1,4 Milliarden Dollar an Naftogaz, die sich aus unbezahlten Gebühren für den Gastransport und Verfahrenskosten zusammensetzt. Gazproms Anfechtung des Schiedsspruchs vor dem Schweizerischen Bundesgericht scheiterte, die Entscheidung wurde rechtskräftig.

Das Urteil eröffnet Naftogaz die Möglichkeit, Vermögenswerte von Gazprom in jenen Ländern ins Visier zu nehmen, in denen das russische Unternehmen geschäftlich tätig ist oder Beteiligungen hält.

Seit Russland nach Ausbruch des Krieges seine Gasexporte nach Europa drastisch gedrosselt hat, sieht sich Gazprom einem wachsenden rechtlichen Druck seitens ehemaliger europäischer Kunden und Partner ausgesetzt. Zu den Unternehmen, die gegen Gazprom klagen, gehören die finnische Gasum, die französische Engie, die italienische Eni, die slowakische ZSE Energia sowie die österreichische OMV. Rechtliche Schritte wurden unter anderem von den deutschen Unternehmen RWE und Uniper, dem niederländischen Ferngasnetzbetreiber Gasunie Transport Services und der schweizerischen DXT Commodities eingeleitet.

Seit dem Start der Kooperation im Herbst 2022 registrierten die Partner laut EnBW bereits mehr als fünf Millionen Ladevorgänge an den Standorten des Einzelhandelsunternehmens. Die Ladeinfrastruktur soll Kunden ermöglichen, ihre Fahrzeuge während des Einkaufs zu laden. Die Partner sehen darin einen wichtigen Baustein für den Ausbau der Elektromobilität in Deutschland. Martin Römheld, Leiter der Elektromobilitätssparte bei EnBW, erklärte, das Laden am Einzelhandel sei ein zentraler Bestandteil der Ausbaupläne des Unternehmens. Kunden könnten Ladevorgänge ohne zusätzlichen Zeitaufwand in ihren Alltag integrieren. Das gelte insbesondere für Menschen ohne eigene Lademöglichkeit zu Hause oder am Arbeitsplatz.

Die 500 Schnellladestandorte umfassen nach Unternehmensangaben inzwischen mehr als 2.200 Ladepunkte. Damit befindet sich mehr als ein Viertel der EnBW-Schnellladepunkte in Deutschland an Märkten der Rewe Group. Die Ladepunkte erreichen laut EnBW Leistungen von bis zu 400 kW. Je nach Fahrzeugtechnik könnten Fahrer dadurch innerhalb von 15 Minuten Strom für rund 400 Kilometer Reichweite laden. Die Standorte versorge EnBW vollständig mit Ökostrom.

Ausbau im urbanen und ländlichen Raum

Nach Angaben des Unternehmens zeigt insbesondere der Samstag die Bedeutung der Ladeinfrastruktur am Einzelhandel. Laut Römheld verzeichnet EnBW an diesem Tag die meisten Ladevorgänge. Dies spreche dafür, dass Kunden das Laden während des Einkaufs zunehmend nutzten.

Auch die Rewe Group sieht in dem Angebot einen Beitrag zur Mobilitätswende. Telerik Schischmanow, Finanzvorstand der Rewe Group mit Sitz in Köln, erklärte, die Filialen böten durch ihre Standorte in Städten und ländlichen Regionen einen einfachen Zugang zur Ladeinfrastruktur. 

EnBW betreibt nach eigenen Angaben inzwischen mehr als 8.000 Schnellladepunkte in Deutschland. Nach Darstellung des Unternehmens können Fahrer im Durchschnitt alle 50 Kilometer einen Schnellladepunkt des sogenannten „HyperNetzes“ erreichen. Der Konzern plant laut Mitteilung, dauerhaft rund 20 Prozent der benötigten Schnellladeinfrastruktur in Deutschland bereitzustellen. Dafür setzt EnBW auf einen Ausbau entlang von Einkaufsstandorten, in Städten und entlang von Fernverkehrsrouten.

Einheitliche Preise im Fokus

Für das öffentliche Laden setzt EnBW nach Unternehmensangaben auf einheitliche Preise unabhängig von Tageszeit oder Standort. Im Tarif „EnBW mobility+ L“ zahlen Kunden laut Unternehmen bei einer monatlichen Grundgebühr von 11,99 Euro ab 39 Cent/kWh. In Kombination mit bestimmten Stromverträgen sinke der Preis auf 35 Cent/kWh. Damit wolle das Unternehmen auch Kunden ohne private Wallbox ein öffentliches Laden zu ähnlichen Kosten wie beim Haushaltsstrom ermöglichen.

Das FÖS schlägt darin einen „Klimasparplan für alle“ vor. Ziel sei es, privates Kapital gezielt für Klimaschutz und nachhaltige Infrastrukturprojekte zu mobilisieren. Grundlage des Konzepts ist ein Vorschlag des Sustainable-Finance-Beirats der Bundesregierung aus dem Jahr 2024.

Nach Angaben des FÖS richten sich bestehende staatliche Angebote für nachhaltige Investitionen bislang vor allem an Kapitalmärkte und institutionelle Investoren. Ein Klimasparplan könnte dagegen breitere Bevölkerungsschichten ansprechen.

Sparprodukt weit streuen

Vorgesehen sei ein langfristiges Sparprodukt, das Banken, Versicherungen und Fondsgesellschaften anbieten können. Dabei sollen unterschiedliche Modelle mit verschiedenen Risiko- und Renditeprofilen möglich sein. Das Spektrum reiche von Anlagen mit Kapitalgarantie bis hin zu renditestärkeren Angeboten mit höherem Risiko.

Der Staat würde nach den Vorstellungen des FÖS verbindliche Nachhaltigkeitskriterien definieren und steuerliche Anreize schaffen. Als Vorbild verweist die Organisation auf den französischen „Plan Epargne Avenir Climat“ (PEAC), der bereits ähnliche Ziele verfolgt.

Hana van Loock, Co-Autorin des Policy Briefs, sieht in der einfachen Struktur des Instruments einen Vorteil. Ein gemeinsames Label und ein klarer staatlicher Rahmen könnten Vertrauen schaffen und nachhaltige Geldanlagen auch für Menschen attraktiver machen, die bislang wenig Erfahrung mit Finanzprodukten haben, erklärte sie laut Mitteilung.
 Ungenutztes Geld aktivieren

Das FÖS verweist zudem auf ein großes ungenutztes Potenzial bei privaten Vermögen. Ein erheblicher Teil des Geldvermögens privater Haushalte liege weiterhin in Bankeinlagen oder Bargeld und fließe kaum in nachhaltige Investitionen. Zwar wachse der Markt für nachhaltige Finanzprodukte, viele Haushalte empfänden entsprechende Angebote jedoch als komplex und schwer vergleichbar.

Nach Angaben des FÖS kann sich etwa die Hälfte aller Haushalte Investitionen in grüne Finanzprodukte grundsätzlich vorstellen. Tatsächlich nutze aber bislang nur etwa jeder siebte Haushalt entsprechende Angebote.

Carolin Schenuit, geschäftsführende Vorständin des FÖS, erklärte, die Bundesregierung könne mit einem Klimasparplan erhebliche private Vermögen gezielt aktivieren und Bürgerinnen und Bürger stärker an nachhaltigen Investitionen beteiligen. Staatliche Investitionen könnten dadurch ergänzt und ausgeweitet werden.

Damit ein Klimasparplan breite Wirkung entfaltet, empfiehlt das FÖS klare politische Rahmenbedingungen. Dazu zählen nach Angaben der Organisation verbindliche Nachhaltigkeitsstandards, transparente Wirkungsberichte und steuerliche Vorteile, speziell für Kleinsparer. Darüber hinaus seien mehr Finanzbildung und leicht verständliche Informationsangebote notwendig, um das Instrument in der Breite zu etablieren.

Die Vorschläge des FÖS zum Klimasparplan stehen als PDF zum Download bereit.

Die Regionalplanung definiert, auf welchen Flächen Windenergieanlagen im Südwesten künftig in der Regel errichtet werden können. Wie viele Anlagen dort tatsächlich möglich sind und welche Erträge zu erwarten sind, geht aus den Planungen jedoch nicht hervor. Die KEA-BW will Kommunen deshalb mit einer ersten Potenzialanalyse einen Überblick über mögliche Projekte auf ihren Gemarkungen verschaffen. Nach Angaben der Landesenergieagentur soll dies den Kommunen helfen, frühzeitig eigene Strategien für die Nutzung der Windenergie zu entwickeln.

Die Analyse umfasst Angaben zur möglichen Anzahl von Windenergieanlagen, zum voraussichtlichen Stromertrag sowie zu potenziellen Pachteinnahmen. Nach Angaben der Landesenergieagentur können Kommunen damit eigene Projekte vorbereiten, Angebote von Projektierern besser einschätzen und ihre Interessen gezielter vertreten. Die Einschätzung kann sich entweder auf gemeindeeigene Flächen oder auf sämtliche Flächen einer Gemarkung beziehen.

Prüfung eines kommunalen Flächen-Poolings

Die KEA-BW empfiehlt den Kommunen, frühzeitig aktiv zu werden und nicht erst auf konkrete Vorschläge von Projektierern zu reagieren. Vor allem bei gemeindeeigenen Flächen könne das Wissen um mögliche Anlagenstandorte und Erträge helfen, Verhandlungen auf Augenhöhe zu führen und stärker an der regionalen Wertschöpfung zu partizipieren.
 Sind zusätzlich private Grundstücke betroffen, komme den Kommunen auch eine koordinierende Funktion zu. Dabei könne unter anderem geprüft werden, ob ein kommunales Flächen-Pooling sinnvoll sei. Durch eine gebündelte Organisation von Flächen erleichterten sich bstimmungen mit Eigentümern und Projektentwicklern.

Die KEA-BW weist zugleich darauf hin, dass die Ersteinschätzung keine detaillierte Projektierung ersetzt. Örtliche Messungen oder konkrete technische Planungen seien nicht Bestandteil des Angebots.

Grundlage der Analyse sind die ausgewiesenen und geplanten Vorranggebiete der Regionalverbände. Diese Flächen seien bereits anhand planerischer und rechtlicher Kriterien wie Mindestabständen, Naturschutzbelangen und Windpotenzial bewertet worden.

Für die Abschätzung der möglichen Anlagenzahl berücksichtigt die KEA-BW unter anderem topografische Faktoren wie die Hangneigung. Die Ertragsprognosen basieren auf modellierten Daten des Windatlas Baden-Württemberg. Berücksichtigt werde dabei die mittlere Windleistungsdichte. Die Landesenergieagentur spricht deshalb von einer fundierten, jedoch nicht standortscharfen Bewertung. Faktoren wie Netzanschluss, Zuwegungen oder betriebliche Einschränkungen fließen nach Angaben der KEA-BW nicht in die Ersteinschätzung ein.

„Wir haben uns in Sinne der Nachhaltigkeit bewusst für den Standort Schirmitz entschieden und ebenso bewusst für die Revitalisierung eines bestehenden Gebäudes anstelle eines Neubaus irgendwo auf der grünen Wiese“, erklärt Egon Leo Westphal, Vorstandsvorsitzender der Bayernwerk AG. Trotz der fortschreitenden Elektrifizierung von Gesellschaft und Industrie werde Erdgas noch längere Zeit eine wichtige Rolle in der Energieversorgung spielen. 

Das Gebäude an der Hauptstraße in Schirmitz wurde in den 1950er Jahren errichtet und früher unter anderem als Schaltwarte für das benachbarte Umspannwerk genutzt. Nun sind hier im Obergeschoss 17 moderne Arbeitsplätze entstanden als Anlaufstelle für Servicetechnikerinnen und Servicetechniker des Kundencenters Weiden. 
Zur Ausstattung gehören im Außenbereich unter anderem Trainingsstationen für Montageschulung, Brandbekämpfung, Retten und Bergen, für die Simulation von undichten Stellen im Gasnetz und die Anwendung von Gasspürgeräten. Weitere Schwerpunkte sind Hausinstallations- und Gerätetechnik sowie Lernmöglichkeiten mit Virtual Reality.

Landrat Andreas Meier sagte bei der Eröffnung, der Landkreis Neustadt an der Waldnaab sei Teil der Wasserstoffregion Nordoberpfalz. Das neue Schulungszentrum füge sich da ideal in bereits geschaffene Strukturen ein. 
 

Schon Ende 2024 war ein entsprechender Beschluss für 2025 gefasst worden - ein Vorgehen, das auch von der Beratungsgesellschaft PWC unterstützt wurde. Begründet wird der Geldtransfer mit Verlusten des kommunalen Versorgers in den Geschäftsbereichen Bäder und Öffentlicher Personennahverkehr (ÖPNV), die mit Gewinnen aus anderen Geschäftsbereichen nicht ausgeglichen werden konnten.

Darüber hinaus sind in den kommenden Jahren verstärkte Investitionen in die Infrastruktur der Stadt erforderlich. Im Mittelpunkt steht dabei die Wasserversorgung, die modernisiert und an die Folgen des Klimawandels und den damit einhergehenden höheren Wasserverbrauch angepasst werden soll. 

Investitionen in die Wasser-, Gas- und Stromnetze

Insgesamt standen für 2025 Investitionen von 127 Millionen Euro an. Neben der Wasserversorgung müssen auch die Stromnetze weiter ausgebaut und modernisiert werden, das Gleiche gilt für das 80 Kilometer umfassende Hochdruck-Gasnetz. Über alle Druckstufen hinweg umfasst das SWO-Gasnetz mehr als 700 Kilometer. Auch in die immer konkreter werdende Wärmewende muss viel Geld gesteckt werden. Die ersten Ergebnisse der Wärmeplanung liegen bereits vor. 

Die Osnabrücker Stadtwerke waren während der Energiekrise 2021 und 2022 unter der damaligen Führung in Schieflage geraten. 2024 erwirtschaftete der Versorger unter dem derzeitigen Vorstandsduo Daniel Waschow (Sprecher) und Dirk Eichholz (Finanzen) einen Gewinn von 14,1 Millionen Euro - mehr als erwartet.

Der Magdeburger Stadtrat stimmte dem Erwerb der verbleibenden 51 Prozent in seiner jüngsten Sitzung zu. Verkäufer ist die Tele Columbus Netz. Die Transaktion steht noch unter Genehmigungsvorbehalt durch die Kommunalaufsicht.

Mit der vollständigen Übernahme wollen die SWM Magdeburg nach eigenen Angaben ihr Engagement im Bereich der digitalen Infrastruktur ausbauen. Künftig sollen Investitionen, strategische Entscheidungen und der Ausbau von Telekommunikationsnetzen innerhalb des Konzerns zentral gesteuert werden.

Thomas Pietsch, Sprecher der Geschäftsführung der SWM, erklärte, das Unternehmen könne dadurch die digitale Versorgung gezielter an den Bedarf anpassen. Zudem solle die Landeshauptstadt Magdeburg als Wohn- und Wirtschaftsstandort weiterentwickelt werden.
 Schon 100.000 Haushalte im Highspeednetz

Die MDCC betreibt in der Region Magdeburg ein glasfaserbasiertes Hochgeschwindigkeitsnetz. Nach Unternehmensangaben sind bereits mehr als 100.000 Haushalte angeschlossen. Seit mehr als 20 Jahren investiert das Unternehmen demnach in den Ausbau der Telekommunikationsinfrastruktur in Magdeburg und angrenzenden Regionen. Dazu zählt vor allem der Ausbau von Glasfasernetzen.

Auch außerhalb der Landeshauptstadt ist die MDCC aktiv. Über Beteiligungen wie die Glas Com Salzlandkreis bietet das Unternehmen technische Dienstleistungen und Kommunikationslösungen in der Region an.

Für Kundinnen und Kunden sowie Beschäftigte der MDCC soll sich durch die Transaktion zunächst nichts ändern. MDCC-Geschäftsführer Guido Nienhaus erklärte, das bestehende Leistungsportfolio bleibe erhalten und solle künftig für Privat- und Geschäftskunden weiterentwickelt werden. Die Arbeitsplätze und Standorte der MDCC seien von der Übernahme nicht betroffen.

Auch die Verkäuferseite begrüßte den Schritt. Tim Rhoenisch, Finanzvorstand der Tele Columbus, verwies auf die langjährige Zusammenarbeit mit den SWM Magdeburg. Die MDCC könne ihren bisherigen Kurs unter kommunaler Verantwortung fortsetzen.

Mit Blick auf die Entwicklung der Energiemärkte sieht das AVU-Management keinen Grund für eine Anpassung der Endkundenpreise. „Unsere Strom- und Gas-Mengen für dieses und nächstes Jahr haben wir bereits fast vollständig vertraglich abgesichert“, sagte AVU-Vorstand Uwe Träris. „Deshalb planen wir aktuell auch keine Preiserhöhungen.“

Die Absatzmengen sind sowohl bei Strom als auch bei Erdgas angewachsen, hieß es weiter. Die Absatzmengen für 2025 im Einzelnen: Strom: 561,1 Millionen kWh nach 541,7 Millionen kWh im Jahr 2024. Beim Gas lag der Absatz bei 1,10 Milliarden kWh nach 1,01 Milliarden kWh im Vorjahr. Nach Angaben des Unternehmens standen den gestiegenen Erlösen allerdings auch höhere Kosten gegenüber. Vor allem die Aufwendungen für Beschaffung und Netznutzung hätten zugenommen.

Die AVU - Langform: Aktiengesellschaft für Versorgungs-Unternehmen - hat ihr Stammgebiet als Energiedienstleister und Wasserversorger in sieben von neun Städten des Ennepe-Ruhr-Kreises in Nordrhein-Westfalen. Größter Aktionär ist die Eon-Tochter Westenergie AG aus Essen mit 50 Prozent. Die anderen Anteile halten Kommunen: der Ennepe-Ruhr-Kreis 29,1 Prozent, die Städte Gevelsberg 12,8 Prozent, Schwelm 6,9 Prozent und Ennepetal 1,2 Prozent.
 Zur Unternehmensgruppe mit rund 460 Mitarbeitenden gehören drei Gesellschaften:

• Die Holding AVU AG übernimmt dabei die Lieferung von Strom, Erdgas und Wasser. Darüber hinaus bietet das Unternehmen Dienstleistungen rund um den wirtschaftlichen und ökologischen Einsatz von Energie an.
• Die AVU Netz GmbH ist Eigentümer und Betreiber von Strom-, Erdgas-, Wasser- und Glasfasernetzen im Ennepe-Ruhr-Kreis. Gesellschafter ist die AVU AG. Die Leitungsnetze umfassen nach Unternehmensangaben rund 3.700 Kilometer Stromleitungen und etwas mehr als 1.000 Kilometer Gasleitungen. Hinzu kommen mehr als 420 Kilometer Glasfasernetz.
• Die AVU Serviceplus GmbH bietet Dienstleistungen im Bereich der Energieversorgung für Privat-, Gewerbe- und Industriekunden an. Das Unternehmen betreibt 43 eigene Contracting-Anlagen und 42 Mietheizungen. Zudem bestehen Beteiligungen an sechs Photovoltaik-Freiflächenanlagen, verteilt in ganz Deutschland. „Seit Mai 2024 betreibt die Serviceplus ein Windrad mit einer Leistung von 3,6 MW in Breckerfeld“, heißt es abschließend mit Bezug auf die südöstliche Nachbargemeinde Gevelsbergs.

Nach Angaben des Unternehmens dient die Emission vor allem dazu, die bestehende Anleihe 2022/2027 frühzeitig zu refinanzieren und die Finanzierungsstruktur zu verbessern. Gleichzeitig will PNE weiterhin Mittel für die Entwicklung der Projektpipeline und die Zwischenfinanzierung neuer Projekte bereitstellen.

Das Angebot richtet sich laut Unternehmen an institutionelle Investoren sowie Privatanleger in Deutschland, Österreich und Luxemburg. Bestehende Anleger der Anleihe 2022/2027 können ihre Papiere gegen die neue Anleihe tauschen. Dafür erhalten sie zusätzlich 12,50 Euro je eingetauschter Anleihe sowie anteilige Stückzinsen.

Begleitet wird die Emission von der IKB Deutsche Industriebank als Sole Lead Manager und Bookrunner. Die Anleihe soll in den Freiverkehr der Frankfurter Wertpapierbörse einbezogen werden.

PNE-Chef Heiko Wuttke erklärte, die Anleihe solle die Wachstumsstrategie „Focus & Deliver“ unterstützen. Anleihen seien seit 2013 ein fester Bestandteil der Finanzierungsstruktur des Unternehmens.

Die PNE-Gruppe entwickelt seit mehr als 30 Jahren Windparks an Land und auf See sowie Photovoltaikprojekte. Das Unternehmen betreibt zudem eigene Windparks und bietet Dienstleistungen rund um erneuerbare Energien und Batteriespeicher an.

Mies wechselt nur das Büro, wenn er im Herbst seinen neuen Job antritt: Er hat bei dem kommunalen Versorger einige Projekte geleitet und Maßnahmen zur weiteren Digitalisierung auf den Weg gebracht. Dazu gehören die Stadtwerke-Brühl-App und ein Chatbot.

Neben umfangreichen Erfahrungen im Unternehmen bringe er, wie es in einer Mitteilung der Stadtwerke heißt, fundierte Branchenkenntnisse durch seine langjährige Tätigkeit bei Rhein Energie mit. Mit dem Führungswechsel setze man auf „Kontinuität mit frischen Impulsen“.
 

Das Umweltbundesamt (UBA) überwacht daher die Veränderung der Treibhausgasemissionen in Deutschland nach Gasarten. Die Statistik zeigt die Veränderung der Treibhausgasemissionen in Deutschland nach Gas im Zeitraum von 1990 bis 2024. So verringerten sich die deutschen Methanemissionen im Jahr 2024 um rund 67 Prozent gegenüber dem Jahr 1990.

Strom: Tendenziell etwas leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag präsentiert. Der Dienstag nach Pfingsten wurde an der Börse in der Grundlast mit 80 Euro je Megawattstunde gehandelt. Am Donnerstag war der Freitag selbst mit 108,00 Euro im Base und 106,75 Euro im Peak bewertet worden. An der Börse notierte der Dienstag im Base gleichfalls mit 80 Euro.

Der Preisrückgang von Freitag auf Dienstag ist auf die höhere Einspeiseleistung der Erneuerbaren zurückzuführen, die für den Tag nach Pfingsten prognostiziert wird. Die Meteorologen von Eurowind erwarten für den kommenden Dienstag eine Erneuerbaren-Einspeiseleistung von 30,1 Gigawatt. Für den Freitag hatte der Wetterdienst nur 19,5 Gigawatt ermittelt. Die neue Woche soll nach Angaben der Meteorologen warm, sonnig und nur mäßig windig ausfallen. Erst ab dem Samstag vor dem Monatswechsel dürfte sich wieder eine kühlere und unbeständigere Witterung einstellen.

Am langen Ende verlor das Cal 27 um 0,31 auf 92,10 Euro je Megawattstunde. „Die Energiemärkte folgen dem Strom der Meldungen aus dem Irankrieg“, so ein Händler. Allerdings vollziehe der Strommarkt nur gedämpft das Auf und Ab bei Gas und Öl nach. Insgesamt gingen die Märkte offenbar von einer langsamen Entspannung der Situation um die Straße von Hormus in den kommenden zwei bis drei Monaten aus.

Für das Pfingstwochenende ist wieder in großem Umfang mit negativen Preisen zu rechnen. Schon für den Samstag vor dem Fest waren die Preise zwischen 10.00 Uhr und 17.00 Uhr auf Stundenbasis negativ. Der niedrigste Preis wurde mit -31,82 Euro für die Stunde von 13 bis 14 Uhr ermittelt.

CO2: Die CO2-Preise haben am Freitag etwas zugelegt. Bis gegen 13.30 Uhr zog der Dec 26 um 0,44 auf 75,37 Euro je Tonne an. Umgesetzt wurden nur schwache 6,1 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 75,80 Euro, das Tief bei 74,84 Euro. Laut den Analysten von belektron dürfte das Marktgeschehen weiter von einer unentschlossenen Haltung der Marktteilnehmer geprägt bleiben, was sich auch in den geringen Umsätzen niederschlägt. Die Analysten sehen den Markt bei Notierungen um die 75 Euro ausbalanciert. Ein positives Zeichen seien allerdings die Ergebnisse der Primärmarktauktionen, die, wenn auch marginal, über den Preisen des fortlaufenden Handels lägen.

Erdgas: Leichter haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.00 Uhr um 0,245 auf 48,620 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 0,700 auf 49,000 Euro je Megawattstunde nach unten. Händler verwiesen zur Begründung auf die Vorsicht für dem langen Pfingstwochenende und auf das trotz der aktuellen Zugewinne etwas niedrigere Niveau der Ölpreise.

Laut den Analysten der Commerzbank nimmt die Nervosität am europäischen Gasmarkt übergeordnet jedoch zu. Hintergrund dürften die sich nur langsam füllenden europäischen Gasspeicher sein: Der Füllstand hat gerade mal 36 Prozent erreicht, in Deutschland noch nicht einmal 30 Prozent. Im Durchschnitt der letzten fünf Jahre dagegen waren die europäischen Gasspeicher Mitte Mai bereits gut zur Hälfte gefüllt. Die Denkfabrik Bruegel hat ausgerechnet, dass täglich gut 0,25 Prozentpunkte eingespeichert werden müssten, um Anfang November einen Füllstand von 80 Prozent zu erreichen. Die Einspeicherung lag aber in den vergangenen Tagen zumeist darunter.

Die USA haben zwar Mitte April mit Golden Pass erste Verladungen von ihrem neunten Exportterminal vorgenommen und weitere Exportkapazitäten wurden und werden am Exportterminal Corpus Christi in Betrieb genommen. Aber die fehlenden LNG-Importe aus dem Mittleren Osten haben dennoch dazu geführt, dass die LNG-Importe der EU im April deutlich niedriger waren als im März. Problematisch ist zudem, dass die zum Winter hin fallende Terminkurve wenig Anreiz für eine aktuelle Aufstockung der Lagerbestände gibt.