Wie berichtet, dient das SAG, auch als Stromkostenausgleich bekannt, dazu, der energieintensiven Industrie die Kosten für CO2-Zertifikate abzugelten, die ihnen die Lieferanten elektrischer Energie über höhere Strompreise weiterverrechnen. Bislang waren auf Basis des SAG etwa 60 Unternehmen anspruchsberechtigt, künftig sollen es etwa 120 sein. Wer Förderungen beansprucht, muss der Bundesregierung zufolge Investitionen in Energieeffizienz, Dekarbonisierungsmaßnahmen oder den Ausbau erneuerbarer Energien nachweisen.

Vom Industriestrompreis werden laut der Bundesregierung etwa 400 Unternehmen profitieren. Gefördert werden höchstens 50 Prozent des jährlichen Strombedarfs für energieintensive Prozesse. Die Förderung beläuft sich auf maximal 50 Prozent eines nicht näher erläuterten Großhandelspreises für elektrische Energie. Als Preisuntergrenze, ab der die Unterstützung schlagend wird, wurden 50 Euro/MWh fixiert. Auch bei Beanspruchung des Industriestrompreises müssen die Unternehmen nachweislich in Energieeffizienz, Dekarbonisierung oder den Erneuerbaren-Ausbau investieren. 

„Krisenmechanismus“ für Haushalte 

Hinsichtlich der Haushalte und des Gewerbes wiederum ist, grob gesprochen, geplant, einen „Krisenmechanismus“ zu etablieren. Dieser soll zur Anwendung kommen, wenn ein nicht weiter definierter Großhandelspreis für elektrische Energie für mehr als drei Monate über 165 Euro pro MWh liegt und der Endkundenpreis mehr als 16,5 Cent pro kWh netto beträgt. In diesem Fall gilt für die Begünstigten ein „gestützter Strompreis“ von 10 Cent/kWh „für ein definiertes Grundkontingent“, das sich dem Vernehmen nach auf 2.900 kWh pro Jahr beläuft. Fällt der Großhandelspreis wieder unter 165 Euro/MWh und der Endkundenpreis unter 16,5 Cent pro kWh, bleibt der „gestützte Strompreis“ noch drei Monate lang aufrecht, „damit Haushalte und Betriebe nicht abrupt wieder voll belastet werden“. Finanziert wird dieser Mechanismus durch bereits bestehende Regelungen. Gesetzliche Änderungen seien nicht erforderlich, betonten Regierungsvertreter.

Laut Alois Schroll, dem Energiesprecher der Sozialdemokraten (SPÖ), die mit der konservativen Österreichischen Volkspartei (ÖVP) und den Liberalen Neos regieren, liegt der durchschnittliche Strompreis für Haushalte in Österreich zurzeit bei etwa 14 Cent/kWh netto. 

E-Wirtschaft will kein „Bankomat“ sein 

Michael Strugl, der Präsident des Elektrizitätswirtschaftsverbands Oesterreichs Energie und Generaldirektor des Stromkonzerns Verbund, äußerte bei einer Pressekonferenz Verständnis dafür, die Endkunden zu unterstützen. Er warnte die Politik indessen davor, die E-Wirtschaft als „Bankomaten“ zu betrachten, der zwecks Finanzierung wirtschafts- und sozialpolitischer Maßnahmen sowie zur Sanierung des Budgets zur Kasse gebeten werden kann. 

Nötig sei stattdessen, die Stromerzeugung mittels erneuerbarer Energien zu auszubauen: „Wir sind dazu bereit, brauchen aber Investitionssicherheit und schnellere Genehmigungsverfahren.“ Die Abschöpfung der „Übergewinne“ sei ein „Investitions-Vertreibungsprogramm“. Einmal mehr forderte Strugl den raschen Beschluss des Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungs-Gesetzes (EABG), das seit 26. März als Regierungsvorlage vorliegt und einer Zweidrittelmehrheit im Bundesparlament bedarf: „Es ist ein Treppenwitz, wenn ausgerechnet ein Beschleunigungsgesetz bis zu seinem Beschluss am längsten braucht.“ 

Strugl hatte am 27. Mai zwei Studien präsentiert, die die volkswirtschaftliche Bedeutung der E-Wirtschaft untermauern. Diesen zufolge trägt die Branche jährlich rund 9,2 Milliarden Euro zur österreichischen Bruttowertschöpfung bei. Ihre Nettoinvestitionen belaufen sich auf etwa 2,3 Milliarden Euro pro Jahr. Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien unterstützt die Branche ferner die Eindämmung der Großhandelspreise für Strom. Laut Schätzungen des Austria Institute of Technology (AIT) hätte die Einspeisung einer zusätzlichen Milliarde kWh aus erneuerbaren Energien „den durchschnittlichen Großhandelsstrompreis in Österreich im Jahr 2025 um rund 2,1 Euro/MWh gedämpft“. Bei einem Bedarf von 70 Milliarden kWh hätte dies einen volkswirtschaftlichen Nutzen rund 150 Millionen Euro gebracht.

Adressiert ist das Schreiben unter anderem an das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE), die energiepolitischen Sprecher der Bundestagsfraktionen sowie die Umwelt- und Energieminister der Länder. Nach Angaben der Initiatoren soll die vorgeschlagene Änderung Investitionen beschleunigen, ohne zusätzliche staatliche Mittel zu erfordern.

Die Unterzeichner kritisieren insbesondere die langen Bearbeitungszeiten beim Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (Bafa). Laut dem offenen Brief gingen allein im März 2026 rund 914 Förderanträge im Rahmen der BEW ein. Ursache sei die politische Entscheidung gewesen, die Förderung für Transformationspläne zum 31. März 2026 auslaufen zu lassen.

1.500 Anträge im Stau

Die Wärmewende-Community verweist zugleich auf bereits bestehende Rückstände. Demnach hätten sich Ende 2025 mehr als 1.500 Anträge im Bearbeitungsstau befunden. Durch den zusätzlichen Antragsschub drohten nun weitere Verzögerungen von bis zu acht Monaten.

Die Initiative sieht darin ein Hemmnis für Investitionen in Wärmenetze, Wärmespeicher und Großwärmepumpen. Projekte würden verschoben, Verträge könnten nicht abgeschlossen werden und Investitionsentscheidungen blieben aus. Nach Darstellung der Unterzeichner betreffen die Verzögerungen speziell kommunale Infrastrukturprojekte mit regionaler Wertschöpfung.

Wärmepläne schneller umsetzen

Konkret fordert die Plattform, den sogenannten vorzeitigen Maßnahmenbeginn auf eigenes Risiko wieder als reguläre Option einzuführen. Die derzeitige Regelung lasse einen vorzeitigen Beginn nur in Ausnahmefällen zu, heißt es in dem Schreiben. Das sei aus Sicht der Branche nicht praxisgerecht. Wer einen vollständigen Förderantrag eingereicht habe und über abgeschlossene Planung sowie gesicherte Finanzierung verfüge, solle nicht monatelang auf die Bearbeitung warten müssen.

Unterstützung erhält die Forderung indirekt von Branchenverbänden. Die Unterzeichner verweisen auf ein gemeinsames Positionspapier des Energieeffizienzverbandes für Wärme, Kälte und KWK (AGFW) sowie des Verbands kommunaler Unternehmen (VKU) vom März 2026. Darin hätten beide Verbände ebenfalls auf die Folgen der langen Bearbeitungszeiten hingewiesen.

In dem offenen Brief verbinden die Initiatoren die energiepolitische Debatte zudem mit wirtschaftspolitischen Argumenten. Investitionen in die Wärmeinfrastruktur stärkten regionale Handwerksbetriebe, den Anlagenbau und das Baugewerbe. Verzögerungen führten dagegen dazu, dass weiterhin hohe Ausgaben für fossile Energieimporte ins Ausland flössen.

Die „Community Wärmewende“ beschreibt sich als offene Online-Plattform für Fachleute aus Kommunen, Stadtwerken und Planungsbüros. Nach eigenen Angaben sind dort mehr als 800 Akteure aus ganz Deutschland vernetzt. Betrieben wird die Plattform von der Freiburger Sinnogy GmbH, einem Unternehmen für Beratung und digitale Lösungen im Energiebereich.

Der zeitliche Hintergrund ist für den Fall (Aktenzeichen: 22 D 122/25.AK) von Bedeutung, den das Oberverwaltungsgericht (OVG) Münster am 28. Mai verhandelte. Die Projektgesellschaft Baumke hatte beide Anlagen, die aus dem Katalog des Herstellers Nordex (Typ: N163) stammen, vor Inkrafttreten des neuen Regionalplans beantragt. Auch die Genehmigungen des zuständigen Hochsauerlandkreises aus dem März 2025 liegen zeitlich vor den inzwischen geltenden Festlegungen des Plans.

Gleichwohl versuchte die Stadt Schmallenberg, auch im Vorgriff auf die künftig für Windkraft bestimmten Gebiete, die Anlagen auszubremsen. Sie versagte zunächst dem Projekt ihr gemeindliches Einvernehmen und klagte später gegen die Genehmigungen des Kreises, der dabei auch das Einvernehmen der Kommune ersetzt hatte.

Abenteuerliche Argumentation bei den Zufahrtstraßen

Die Stadt führte in ihrer Klage gegen den Kreis eine Reihe von Gründen an, zum Beispiel fehlende Umweltverträglichkeitsprüfungen (UVP) oder auch Vorprüfungen zu diesem Bereich. Das aber war gar nicht zulässig, weil eine UVP erst ab drei Anlagen – also einem Windpark – obligatorisch ist. Dazu sagte der Rechtsvertreter der Kommune im Gerichtssaal, dass diese den schriftlich eingereichten Ansatz gar nicht weiter verfolge.

Einen weiteren Angriffspunkt sah die Stadt im Bereich von Nebenbestimmungen, etwa den Zufahrtstraßen, die später zu den Anlagen führen müssen. Hier präsentierte die Kommune eine gewagte Argumentation. Es sei nicht zulässig, dass der Landkreis eine Genehmigung für Anlagen erteilt, ohne dass deren Erschließung gesichert ist. Mit anderen Worten: Nur wenn alle Flächeneigentümer bereits ihre Zustimmung für die Wegeführung zur Anlage gegeben hätten, sei eine Genehmigung zu erteilen.

Der Vorsitzende Richter Hans-Joachim Hüwelmeier zeigte sich erstaunt über diese Argumentation. Es sei ein „bemerkenswerter Vortrag“ – und er meinte dies nicht als Lob. Denn das Bauordnungsamt der Stadt hatte zuvor rechtskonform das Gegenteil vorgeschlagen: Die Erschließung müsse demnach erst zu dem Zeitpunkt vorliegen, wenn die Anlagen in Betrieb gehen – also nicht bereits im Genehmigungsverfahren.

Noch abenteuerlicher wurde die Rechtsposition der Kommune, als es um ein konkretes Flurstück ging. Dieses ist Eigentum einer Art Interessengemeinschaft, die gemäß uraltem Vertrag durch den jeweiligen Bürgermeister vertreten werde. Das aktuelle Stadtoberhaupt, so die Gedankenkette, sei gegen die Anlagen, also sei eine Zustimmung zur Benutzung der Fläche für Zufahrtswege nicht zu erwarten.

Richter Hüwelmeier ließ auch diese Argumentation nicht gelten: Die Mitglieder der Interessengemeinschaft hätten sich schließlich einstimmig für eine Anbindung der betreffenden Anlage ausgesprochen. Da sei es schwer vorstellbar, dass der Bürgermeister – im Range eines Vertreters ohne Stimmrecht – sich gegen den Beschluss stellen kann.

In Summe befand der 22. Senat die Klage der Stadt Schmallenberg in keinem Punkt für stichhaltig. Die beiden Nordex-Anlagen mit je 7 MW Leistung dürfen kommen und damit in Gebieten stehen, die offiziell nicht zu den Windkraftflächen der Kommune im Rahmen des Regionalplans gehören.

Die Bundesnetzagentur weist ausdrücklich darauf hin, dass von den Teilnehmern der Ausschreibung noch keine Einspeisenetzentgelte „im Sinne der Orientierungspunkte der Bundesnetzagentur zur Beteiligung der Einspeiser vom 17. Februar 2026“ erhoben werden. Die künftige Situation werde im Rahmen der „Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes)“ geklärt.

Das aktuelle Ausschreibungsvolumen ist Teil des für 2026 vorgesehenen Gesamtvolumens von 9.900 MW. Dieses wird nach den Vorgaben des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) grundsätzlich gleichmäßig auf die drei jährlichen Gebotstermine verteilt und um gesetzlich definierte Zu- und Abschläge angepasst. Eine Reduzierung des Volumens durch die Bundesnetzagentur erfolgte nach Angaben der Behörde nicht.

Noch keine Einspeisenetzentgelte erhoben

Der Höchstwert der Gebote zum anstehenden Termin beträgt 5,90 Cent/kWh. Gebote, die diesen Wert überschreiten, werden vom Zuschlagsverfahren ausgeschlossen. Die Obergrenze ergibt sich aus dem um acht Prozent erhöhten Durchschnitt der höchsten noch bezuschlagten Gebotswerte der letzten drei Ausschreibungsrunden. Für die Gebotstermine im Juli 2025, Dezember 2025 und März 2026 lagen diese Werte bei 6,26 Cent, 5,30 Cent beziehungsweise 5,10 Cent. Der daraus errechnete Wert von 6,00 Cent/kWh wird durch die gesetzlich festgelegte Obergrenze auf 5,90 Cent/kWh begrenzt.

Wie bereits bei früheren Ausschreibungen können auch Gebote für Freiflächenanlagen auf landwirtschaftlich genutzten Flächen eingereicht werden. Voraussetzung ist, dass die im Marktstammdatenregister erfasste installierte Leistung entsprechender Anlagen mit Inbetriebnahme ab dem 1. Januar 2023 den Schwellenwert von 80 GW nicht überschreitet. Zum maßgeblichen Stichtag 31. März 2026 lag die registrierte Leistung bei 17,7 GW und damit deutlich unter dieser Grenze. Gebote für Anlagen auf Acker- und Grünlandflächen in benachteiligten Gebieten können in allen Bundesländern im Zuschlagsverfahren berücksichtigt werden.

Für bestimmte besondere Solaranlagen verweist die Behörde auf bestehende Festlegungen. Dies betrifft unter anderem Agri-PV-Anlagen sowie Anlagen auf Parkplatzflächen. Die Behörde weist darauf hin, dass weitere neue Festlegungen für das Ausschreibungsverfahren bislang nicht getroffen wurden.

Unverändert besteht laut der Behörde Unsicherheit bei mehreren Regelungen des sogenannten Solarpakets I. Für verschiedene Änderungen im Ausschreibungsdesign fehle weiterhin die beihilferechtliche Genehmigung der Europäischen Kommission. Bis zu einer Genehmigung gelten deshalb die Regelungen in der Fassung vom 15. Mai 2024 fort.

Nähere Informationen zur Ausschreibung stehen auf der Internetseite der Bundesnetzagentur zur Verfügung.

Rückenwind erhielt die Branche von der Energieministerkonferenz in der vergangenen Woche. Diese sprach sich für einen stärkeren Ausbau der Windenergie aus und bekannte sich zu den bestehenden Ausbauzielen. Zudem lehnten die Länder den geplanten Redispatch-Vorbehalt ab. Dieses Instrument soll den Netzbetreibern ermöglichen, den Netzanschluss neuer Erneuerbare-Energien-Anlagen bei drohenden Netzengpässen einzuschränken.

Sonderausschreibungen gefordert

BWE-Präsidentin Bärbel Heidebroek begrüßte die Beschlüsse der Länder. Neue Unsicherheiten oder ein Ausbaustopp wären aus ihrer Sicht angesichts der Energiekrisen der vergangenen Jahre ein falsches Signal. Die Finanzierbarkeit von Windkraftprojekten müsse gewährleistet bleiben, da ansonsten Investitionen, Versorgungssicherheit und Arbeitsplätze gefährdet würden.

Die Länder fordern unter anderem zusätzliche Ausschreibungen für Windenergie an Land. Vorgesehen sind Sonderausschreibungen im Umfang von 12.000 MW bis 2030 aus dem Klimaschutzprogramm der Bundesregierung vom März 2026. Hinzu kommen sogenannte Resilienzausschreibungen im Rahmen des europäischen Net-Zero Industry Act (NZIA). Außerdem sprechen sich die Länder für einen stärkeren Ausbau der Windenergie in Süddeutschland aus.

Mehr Strom nutzen

Nach Einschätzung des BWE könnte ein regional breiter Ausbau der Windkraft die Systemkosten senken und den Bedarf an Redispatch-Maßnahmen reduzieren. Axthelm verwies darauf, dass laut Verband bereits 96,5 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Energien genutzt würden. Redispatch lasse sich vor allem durch mehr Windenergie, zusätzliche Speicher und einen beschleunigten Netzausbau verringern.

Er sagte, mit entsprechenden Freiheiten würde Branche gern für mehr Stromnutzung statt Abregelung sorgen. Dies könnte durch Speicher, die Mehrfachnutzung von Netzanschlüssen („Überbauung“) oder Direktabnehmer wie Power-to-Heat oder Elektrolyseure geschehen, noch bevor der Strom ins Netz gehe. Dies werde allerdings noch durch veraltete Vorschriften verhindert, bedauerte Axthelm.

Der Verband fordert deshalb, den Redispatch-Vorbehalt vollständig aus künftigen Gesetzesplänen zu streichen. Stattdessen brauche es bessere Bedingungen für Direktbelieferung, Speicher und langfristige Stromlieferverträge (Power Purchase Agreements, PPA). Zudem spricht sich der Verband für produktionsabhängige Differenzverträge (CfD) als Förderinstrument aus. Axthelm begrüßte Änderungen in der neuen Netzentgeltfestlegung „AgNES“ der Bundesnetzagentur zugunsten des Vertrauensschutzes für bestehende Regelungen.

Im Bereich des Bauplanungsrechts sieht die Branche Nachbesserungsbedarf. Der aktuelle Gesetzentwurf zum Baugesetzbuch enthält neue Regeln für Repowering-Projekte. Künftig soll die Privilegierung nur gelten, wenn neue Anlagen innerhalb von 48 Monaten nach Rückbau der Altanlagen errichtet werden und bestimmte Abstandsregeln eingehalten werden. Für bereits eingereichte Genehmigungsanträge soll eine Übergangsregelung gelten.

Warnung vor chinesischer Übermacht

Positive Signale sieht der BWE in den neuen Koalitionsverträgen in Rheinland-Pfalz und Baden-Württemberg. Rheinland-Pfalz plant laut Koalitionsvertrag einen jährlichen Ausbau der erneuerbaren Energien von 1.500 MW und will die kommunale Beteiligung stärken. Baden-Württemberg kündigt unter anderem ein Landes-Netzausbau-Beschleunigungsgesetz sowie digitale Verfahren für Artenschutzprüfungen bei Windenergieanlagen an.

Axthelm verwies zudem auf die europäische Industriepolitik und die wachsende Konkurrenz aus China. Nach Angaben des BWE kontrollierten chinesische Hersteller im Jahr 2024 mehr als 80 Prozent des weltweiten Auftragseingangs für Windkraftanlagen. Vestas und Nordex seien die einzigen nicht-chinesischen Unternehmen unter den zehn größten Herstellern. Chinesische Anbieter profitierten von staatlicher Förderung und hätten dadurch Kostenvorteile von 25 bis 35 Prozent.

Der BWE sieht darin nicht nur wirtschaftliche, sondern auch sicherheitspolitische Risiken. Windenergieanlagen seien Teil der kritischen Infrastruktur und dauerhaft digital vernetzt. Die Hersteller hätten deshalb direkten Zugriff auf Steuerungssysteme der Anlagen. Laut Axthelm könnten bereits drei Turbinen durch Netzschwingungen regionale Stromausfälle verursachen. Diese Gefahr müsse die EU abwenden.

Ein Bündnis aus Verbänden und Unternehmen bewertet die neuen Vorgaben als wichtigen Schritt für eine stärkere Beteiligung der Bürger an der Energiewende, sieht jedoch weiterhin erhebliche Hürden bei der praktischen Umsetzung. Zu dem Verbund gehören unter anderem das Bündnis Bürgerenergie, die Bürgerwerke, die Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, Green Planet Energy, Naturstrom sowie die Elektrizitätswerke Schönau.

Nach ihrer Einschätzung kann Energy Sharing dazu beitragen, lokale Erzeugungs- und Verbrauchsstrukturen besser miteinander zu verknüpfen. „Die neuen Regelungen stärken die Beteiligung privater Haushalte und können die Akzeptanz für den Ausbau erneuerbarer Energien erhöhen“, heißt es in einer gemeinsamen Mitteilung.

Bürokratische Rahmenbedingungen

So funktioniert das Energy Sharing: Für die Teilnahme müssen Stromerzeuger und Verbraucher Mitglied einer gemeinsamen Energiegemeinschaft sein. Der Strom muss aus erneuerbaren Energien stammen und innerhalb desselben Verteilnetzes erzeugt und verbraucht werden. Voraussetzung ist weiterhin ein Smart Meter, um Erzeugung und Verbrauch zeitgenau zu erfassen und die Strommengen bilanziell zuzuordnen.

Allerdings benötigen die Teilnehmer weiterhin einen Stromlieferanten für die nötigen Reststrommengen. Die Energiegemeinschaft organisiert zudem die Aufteilung der Strommengen, die Abrechnung sowie weitere energiewirtschaftliche Pflichten.
 Kritisch sieht das Bündnis aus Verbänden und Unternehmen jedoch die wirtschaftlichen und bürokratischen Rahmenbedingungen. Die direkte Belieferung von Teilnehmern mit Strom aus gemeinschaftlichen Anlagen sei bislang mit zusätzlichen Anforderungen verbunden und wirtschaftlich nur eingeschränkt darstellbar. Dadurch werde die Attraktivität vieler Modelle geschmälert. Nach Ansicht des Bündnisses sollten für lokal erzeugten und vor Ort verbrauchten Strom vereinfachte Verfahren gelten.

Start für digitale Plattform

Mit einer breiten Marktdurchdringung rechnen die Marktakteure daher zunächst nicht. Zwar würden zahlreiche Akteure derzeit mögliche Projekte prüfen, viele Interessenten seien aufgrund der Komplexität und der begrenzten Wirtschaftlichkeit jedoch noch zurückhaltend. „Die kommenden Monate werden zeigen, ob das Energy Sharing auch in der Praxis angenommen und umgesetzt wird.“

Die Vereinbarung sieht vor, dass am Netzanschlusspunkt der Raffinerie in Leuna ab 2030 bis zu rund 500.000 kWh Wasserstoff pro Stunde ausgespeist werden können. Der Wasserstoff soll unter anderem aus dem RWE-Elektrolyseprojekt „Get H2 Nukleus“ in Lingen (Niedersachsen) sowie aus dem Energiepark Bad Lauchstädt (Sachsen-Anhalt) stammen.

Für den Fernleitungsnetzbetreiber ist die Reservierung ein Hinweis auf den tatsächlichen Bedarf der Industrie. Geschäftsführer Ralph Bahke erklärte in einer Mitteilung des Leipziger Unternehmens, der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft benötige verbindliche Zusagen von Marktakteuren. Die Vereinbarung zeige, wie Unternehmen und Infrastrukturbetreiber beim Aufbau des Marktes zusammenwirkten.

Bereits im April 2025 hatte Ontras im Energiepark Bad Lauchstädt 25 Kilometer einer ehemaligen Erdgasleitung auf Wasserstoff umgestellt. Gleichzeitig schloss das Unternehmen die Raffinerie an das Wasserstoffstartnetz an. Damit entstand eine Verbindung zum künftigen Wasserstoff-Kernnetz.

Zentraler Baustein für die Raffinerie

Auch für Total Energies spielt die Infrastruktur eine wichtige Rolle. Thomas Behrends, Geschäftsführer der Total Energies Raffinerie Mitteldeutschland, sieht grünen Wasserstoff als zentralen Baustein für die Dekarbonisierung der Raffinerie. Das Unternehmen plane den Einsatz größerer Mengen Wasserstoff und sei dafür auf ein leistungsfähiges Leitungsnetz angewiesen.

Das H2-Startnetz von Ontras soll als Teil des Wasserstoff-Kernnetzes Erzeugungsanlagen, Speicherstandorte, Importpunkte und industrielle Abnehmer in Mittel- und Ostdeutschland verbinden. Nach Angaben von Ontras umfasst das Vorhaben rund 600 Kilometer Wasserstoffleitungen. Etwa 80 Prozent der Trassen entstehen durch die Umstellung bestehender Erdgasleitungen.

Das bundesweite Wasserstoff-Kernnetz gilt als zentrale Infrastruktur für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft. Nach Angaben der Bundesnetzagentur soll das Netz bis 2032 eine Länge von 9.040 Kilometern erreichen. Rund 60 Prozent der Leitungen entstehen durch die Umstellung bestehender Erdgasleitungen. Die Investitionskosten liegen bei rund 18,9 Milliarden Euro. Bis 2032 sollen Industriezentren, Speicher, Importterminals und Erzeugungsstandorte bundesweit miteinander verbunden werden.

Unternehmen können seit dem 19. März dieses Jahres Kapazitäten im Wasserstoff-Kernnetz reservieren. Laut Ontras gingen seitdem zahlreiche Anfragen ein. Ein Großteil davon erhielt bereits ein Reservierungsangebot, weitere Anträge befinden sich in der Prüfung. Die Zahl der Anfragen deutet nach Einschätzung von Ontras darauf hin, dass Industrieunternehmen ihre Wasserstoffprojekte zunehmend konkret vorbereiten.

„Die Vereinbarung sieht vor, dass Eneco und ULC-Energy gemeinsam prüfen, ob ein künftiger Stromabnahmevertrag wirtschaftlich und operativ realisierbar wäre“, heißt es weiter. Wenn die Voraussetzungen stimmten, könnte die Stromabnahme frühestens ab 2035 erfolgen. Allerdings: Konkrete Bauentscheidungen oder genehmigte Standorte für SMR-Anlagen in den Niederlanden gibt es bisher nicht.

Eneco ist ein Energieversorger mit Sitz in Rotterdam und versorgt in den Niederlanden nach eigenen Angaben mehr als 2 Millionen Kunden mit Strom, Gas und Wärme. Weiterhin ist das Unternehmen in Belgien und Großbritannien aktiv. In Deutschland ist die Hamburger Lichtblick Teil von Eneco. Eigentümer ist seit 2020 ein Konsortium der japanischen Unternehmen Mitsubishi Corporation und Chubu Electric Power. Zuvor befand sich Eneco im Besitz niederländischer Kommunen.

„Eneco hat stets die Position vertreten, dass im Rahmen der Energiewende keine Energiequelle ausgeschlossen werden sollte, einschließlich der Kernenergie“, heißt es weiter in der Mitteilung. Gleichwohl sehe sich das Unternehmen nicht in der Lage, selbst in die Entwicklung und den Bau von SMR zu investieren. Der Strom aus einem künftigen SMR stelle daher eine Ergänzung des Eneco-Beschaffungsportfolios dar.

ULC-Energy wurde 2021 gegründet und hat seinen Sitz in Amsterdam. „ULC-Energy entwickelt in den Niederlanden SMR-Projekte auf Basis des Rolls-Royce-SMR.“ Dabei handle es sich um einen Druckwasserreaktor mit einer Leistung von 470 MW von Rolls-Royce mit erprobter Technologie, bei dem bis zu 90 Prozent der Bauaktivitäten unter „Fabrikbedingungen“ erfolgen sollen.

Dirk Rabelink, CEO von ULC-Energy, sagte: „Wir begrüßen diese Absichtserklärung mit Eneco. Dass ein großer niederländischer Energieversorger diese Option ernsthaft prüft, ist ein wichtiges Signal für die breitere Umsetzbarkeit von SMR in den Niederlanden.“

Small Modular Reactors gelten als Hoffnungsträger der Kernenergie. Die modular aufgebauten Kleinreaktoren sollen sicherer sein und weniger Atommüll erzeugen. Trotz politischer Unterstützung etwa in der EU gibt es bislang kaum serienreife Anlagen. Nach Angaben der Internationalen Energieagentur (IEA) existieren nur in China und Russland Prototypen. In westlichen Staaten befinden sich viele Vorhaben noch in frühen Entwicklungsphasen oder wurden wieder gestoppt.

Die Vereinbarung gilt als wichtiger Schritt für die Digitalisierung ländlicher Regionen. Die Wemacom, Tochter des Energieversorgers Wemag, hat den Glasfaserausbau in den vergangenen Jahren vor allem dort übernommen, wo es eigenwirtschaftlich nicht darstellbar war. Mit Unterstützung von Bundes- und Landesfördermitteln entstand in Westmecklenburg, wie es in einer Unternehmensmitteilung heißt, eines der größten leistungsfähigen Glasfasernetze der Region. 

Bisher hat die Wemacom in Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg nach eigenen Angaben über 6.300 Kilometer Trassen gebaut und rund 17.000 Kilometer Glasfaserleitungen verlegt. Damit werden inzwischen mehr als 100.000 Kundinnen und Kunden versorgt. Und der Ausbau geht weiter: Für ein neues Förderprojekt stehen zusätzliche 34 Millionen Euro bereit, um rund 3.900 Haushalte anzuschließen. 

Open Access als Modell für den Glasfaserausbau 

Mit der Öffnung des Netzes verfolgt der Versorger das Open-Access-Prinzip. Mehrere Telekommunikationsanbieter nutzen dabei dieselbe Infrastruktur, wodurch Wettbewerb und Auslastung der Netze verbessert werden und weitere Anbieter Zugang erhalten sollen. 

Thomas Murche, technischer Vorstand der Wemag, bezeichnet die Kooperation als wichtigen Schritt zur langfristigen Absicherung der Investitionen in die digitale Daseinsvorsorge. Die leistungsfähige Infrastruktur schaffe nicht nur mehr Wahlfreiheit für Kundinnen und Kunden, sondern erhöhe die Wirtschaftlichkeit geförderter Netze. 

Auch die Telekom sieht Kooperationen als zentrales Element des Glasfaserausbaus. „Jeden dritten Glasfaseranschluss bauen wir mit Partnern“, erklärte Telekom-Deutschland-Chef Rodrigo Diehl bei der Vorstellung der Vereinbarung. Gemeinsam mit Partnern wolle man den Ausbau in Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg weiter beschleunigen. 

Auch andere Versorger setzen auf Kooperation

Die Zusammenarbeit reiht sich in einen bundesweiten Trend ein: Immer mehr Energieversorger und Stadtwerke arbeiten beim Breitbandausbau mit Telekommunikationsunternehmen zusammen. Beispiele dafür sind Kooperationen der Telekom mit Stadtwerken in Garbsen, Stuttgart oder München sowie Joint Ventures wie Glasfaser Nordwest mit EWE. Auch Vodafone setzt verstärkt auf Open-Access-Modelle mit regionalen Netzbetreibern. Ziel dieser Partnerschaften sind schnellere Refinanzierung, höhere Netzauslastung und die Vermeidung paralleler Infrastrukturen.

 
Die Statistik zeigt die Entwicklung der Investitionen und Aufwendungen für die Netzinfrastruktur der Verteilnetzbetreiber in Deutschland in den Jahren 2015 bis 2025. Im Jahr 2025 hatten die deutschen Verteilnetzbetreiber geplant, rund 11 Milliarden Euro in die Netzinfrastruktur zu investieren.

Ende 2025 waren, wie berichtet, entsprechende Messwerte von Wissenschaftlern bekannt geworden, was nicht nur die Herstellerfirma Solvay in Bad Wimpfen in ein schlechtes Licht rückte, sondern auch das baden-württembergische Umweltministerium, dem schlampige Überwachung vorgeworfen wurde. Schließlich handelte es sich nicht um Kleinkram: Statt der für 2023 vom Unternehmen angegebenen Menge von 56 Kilogramm Schwund bei der Herstellung, soll sich der Wert im Bereich von 30 Tonnen bewegt haben. 

Als Konsequenz ordnete das Regierungspräsidium einen eng überwachten Testbetrieb zur Reduktion der SF6-Emissionen bis Mai 2026 an. Der brachte nicht die gewünschten Verbesserungen. Jetzt haben Solvay und das Land die Verlängerung des Testbetriebs bis mindestens 31. Januar 2027 vereinbart. 

Größere technische Umbauten stehen bevor

Wie es in einer Mitteilung des Regierungspräsidiums heißt, würden die zulässigen Werte im regulären Anlagebetrieb zwar eingehalten. In einzelnen Betriebszuständen, so die Auswertungen, würde es aber weiter zu „deutlich höheren Emissionen“ kommen. Um diese zu reduzieren, seien größere technische Umbauten an den Anlagen erforderlich. „Diese werden während der nun folgenden Umsetzungsphase durch Messungen weiterhin eng begleitet und überwacht“, so die Behörde. 

Der Betrieb in dieser Umsetzungsphase unterliege nach wie vor genauen Vorgaben, beispielsweise wie oft die Anlage maximal an- und abgefahren werden darf. Auch die externen Messungen, die neben eigenen Messungen von Solvay angeordnet wurden, sollen verstärkt werden und auf besonders emissionsträchtige Betriebszustände abzielen. „Durch dieses Messprogramm wird überprüft, ob die technischen Umbauten und deren Erprobung innerhalb der Anlage wie gewünscht zu weiteren Emissionsminderungen führen.“ 

Darüber hinaus soll ein enger Austausch mit Prof. Andreas Engel von der Goethe-Universität Frankfurt stattfinden, die die überhöhten Werte gemessen hatte. Engel wiederum plädierte schon damals in einem Interview dafür, den Ball flach zu halten: Wenn das Gas ersatzweise aus China bezogen werde, wäre die Klimabilanz wohl noch schlechter. Ganz ohne Emissionen gehe es bei der Produktion eben nicht, nur müssten die halt so niedrig wie möglich gehalten werden. Hinzu kommt ein weiterer Klimaaspekt: SF6 ist für den Bau von Umspann- und Schaltanlagen wichtig, die gerade für die Energiewende in großer Zahl benötigt werden.

Die Gasag Solution Plus in Berlin entwickelt Energie- und Versorgungslösungen für Quartiere und Gewerbestandorte. Data-to-Heat ist eine Kooperation von Gasag Solution Plus und dem Immobilienunternehmen Investa. Ziel ist es, Abwärme aus Rechenzentren im Marienpark Berlin für umliegende Gebäude und Quartiere nutzbar zu machen.

Mit dem Projekt wollen die Partner nach eigenen Angaben zeigen, wie sich bislang ungenutzte Energiequellen in urbane Versorgungssysteme integrieren lassen. Severin Fischer, Staatssekretär in der Berliner Senatsverwaltung für Energie erklärte: „Die Wärmewende braucht konkrete Praxisprojekte“. Data-to-Heat zeige, wie sich ungenutzte Energiepotenziale erschließen und in die städtische Energieversorgung integrieren ließen.

Gewerbehalle erster Kunde

Im Mittelpunkt des ersten Projektabschnitts steht die Halle 2 des Modell-Campus Ringberlin. Dort entsteht auf rund 17.000 Quadratmetern nach Angaben der Projektentwickler ein Makerspace für Produktion, Entwicklung, Handwerk und Kreativwirtschaft. Betreiber wird „Motion Lab.Berlin“. Der Standort soll Unternehmen, Start-ups und Gründerinnen und Gründern ab Ende 2027 Raum für die Entwicklung CO2-neutraler Produkte und Verfahren bieten.

Matthias Menger, Geschäftsführer der Berliner „KOIMO“ Projektentwicklung und von Ringberlin, bezeichnete die Wärmeversorgung als zentralen Bestandteil des Infrastrukturkonzepts für den Campus. Das Projekt sei Teil der Entwicklung eines klimaneutralen und resilienten Stadtquartiers. Die Kooperation mit benachbarten Standorten spiele dabei eine wichtige Rolle.

Auch die Gasag sieht in der Nutzung von Rechenzentrumsabwärme einen wichtigen Baustein für die Wärmeversorgung in Städten. Vorstandsvorsitzender Georg Friedrichs erklärte: „Die Kombination industrieller Energiequellen mit urbanen Quartieren wird für zukünftige Energielösungen an Bedeutung gewinnen.“

Technische Funktionsweise

Nach Angaben von Data-to-Heat nutzt das Projekt die Abwärme direkt am Entstehungsort. Rechenzentren kühlen ihre Server kontinuierlich auf etwa 20 Grad Celsius. Die dabei entstehende Wärme wird über Wärmetauscher ausgekoppelt und auf Wasser übertragen. Dieses erreicht aktuell Temperaturen von rund 28 Grad und wird über ein Niedertemperaturnetz zu den angeschlossenen Gebäuden transportiert.

In den Gebäuden erhöhen Wärmepumpen anschließend die Temperatur auf das benötigte Niveau für die Wärmeversorgung. Laut den Projektpartnern arbeiten die Wärmepumpen aufgrund des vergleichsweise hohen Temperaturniveaus der Abwärme besonders effizient. Der sogenannte Coefficient of Performance (COP) liege bei etwa sieben. Das bedeutet, dass aus einer Einheit Strom rund sieben Einheiten Wärme erzeugt werden.

Nico Köllner, Managing Director von Data-to-Heat, erklärte, das Projekt belege die technische und wirtschaftliche Umsetzbarkeit solcher Lösungen im städtischen Maßstab. Ziel sei es, Rechenzentren stärker in das urbane Energie-Ökosystem einzubinden.

Hintergrund Campus Ringberlin

Der Modell-Campus Ringberlin befindet sich auf dem Gelände einer ehemaligen Industriehalle an der Ringstraße in Berlin-Mariendorf. Eigentümer ist die deutsche Schindler-Gruppe, Teil des Schweizer Aufzugs- und Fahrtreppenkonzerns Schindler. Die denkmalgeschützte Halle 2 wird derzeit modernisiert und erweitert.

Künftig sollen dort nach Angaben der Betreiber mehr als 5.000 Menschen möglichst autofrei arbeiten und den Standort über den öffentlichen Nahverkehr sowie Sharing-Angebote erreichen können. Für den Modell-Campus sind Investitionen von mehr als 60 Millionen Euro vorgesehen. Das Land Berlin unterstützt das Projekt über die Gemeinschaftsaufgabe „Verbesserung der regionalen Wirtschaftsstruktur“ (GRW) mit rund 36 Millionen Euro.

Insgesamt steigerte die Unternehmensgruppe ihre Investitionen gegenüber dem Vorjahr um fast 30 Prozent auf 359 Millionen Euro. Der Schwerpunkt lag mit 311 Millionen Euro auf dem Ausbau und der Modernisierung der Netzinfrastruktur. Neben der Verstärkung von Hochspannungsanlagen investierte die Süwag vor allem in die Digitalisierung der Mittel- und Niederspannungsnetze. 

„Unsere Netze sind das Rückgrat der Energiewende“, betonte Vorstandsmitglied Sebastian Lührs. Ziel sei es, die Infrastruktur leistungsfähiger, digitaler und widerstandsfähiger auszubauen. Dazu gehört auch der Smart-Meter-Rollout: Die Netztochter Syna erreichte Ende 2025 bereits eine Einbauquote von 35 Prozent in den gesetzlich definierten Pflichteinbaufällen und lag damit deutlich über der 20-Prozent-Zielvorgabe.

Wachstum in Vertrieb und grünen Energien

Im Bereich erneuerbare Energien und Wärmelösungen setzte die Süwag ihren Ausbaukurs ebenfalls fort. Neue Photovoltaik-Freiflächenanlagen, Batteriespeicherprojekte und die Weiterentwicklung klimafreundlicher Wärmekonzepte standen im Fokus. Ein wichtiger Schritt war 2025 der Abschluss einer Machbarkeitsstudie zur Dekarbonisierung des größten Süwag-Fernwärmenetzes in Schwalbach am Taunus. 

Wirtschaftlich entwickelte sich die Unternehmensgruppe trotz eines leicht rückläufigen Jahresüberschusses stabil: Das Ergebnis sank auf 153,6 Millionen Euro, vor allem aufgrund bilanzieller Effekte bei Pensionsrückstellungen, operativ hätten sich jedoch alle Geschäftsfelder positiv entwickelt, hieß es. Bis 2030 plant die Süwag Investitionen von mehr als 1,2 Milliarden Euro in den Ausbau und die Digitalisierung der Netze.

Bundesweit stehen Kommunen und ihre Versorgungsunternehmen vor hohen finanziellen Anforderungen. In Köln betrifft dies vor allem die Energie- und Wärmewende, den öffentlichen Nahverkehr sowie Investitionen in digitale Infrastruktur und Freizeiteinrichtungen. Nach Angaben der Stadt beläuft sich der Investitionsbedarf für diese Aufgaben bis 2035 auf rund zwölf Milliarden Euro. Um diese Projekte umzusetzen, haben Stadt und Konzern das Maßnahmenpaket entwickelt. Es soll seine Wirkung ab 2027 entfalten.

Eine zentrale Maßnahme ist die geplante Kreditlinie von bis zu 400 Millionen Euro. Der SWK-Konzern soll, wie es in der Mitteilung der Stadt heißt, auf diese Mittel zugreifen können, wenn kurzfristig zusätzlicher Finanzierungsbedarf entsteht. Nach Darstellung der Stadt soll die Kreditlinie dazu beitragen, die Handlungsfähigkeit der Unternehmen auch während der anstehenden Investitionsphase zu sichern.

SWK sollen eigene Beiträge leisten

Zudem soll der SWK-Konzern seine Ergebnisse um insgesamt 30 Millionen Euro pro Jahr verbessern. Für die KVB sieht das Maßnahmenpaket zusätzliche Ergebnisverbesserungen von 10 Millionen Euro pro Jahr bis 2030 vor. Gleichzeitig will die Stadt dem SWK-Konzern mehr finanzielle Mittel belassen. Für 2027 ist eine deutlich geringere Gewinnausschüttung an den städtischen Haushalt vorgesehen, ab 2028 soll vorsorglich ganz darauf verzichtet werden.

Darüber hinaus will die Stadt den KVB bis zu 1,5 Milliarden Euro für die Beschaffung neuer Stadtbahnwagen bereitstellen. Das Verkehrsunternehmen soll damit seine Fahrzeugflotte modernisieren. Weitere Bestandteile des Pakets betreffen das Leistungsangebot einzelner Gesellschaften. So wollen Stadt und SWK vorerst auf zusätzliche Wasserflächen bei den „KölnBädern“ verzichten, das Busangebot moderat reduzieren und den weiteren Ausbau subventionierter Mitarbeiterwohnungen zurückstellen. 

Ein weiterer Bestandteil des Konzepts ist eine vertraglich geregelte Zusammenarbeit zwischen Stadt und SWK-Konzern. Mit einem sogenannten Commitment wollen die Beteiligten einen gemeinsamen Prozess schaffen, um finanzielle Risiken frühzeitig zu erkennen und abgestimmte Gegenmaßnahmen einzuleiten. Die rechtliche und wirtschaftliche Ausgestaltung wollen beide Seiten bis zum ersten Quartal 2027 abschließen.

Rat soll im Juli entscheiden

Oberbürgermeister Torsten Burmester (SPD) erklärte laut Mitteilung, Stadt und Stadtwerke übernähmen mit dem Konzept gemeinsam Verantwortung für die Zukunft Kölns. Ziel sei es, die Daseinsvorsorge dauerhaft zu sichern und die Handlungsfähigkeit der Kommune zu erhalten. Gleichzeitig verwies er auf die finanziellen Belastungen der Kommunen durch zusätzliche Aufgaben von Bund und Ländern. Stadtkämmerin Dörte Diemert erklärte, das Maßnahmenpaket ermögliche wichtige Investitionen und solle den SWK-Konzern langfristig finanziell stabil halten.

SWK-Geschäftsführer Andreas Feicht erklärte, das Paket schaffe die Voraussetzung dafür, dass die Gesellschaften des SWK-Konzerns bis 2035 bis zu 12 Milliarden Euro investieren können. Die Mittel sollen unter anderem in die Energieversorgung, Telekommunikation, Hafeninfrastruktur, Bäder sowie den öffentlichen Personennahverkehr fließen.

Der Vorschlag stammt von einem fachübergreifenden Lenkungskreis mit Vertretern der Stadt Köln, der SWK und der KVB. Nun beraten die städtischen Gremien und die Aufsichtsräte der beteiligten Unternehmen über das Maßnahmenpaket. Der Rat der Stadt Köln soll am 2. Juli dieses Jahres eine Grundsatzentscheidung treffen. Die Maßnahmen sollen dann ab 2027 ihre finanzielle Wirkung entfalten.

Ihren Halbjahresgewinn (Konzernergebnis) beziffert die EVN mit 312,4 Millionen Euro, was einer Steigerung um 24,7 Prozent entspricht. Allerdings war diese Entwicklung im Wesentlichen durch höhere Netzerlöse bedingt, stellte der Konzern fest. 

Laut dem Aktionärsbrief erhöhte die dafür zuständige Regulierungsbehörde E-Control das Netznutzungentgelt der EVN-Tochter Netz Niederösterreich für Haushalte im Strombereich um durchschnittlich rund 6,9 Prozent. Das Netznutzungsentgelt im Erdgasbereich steigerte sie um 30,6 Prozent. Notwendig war die Anhebung im Stromsektor der EVN zufolge wegen des massiven Ausbaus von Windparks und Photovoltaikanlagen, der entsprechende Netzverstärkungen notwendig machte und auch künftig erfordert.

Im Gasbereich wiederum profitierte die EVN von der Umstellung der Regulierungssystematik. Der Hintergrund: Das österreichische Fernleitungsnetz für Gas ist auf den Import und Transit russischen Erdgases ausgelegt. Mit dem Angriff Russlands auf die Ukraine kamen die Gasimporte aus Russland aber faktisch zum Erliegen. Dies brachte die Fernleitungsbetreiber unter Druck und veranlasste die E-Control zu einer Umstellung der Regulierungssystematik, die das Mengenrisiko stärker den Endkunden zuweist. Aufgrund dessen erhöhte die Behörde die Gasnetztarife auch auf der Ebene der Verteilnetze. 

Hinzu kamen „positive Mengeneffekte“ im Netzbereich der EVN in Bulgarien sowie eine dort erfolgte vorteilhafte Änderung der Regulierungsmethodik für die Wärmenetze. Zu berücksichtigen ist weiters, dass die EVN ihr Projektgeschäft an den Baukonzern Strabag verkaufte. Die ihr verbleibende Trinkwassersparte rechnet sie nun ihrem Netzsegment zu. In Summe wuchs der Umsatz der EVN im Bereich Netze um 14,5 Prozent auf 498,6 Millionen Euro. Das Ebit dieses Bereichs legte um 42,6 Prozent auf 163,7 Millionen Euro zu. 

Energieverkauf rückläufig 

Was den Energieverkauf und damit den Geschäftsbereich Energie betrifft, verzeichnete die EVN einen Rückgang des Absatzes um etwa 2,6 Prozent auf 7,0 Milliarden kWh. Besonders betroffen war das Stromgeschäft, dessen Absatz um 8,9 Prozent auf 2,91 Milliarden kWh fiel. Nicht ausgeglichen werden konnte dies durch die Steigerung des Wärmeabsatzes um 8,6 Prozent auf 1,53 Milliarden kWh infolge der kälteren Witterung sowie des Ausbaus der Wärmenetze. Infolgedessen sank der Umsatz in diesem Geschäftsbereich um 5,6 Prozent auf 351,3 Millionen Euro. 

Wegen der rückläufigen Großhandelspreise für Erdgas und Strom verringerte sich auch der Aufwand für die Versorgung der Kunden um 8,3 Prozent auf 279,8 Millionen Euro. Nicht zuletzt deshalb erhöhte sich das operative Ergebnis des Geschäftsbereichs Energie um 15,4 Prozent auf 64,6 Millionen Euro.

Mit 31. Dezember beendete die Energieallianz Austria, an der die EVN 45 Prozent hält, den Strom- und Gasvertrieb in Deutschland, teilt die EVN im aktuellen Aktionärsbrief mit. Angaben zu den Auswirkungen dieses Schritts auf die Umsatz- und Ertragsentwicklung ihres Geschäftsbereichs Energie macht sie indessen nicht. 

Für das gesamte Geschäftsjahr 2025/26, das am 30. September endet, rechnet die EVN mit einem Ebitda und einem Konzernergebnis „etwa auf dem Niveau des Vorjahres“. Ihr Ebitda hatte sich im Geschäftsjahr 2024/25 auf 909,1 Millionen Euro belaufen. Das Konzernergebnis lag bei 436,7 Millionen Euro. Für das laufende Geschäftsjahr gibt die EVN eine „Bandbreite von etwa 430 bis 480 Millionen Euro“ an.

Amann folgt auf Siegfried Pflüger, der den Versorger in der Stadt am Südrand des Schwarzwalds wegen unterschiedliche Auffassungen über die strategische Ausrichtung verließ (wir berichteten). Der neue Mann an der Spitze sei ein erfahrener Interimsgeschäftsführer und habe bereits zahlreiche vergleichbare Mandate erfolgreich begleitet. „Seine besondere Stärke liegt in der Steuerung komplexer Veränderungs- und Übergangsprozesse sowie in der nachhaltigen Stabilisierung betrieblicher Abläufe“, heißt es in einer Mitteilung der Stadtwerke.

Oberbürgermeister Martin Gruner (parteilos) sprach im April von „einer notwendigen Transformation“. Die Stadtwerke seien „grundsätzlich wirtschaftlich gesund“. Sie befänden sich – wie andere Versorger auch – allerdings in einer Phase des Umbaus mit steigenden Anforderungen und Investitionen. Wirtschaftliche Gründe sollen keine Rolle bei der Auflösung von Pflügers Vertrag gespielt haben. 

Pflüger war in schwierigen Zeiten gekommen. Unter seiner Führung gab es ein finanzielles Auf und Ab. In seinem ersten Jahr als Geschäftsführer, 2020, verbuchten die Stadtwerke einen Fehlbetrag von 303.000 Euro. In den beiden Jahren darauf landete der Versorger mit 393.000 und 468.000 Euro im Plus. Im Jahr 2023 stand ein Überschuss von 76.000 Euro zu Buche, 2024 waren es 11.000 Euro. Für 2025 erwartete Pflüger bei einem negativen Ergebnis vor Steuern (Ebt) von 305.000 Euro einen Jahresüberschuss von 36.000 Euro.

Strom: Tendenziell etwas fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag präsentiert. Außerbörslich notierte der Montag im Base mit 154 Euro und im Peak mit 110 bis 114 Euro, ohne dass ein Preis zustande gekommen wäre. Börslich zeigte sich der Montag-Preis im Base mit 154,25 Euro je Megawattstunde.

Händler bringen die Zugewinne vor allem am kurzen Ende mit den Hitzeprognosen für Deutschland und Europa in Verbindung, wodurch sich die Stromnachfrage infolge der anlaufenden Klimaanlagen erhöht. Zudem rechnen die Wetterdienste für die neue Woche mit einem bedeckten Himmel. Eingeschränkt bleibt dadurch die Produktion von Solarstrom. Das Windaufkommen dürfte zunächst unterdurchschnittlich ausfallen, soll dann jedoch etwas zulegen.

CO2: Die CO2-Preise haben am Freitag etwas zugelegt. Bis gegen 13.37 Uhr zog der Dec 26 um 0,65 auf 80,80 Euro je Tonne an. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 10,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 80,99 Euro, das Tief bei 79,76 Euro. Händler führten die Zugewinne auf die Hitzewelle zurück, die weite Teile Europas im Griff hat. Zudem legen auch die britischen CO2-Zertifikate kräftig zu. In der neuen Woche dürften die Temperaturen in Deutschland zwar etwas zurückgehen. Für Nordwesteuropa insgesamt ist dagegen weiter mit sehr heißer Witterung zu rechnen. Ab der neuen Woche werden mehr EUA gemäß dem angepassten Auktionskalender versteigert.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 15.15 Uhr um 1,380 auf 46,950 Euro je Megawattstunde. Der europäische Gaspreis stieg am Donnerstag auf die Nachricht erneuter US-Angriffe auf einen iranischen Militärstützpunkt hin bis auf 49 Euro. Die nachfolgenden Meldungen einer Verlängerung der Waffenruhe sorgten dann jedoch für einen Rückgang der Preise. Auch Gas legte am Freitag wegen der Hitzewelle in Europa zu.

Für den Primärenergieträger ist es nicht nur problematisch, dass derzeit kein LNG durch die Straße von Hormus fließt, sondern auch, dass jede weitere Eskalation theoretisch LNG-Anlagen weiter beschädigen könnte, sodass die Produktionskapazität stärker als bislang eingeschränkt werden dürfte. Derzeit gehen Experten von einer Kapazitätseinschränkung von etwa 20 Prozent für die nächsten drei bis fünf Jahre bei den katarischen LNG-Anlagen aus.