Nach Angaben des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWE) soll das Netzpaket Genehmigungsverfahren für Stromleitungen und grenzüberschreitende Energieinfrastruktur vereinfachen und den Rahmen für eine effizientere europäische Netzplanung schaffen. Zudem soll das Paket Bürokratie abbauen, indem es Rechtssicherheit für sogenannte Kundenanlagen schafft. Dazu zählen unter anderem Mieterstrommodelle sowie gemeinsame Stromversorgungsmodelle in Industrie, Gewerbe und der Wohnungswirtschaft.

Netze Basis der Energiewende

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) bezeichnete die Stromnetze als zentrale Voraussetzung für die Energiewende. „Die Stromnetze bilden das Betriebssystem der Energiewende“, sagte sie am Rande des Treffens in Luxemburg. Deshalb müsse Europa den Netzausbau deutlich beschleunigen.
Nach Angaben der Europäischen Kommission besteht bis 2040 ein Investitionsbedarf von mehr als einer Billion Euro für den Ausbau der Stromnetze.

EU-Energiekommissar Dan Jorgensen verwies darauf, dass bereits heute erhebliche Mengen erneuerbarer Energie nicht ins Netz eingespeist werden könnten, weil die Infrastruktur nicht ausreichend ausgebaut sei. Ein Beispiel seien Engpässe beim Stromtransport zwischen Dänemark und Deutschland.
 Genehmigungen beschleunigen

Die Ratsposition sieht unter anderem schnellere und transparentere Genehmigungsverfahren vor. Die Mitgliedstaaten sollen digitale Antragsportale einrichten und Stromnetz- sowie Erneuerbare-Energien-Projekte grundsätzlich als Vorhaben von überwiegendem öffentlichem Interesse behandeln. Darüber hinaus können die Mitgliedstaaten künftig vorsehen, dass ausbleibende Rückmeldungen von Behörden in einzelnen Verfahrensschritten als Zustimmung gelten.

Außerdem wollen die EU-Staaten die grenzüberschreitende Netzplanung stärker koordinieren. Ein gemeinsames Szenario soll künftig den Bedarf an Strom-, Wasserstoff- und Gasinfrastruktur ermitteln. Nach dem Willen des Rates müssen dabei nationale Energie- und Klimapläne sowie regionale Besonderheiten berücksichtigt werden.

Engpasserlöse zur Finanzierung

Ein weiterer Bestandteil des Netzpakets betrifft die Finanzierung grenzüberschreitender Leitungen. Künftig soll ein wachsender Anteil nicht verwendeter Engpasserlöse aus dem Stromhandel schrittweise in Projekte fließen, die Netzengpässe zwischen Mitgliedstaaten verringern.

Darüber hinaus haben die Energieminister eine neue Kategorie vorrangiger Infrastrukturprojekte geschaffen, die der Sicherheit und Widerstandsfähigkeit bestehender Stromnetze dient. Sie soll unter anderem Investitionen in Maßnahmen gegen Sabotage sowie physische und Cyberangriffe erleichtern.

Nach dem Beschluss der Allgemeinen Ausrichtung beginnen die Trilogverhandlungen zwischen Rat, Europäischem Parlament und Europäischer Kommission. Nach Angaben des Rates soll möglichst noch 2026 eine politische Einigung erzielt werden.

Energieverband für weniger Bürokratie

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) begrüßte die Einigung grundsätzlich. Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae erklärte, beschleunigte Genehmigungsverfahren, eine bedarfsgerechte Netzplanung und Investitionssicherheit seien wichtige Voraussetzungen für den Ausbau der Energieinfrastruktur.

Zugleich forderte sie, zusätzliche Bürokratie zu vermeiden und nationale sowie regionale Besonderheiten bei der europäischen Netzplanung stärker zu berücksichtigen. Aus Sicht des Verbandes müssten zudem die Regelungen zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren über verschiedene Rechtsakte hinweg einheitlich und praxistauglich ausgestaltet werden.

Der Entwurf zur EU-Stromnetzinfrastruktur steht als PDF in englischer Sprache bereit.

Der technische Vorstand der APG, Gerhard Christiner, berichtete am 26. Juni bei einer Pressekonferenz mit Wirtschaftsminister Wolfgang Hattmannsdorfer von der konservativen Österreichischen Volkspartei (ÖVP), die bestehende 220-kV-Leitung werde auf vier Systeme mit je 380 kV aufgerüstet. Damit steige ihre Übertragungskapazität von 800 auf 6.000 MW: „Das Tor nach Deutschland ist künftig weit offen.“ Importe aus Deutschland würden ebenso erleichtert wie Exporte – vornehmlich von Spitzenstrom aus den österreichischen Pumpspeicherkraftwerken – in die Bundesrepublik. 

Laut Christiner kann dies erhebliche volkswirtschaftliche Vorteile für Österreich mit sich bringen. Im Zeitraum Oktober 2025 bis einschließlich Februar 2026 sei der durchschnittliche Strompreis in Österreich um etwa 21 Euro/MWh höher gewesen als in Deutschland.

Ferner war im Zuge des EU-Systems zur lastflussbasierten Marktkopplung wegen unzureichender Kapazitäten auf den Leitungen zwischen den beiden Ländern Österreich in etwa 93 Prozent der Zeit von Deutschland entkoppelt. Dies habe Kosten von rund 600 Millionen Euro für die österreichischen Stromkunden mit sich gebracht. Weitere 100 Millionen Euro fielen für das Engpassmanagement der APG an.

Somit hatten die Kunden in Österreich insgesamt um 700 Millionen Euro mehr zu bezahlen als jene in Deutschland. Wäre die Deutschlandleitung damals bereits in Betrieb gewesen, wäre dieser Betrag um rund 240 bis 375 Millionen Euro niedriger ausgefallen, rechnete Christiner vor: „Das ist eine signifikante Reduktion.“ Somit sei der Bau der Deutschlandleitung samt ihrer Fortsetzung in der Bundesrepublik jedenfalls sinnvoll. Die APG begann 2011 mit den Vorarbeiten für das Projekt. Rechtskräftig genehmigt ist dieses seit 2016. Seit 2023 läuft die Ertüchtigung des Netzknotens St. Peter. 

Verbesserte Wettbewerbsfähigkeit 

Wirtschaftsminister Hattmannsdorfer, der seit März 2025 im Amt ist, konstatierte, mit dem Projekt werde der „physische Engpass zwischen Deutschland und Österreich eliminiert. Das ist ein wesentlicher Hebel für die Wettbewerbsfähigkeit unserer Wirtschaft“. Österreich könne künftig vermehrt günstigen Strom aus der Bundesrepublik beziehen.

Einmal mehr bekannte sich der Minister zu einer „pragmatischen Umsetzung der Energiewende“. Dabei hätten günstige Preise sowie die sichere Versorgung mit elektrischer Energie oberste Priorität. Diesen Zielen diene auch das kürzlich beschlossene Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungsgesetz (EABG), das auch die Errichtung von Stromleitungen erleichtere. Hattmannsdorfer verwies in diesem Zusammenhang auf die Möglichkeit seines Hauses, per Verordnung Trassen für entsprechende Projekte freizuhalten. 

Jedoch halten manche Verteilnetzbetreiber wenig von dieser Option. Ihnen zufolge sind die Kriterien für die Trassenfreihaltungsverordnungen so streng, dass Projekte praktisch bis zur Einreichbarkeit für die Genehmigungsverfahren geplant werden müssen. Somit hätten die Verordnungen keinen erkennbaren Nutzen. Von der Redaktion darauf angesprochen, entgegnete Hattmannsdorfer, er könne diese Kritik nicht nachvollziehen: „Ich verstehe das überhaupt nicht.“ 

APG-Vorstand Christiner ergänzte, auch er halte die Möglichkeit, Trassenfreihaltungsverordnungen zu erlassen, für sinnvoll. Während des Genehmigungsverfahrens für die seit 2025 in Betrieb befindliche Salzburgleitung seines Unternehmens hätten mehrere Bürgermeister versucht, Flächen auf der geplanten Trasse in Bauland für umzuwidmen und das Projekt damit zu verhindern: „Das wird es künftig nicht mehr geben.“ Die Salzburgleitung schließt beim Netzknoten St. Peter nach Süden an die Deutschlandleitung an und verbindet diesen mit den Pumpspeicherkraftwerken im Tauerngebirge.

Für die Ausschreibung von Windenergieanlagen an Land standen 2.495 MW zur Verfügung. Die BNetzA erhielt 628 Gebote mit einem Gesamtvolumen von 6.409 MW. Sie erteilte 270 Zuschläge mit einer Leistung von insgesamt 2.499 MW. 13 Gebote schloss die Behörde vom Verfahren aus.

Die Zuschlagswerte lagen zwischen 4,44 Cent/kWh und 5,19 Cent/kWh. Der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert sank gegenüber der vorherigen Runde von 5,54 Cent/kWh auf 5,06 Cent/kWh. Nach Angaben der Behörde ist der durchschnittliche Zuschlagswert seit der Ausschreibungsrunde im August 2024 über sieben Gebotstermine hinweg um mehr als 2 Cent/kWh gesunken.

Niedersachsen weiter führend

Das größte Zuschlagsvolumen entfiel erneut auf Niedersachsen. Dort erhielten 70 Projekte mit insgesamt 628 MW einen Zuschlag. Es folgten Brandenburg mit 468 MW aus 47 Zuschlägen sowie Nordrhein-Westfalen mit 353 MW aus 31 Zuschlägen. „Die Zahlen zeigen eindrucksvoll, dass die Branche liefern will und liefern kann“, kommentierte Bärbel Heidebroek, Präsidentin des Bundesverbandes Windenergie (BWE).

Auch die Innovationsausschreibung stieß auf großes Interesse. Für ein ausgeschriebenes Volumen von 475 MW gingen 46 Gebote mit insgesamt 749 MW ein. 27 Projekte mit einer Gesamtleistung von 482 MW wurden bezuschlagt. Sämtliche erfolgreichen Gebote betrafen Kombinationen aus Photovoltaikanlagen und Batteriespeichern. Zwei Gebote schloss die Behörde aus.
 Die Zuschlagswerte der Innovationsausschreibung reichten von 4,75 Cent/kWh bis 5,61 Cent/kWh. Der durchschnittliche Zuschlagswert lag mit 5,34 Cent/kWh nahezu auf dem Niveau der vorherigen Runde (5,31 Cent/kWh). Das größte Zuschlagsvolumen entfiel mit 287 MW auf Bayern.

Branche fordert mehr Planungssicherheit

Aus der Branche kamen Forderungen nach mehr Planungssicherheit. Der BWE kritisierte die aus seiner Sicht späte Veröffentlichung der Ausschreibungsergebnisse. Bärbel Heidebroek erklärte, Projektentwickler benötigten angesichts der ausstehenden Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und des geplanten Netzpakets schneller Klarheit über die Rahmenbedingungen. Zudem müsse die Bundesregierung ausreichend Ausschreibungsvolumina bereitstellen, damit genehmigte Projekte insbesondere in Süddeutschland umgesetzt werden könnten.

Auch der Verband Deutscher Maschinen- und Anlagenbau (VDMA) Power Systems sprach sich für verlässliche politische Rahmenbedingungen aus. Geschäftsführer Dennis Rendschmidt erklärte, Investitionsentscheidungen erforderten endlich Klarheit über die ausstehende EEG-Novelle und das angekündigte Netzanschlusspaket. Gleichzeitig müsse der Netzausbau mit dem weiteren Ausbau der Windenergie Schritt halten. 

Die nächste Ausschreibungsrunde für Windenergie an Land findet am 1. August 2026 statt. Die nächste Innovationsausschreibung ist für den 1. September 2026 vorgesehen.

Die Ausschreibungsergebnisse für Wind an Land und Innovationen vom 1. Mai sind im Internet veröffentlicht.

„Die Forderung nach einer vorzeitigen Abschaltung des Kraftwerks Rostock ist energiepolitisch unverantwortlich und sozial blind“, wird der Vorsitzende der Landesunion, Daniel Peters, in einer Mitteilung zitiert. Das Kraftwerk, so Peters, sei allein im vergangenen Jahr ein halbes Jahr lang am Netz gewesen und habe gezeigt, „dass es weiterhin eine wichtige Rolle für die Versorgungssicherheit unseres Landes spielt“. Besonders befremdlich sei, dass Minister Backhaus die Fernwärmeversorgung tausender Rostockerinnen und Rostocker „offenbar völlig ausblendet“. Peters erwartet, dass Ministerpräsidentin Manuela Schwesig (SPD) „ihren Minister zurückpfeift“. 

Minister: CDU schürt Angst

Backhaus verweist auf die Emissionen der Anlage. Sie machen laut Umweltministerium rund 10 Prozent des CO2-Ausstoßes im Land aus. „Jedes Jahr, das das Kraftwerk früher vom Netz ginge, würde rund 2 Millionen Tonnen CO2 einsparen“, erklärt der Minister auf Anfrage von E&M. 

Der CDU wirft Backhaus vor, Angst zu schüren, „die unbegründet ist“. Es sei nicht gefordert worden, das Kraftwerk augenblicklich vom Netz zu nehmen. „Das Kraftwerk Rostock lief zuletzt nur noch einen vergleichsweise begrenzten Teil des Jahres. Auch im Jahr 2024, als die Stromproduktion des Kraftwerks einen historischen Tiefstand erreichte, war die Versorgungssicherheit nicht gefährdet“, so Backhaus.

Die Entwicklung der vergangenen Jahre zeige grundsätzlich, dass Mecklenburg-Vorpommern deutlich mehr Strom aus erneuerbaren Energien erzeuge als selbst verbrauche. Auch die Fernwärmeversorgung sieht das Umweltministerium auf gutem Weg und weist auf die kommunale Wärmeplanung hin. „Ich bin zuversichtlich, dass sie es gut machen werden“, sagt Backhaus über die Kommunen. Rostock sei mit seiner Wärmeplanung „praktisch fertig und ist damit Vorreiter im Land.“

EnBW hält an Kohleausstieg bis 2028 fest

„In Bezug auf den Ausstieg aus der Kohleverstromung hält die EnBW weiterhin an ihrem Ziel fest, bis 2028 aus der Kohleverstromung auszusteigen – sofern die politischen Rahmenbedingungen es erlauben und die Versorgungssicherheit nicht gefährdet ist“, teilte ein EnBW-Unternehmenssprecher auf Anfrage der Redaktion mit. Der Gesetzgeber sieht im Kohleausstiegsgesetz als spätesten Termin das Jahr 2038 vor.

Der EnBW-Sprecher betont zudem, dass es sich um ein Gemeinschaftskraftwerk handle und die EnBW hier über das weitere Vorgehen nur in Abstimmung mit ihrem Partner Rheinenergie entscheiden könne. „Außerdem besteht bislang noch keine endgültige Klarheit über den finalen Gesetzesrahmen innerhalb des StromVKG, der für mögliche Weiterentwicklungen unserer Kraftwerksstandorte maßgeblich ist.“

Das Steinkohlekraftwerk in Rostock befindet sich zu 50,38 Prozent im Besitz der EnBW, 49,62 Prozent gehören der Rheinenergie AG. Es handelt sich um ein Mittellastkraftwerk mit einer elektrischen Leistung von 553 MW. Die Wärmeauskopplung beträgt maximal 300 MW. Das Kraftwerk kann schnell hoch- und heruntergefahren werden und so den Bedarf abdecken, der über die Grundlast hinausgeht. Die Laständerungsgeschwindigkeit beziffert die Sprecherin des Kraftwerks auf 20 MW pro Minute. „Bei einem Warmstart sind wir unter 2 Stunden wieder von null auf 100 Prozent.“

Im Jahr 2025 erzeugte das Kraftwerk 2 Milliarden kWh Strom, im Jahr 2024 waren es 703 Millionen kWh. Die Fernwärmeauskopplung betrug 2025 rund 185 Millionen kWh, 2024 waren es 75 Millionen kWh.

Laut BNE wurden seit dem 18. Juni 39 Viertelstunden mit Börsenstrompreisen von mehr als 300 Euro je MWh registriert. Der höchste Preis habe bei 747 Euro je MWh gelegen. Diese Ausschläge seien nicht auf einen generellen Strommangel zurückzuführen, sondern auf kurzfristige Engpässe in den Abendstunden.

Sieben Gegenmaßnahmen gefordert

Der Verband fordert deshalb, den Ausbau von Batteriespeichern deutlich zu beschleunigen. Nach Angaben des BNE stünden viele Projekte bereit und die Hersteller könnten die Speicher kurzfristig liefern. Verzögerungen entstünden jedoch insbesondere bei Netzanschlüssen und Genehmigungen. Diese Verfahren müssten beschleunigt werden, damit die geplanten Speicherkapazitäten zügig verfügbar würden.

Zudem spricht sich der Verband für eine stärkere Einbindung privater Batteriespeicher aus. Nach Angaben des BNE stehen in Deutschland bereits Heimspeicher mit einer Gesamtkapazität von mehr als 20 Millionen kWh zur Verfügung. Diese müssten durch geeignete regulatorische Rahmenbedingungen stärker in Markt- und Netzprozesse integriert werden. Als Beispiel nennt der Verband die schnelle Umsetzung der MISPEL-Verordnung sowie den Abbau regulatorischer Hemmnisse.

Auch Elektrofahrzeuge könnten nach Einschätzung des BNE einen wichtigen Beitrag leisten. Rund 100 Millionen kWh Speicherkapazität seien bereits auf deutschen Straßen unterwegs. Durch intelligentes und künftig bidirektionales Laden könnten die Fahrzeuge tagsüber Strom aufnehmen und in den Abendstunden teilweise wieder ins Netz einspeisen. Voraussetzung dafür seien Smart Meter und eine leistungsfähige Datenverarbeitung bei den Verteilnetzbetreibern.

Intelligentes Messen und Regeln

Darüber hinaus fordert der Verband einen deutlich schnelleren Rollout intelligenter Messsysteme. Smart Meter seien notwendig, damit Batteriespeicher, Wärmepumpen, Wallboxen und andere steuerbare Verbraucher automatisch auf Preissignale reagieren könnten. Gleichzeitig müsse auch die Digitalisierung der Stromnetze vorangetrieben werden. Nur mit einer Echtzeitüberwachung des Netzzustands lasse sich die zunehmende Zahl dezentraler Erzeugungs- und Speicheranlagen effizient koordinieren.

Ein weiterer Vorschlag betrifft die Einführung dynamischer Netzentgelte. Nach Auffassung des BNE müsse die derzeit laufende Reform der Netzentgelte dazu führen, dass Verbraucher ihren Stromverbrauch stärker an der aktuellen Netzsituation ausrichten können. Obwohl Netzbetreiber seit April 2025 verpflichtet seien, zeitvariable Netzentgelte für bestimmte steuerbare Verbrauchseinrichtungen anzubieten, sei dieses Angebot laut Verband bislang kaum verfügbar.

Außerdem fordert der Verband eine flächendeckende Verfügbarkeit dynamischer Stromtarife. Verbraucher könnten ihren Stromverbrauch gezielt in Zeiten niedriger Börsenpreise verlagern, wenn Lieferanten entsprechende Tarife einfach und transparent anbieten würden. Dadurch ließen sich Lastspitzen verringern und das Stromsystem insgesamt entlasten.

Wie die beteiligten Unternehmen mitteilen, handelt es sich um einen der ersten kombinierten Festpreis-Verträge dieser Art. Er bilde die Grundlage für den weiteren Aufbau einer partnerschaftlichen Zusammenarbeit. „Hybride Anlagen aus Photovoltaik und Speichern werden eine Schlüsselrolle im Energiesystem der Zukunft haben. Mit diesem Konzept kombinieren wir unsere langjährige Expertise als Direktvermarkter mit unserem breiten Produktportfolio in der Flexibilitätsvermarktung“, erklärte dazu Jan Brübach, Geschäftsführer von MVV Trading. Der Vertrag zeige, wie sich innovative Anlagenkonzepte durch intelligente Vermarktungs- und Absicherungslösungen wirtschaftlich tragfähig in den Markt integrieren lassen. 

„Für Max Solar ist der Vertrag mit MVV Trading ein wichtiger Schritt zur langfristigen Absicherung unseres hybriden Anlagenkonzepts“, betonte Christoph Strasser, CEO von Max Solar. Dadurch dass Photovoltaik-Erzeugung und Speicherbetrieb nicht isoliert, sondern integriert vergütet werden, adressiere das Vorhaben zentrale Herausforderungen der Energiewirtschaft, insbesondere die Integration volatiler erneuerbarer Energie in das Stromsystem.

Gaz-System habe sich nach einer Marktstudie, die eine starke Nachfrage signalisierte, für eine Erweiterung seiner LNG-Infrastrukturpläne entschieden. Die neue schwimmende Speicher- und Regasifizierungseinheit (FSRU) soll über eine jährliche Kapazität von 6,1 Milliarden Kubikmetern LNG verfügen.

Er verwies darauf, dass das Land bereits ein Flüssigerdgas-Terminal in Swinemünde (Swinoujscie) nahe der Grenze zu Deutschland betreibt und derzeit die Fertigstellung seines ersten schwimmenden LNG-Terminals in der Danziger Bucht vorantreibt. Der Premierminister erklärte, das Projekt werde kommerziell und nicht durch staatliche Mittel finanziert, da ein starkes Marktinteresse bestehe.

Gaz-System-CEO Slawomir Hinc sagte, die Ergebnisse zeigten ein deutliches Interesse an Polens wachsender Rolle als regionales LNG-Drehkreuz; von einer Festigung dieser Stellung sprach auch Donald Tusk. Zudem stehe das Projekt im Einklang mit der langfristigen Entwicklungsstrategie des Unternehmens.

Mit zwei schwimmenden LNG-Terminals und bereits abgeschlossenen Infrastrukturprojekten werde die gesamte Gasimportkapazität Polens voraussichtlich rund 50 Milliarden Kubikmeter/Jahr erreichen, so Hinc. Gaz-System errichtet derzeit das erste schwimmende Terminal in der Danziger Bucht, das ebenfalls für einen Durchsatz von mindestens 6,1 Milliarden Kubikmeter/Jahr ausgelegt ist. Die Inbetriebnahme ist für Ende 2027 oder Anfang 2028 geplant.

Polens stationäres LNG-Terminal in Swinemünde nahm 2016 den Betrieb auf und verfügt mittlerweile über eine Kapazität von 8,3 Milliarden Kubikmeter/Jahr. Gaz-System betreibt die wichtigsten Gaspipelines des Landes und verwaltet das Terminal in Swinemünde.

In dem Papier ordnet der NWR die bereits veröffentlichten Bedarfsabschätzungen vor dem Hintergrund der aktuellen politischen und wirtschaftlichen Entwicklung neu ein. Für die frühen Dreißigerjahre geht der Rat von einem gesamten Wasserstoffbedarf zwischen 60 und 115 Milliarden kWh aus. Für die späten Dreißigerjahre beziehungsweise frühen Vierzigerjahre werden 155 bis 295 Milliarden kWh angesetzt. Mit Blick auf die späten Vierzigerjahre nennt der NWR eine Spanne von 275 bis 555 Milliarden kWh – das entspricht 8,25 bis 16,65 Millionen Tonnen.
 Den größten Bedarf sieht der Rat in der Industrie. Für die frühen Dreißigerjahre rechnet er mit 30 bis 55 Milliarden kWh. Für die späten Vierzigerjahre veranschlagt er den Bedarf auf 140 bis 300 Milliarden kWh. Hauptnehmer: die chemische Industrie und die Stahlindustrie.

Weniger Bedarf in der chemischen Industrie

In der Stahlindustrie könnten die derzeit geplanten Direktreduktionsanlagen einen Wasserstoffbedarf von bis zu 400.000 Tonnen pro Jahr erzeugen. Voraussetzung sei jedoch, dass klimaneutraler Wasserstoff in ausreichender Menge und zu wettbewerbsfähigen Preisen verfügbar werde, so der NWR.

Was die Chemieindustrie betrifft, fallen die Schätzungen gegenüber früheren Annahmen infolge rückläufiger Produktionsmengen und veränderter wirtschaftlicher Rahmenbedingungen geringer aus. Der NWR geht von einem Bedarf an Wasserstoff und Wasserstoff-Derivaten für 2045 zwischen 107 und 243 Milliarden kWh aus – 14 bis 28 Prozent weniger als in der Prognose 2024.

Für den Sektor „Mobilität“ erwartet das Gremium in den frühen Dreißigerjahren einen Bedarf von 25 bis 30 Milliarden kWh. Rund 7 Milliarden kWh davon entfallen auf Wasserstoff-Derivate. In den späten Vierzigern werden es demnach 75 bis 135 Milliarden kWh sein, etwa 40 Milliarden kWh machen Derivate aus.

Der Bedarf im Strom- und Fernwärmesektor erreicht bis 2035 etwa 5 bis 30 Milliarden kWh. Mit sinkenden Wasserstoffkosten und dem schrittweisen Einsatz wasserstofffähiger Gaskraftwerke steigt er nach Überlegungen des NWR auf 60 bis 120 Milliarden kWh bis zum Jahr 2045.

Nicht ohne „klares politisches Bekenntnis“

Als Anlass für die neuen Schätzungen nennt der Rat „die weitere Zuspitzung der geopolitischen Lage, die wachsende Unsicherheit durch die Politik der USA sowie neue Schwerpunktsetzungen auf europäischer und bundesdeutscher Ebene“. Ob Industrie, Verkehr, Strom- und Wärmeversorgung – für alle Sektoren gelte, „dass ein klares politisches Bekenntnis und die rechtlich-regulatorischen Bedingungen geschaffen oder zumindest verbessert werden müssen, bevor die genannten Bedarfe tatsächlich realisiert werden können“, kommentiert Ratsmitglied Kirsten Westphal. 

Der bisherige regulatorische Rahmen und die schwierigen finanzwirtschaftlichen Rahmenbedingungen verhinderten Investitionen, kritisiert das Gremium. „Unzureichende Angebotsmengen bei konstanter beziehungsweise steigender Nachfrage wiederum erhöhen die Kosten, was wiederum zahlreiche Projekte entlang der gesamten Wertschöpfungskette gefährdet, zu Stillstand oder sogar zur Aufgabe zwingt.“

Neben Everllence beteiligen sich die WTZ Roßlau gGmbH, das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE), das Forschungsinstitut für Kraftfahrwesen und Fahrzeugmotoren Stuttgart (FKFS) sowie der Chemnitzer Energieversorger und Kraftwerksbetreiber „eins energie in sachsen“ als assoziierter Partner. Das Vorhaben begann im Januar 2026 und läuft über 36 Monate. Das Bundeswirtschaftsministerium fördert das Projekt.

„Für Everllence ist dieses Forschungsprojekt ein weiterer Schritt auf dem Weg, klimaneutrale Kraftwerkslösungen anzubieten“, erklärte Alexander Knafl, Head of Engineering, R&D Four-Stroke bei Everllence. „Für uns beginnt der Weg zur Dekarbonisierung des Strommarktes mit der Dekarbonisierung von Kraftstoffen und in diesem Zusammenhang sind Ammoniak und Wasserstoff vielversprechende Kandidaten, da diese vollständig kohlenstofffrei sind.“

Fokus auf flexible Kraftwerke

Im Projekt entwickeln die Partner Konzepte für Kraftwerke mit Gasmotoren, die künftig als flexible Erzeugungsanlagen eingesetzt werden können. Nach Angaben des Unternehmens richtet sich der Blick insbesondere auf Zeiten mit geringer Stromerzeugung aus Wind- und Solaranlagen. In diesen Phasen sollen wasserstoff- oder ammoniakbetriebene Motorenkraftwerke gesicherte Leistung bereitstellen.

Everllence verweist darauf, dass Motorenkraftwerke schnell starten und ihre Leistung kurzfristig anpassen können. Das Unternehmen sieht darin eine Voraussetzung für den Einsatz als flexible Reservekapazitäten in einem Stromsystem mit hohem Anteil erneuerbarer Energien.

Everllence übernimmt die Entwicklung des Kraftwerks- und Motorenkonzepts einschließlich der Abgasnachbehandlung. Die WTZ Roßlau entwickelt die Brennverfahren für den Betrieb mit Wasserstoff und Ammoniak. Das FKFS erstellt Verbrennungssimulationen und unterstützt die Auslegung der Motoren.

Das Fraunhofer ISE untersucht die Klimabilanz der Kraftstoffe über ihren gesamten Lebenszyklus sowie mögliche Entwicklungen der Infrastruktur und der Importketten. Der Chemnitzer Energieversorger Eins bringt Anforderungen aus dem Betrieb von Gasmotorenkraftwerken in das Projekt ein und bewertet die Konzepte aus Sicht eines Kraftwerksbetreibers.

„Erneuerbare Energien brauchen flexible Partner. Batteriespeicher sorgen zusammen mit wasserstofffähigen Gaskraftwerken für eine sichere und bezahlbare Stromversorgung. Beide Technologien leisten einen wichtigen Beitrag für die Versorgungssicherheit, indem sie die Schwankungen von Wind- und Sonnenenergie ausgleichen“, erklärte Peter Heydecker, Vorstand für Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur bei der EnBW. Während Gaskraftwerke in der Lage seien, auch längere Dunkelflauten zu überbrücken, könnten Batteriespeicher bei kürzeren Zeiträumen einspringen.

Philippsburgs Bürgermeister Stefan Martus (CDU) betonte: „Philippsburg gehört seit einem halben Jahrhundert zu den wichtigsten Energiestandorten in Deutschland – und diese starke Position wird durch den Batteriespeicher weiter gestärkt.“

Die Finanzierung des Batteriespeichers kommt ohne Förderung aus und erfolgt über Erlöse aus der Stromvermarktung und den netzdienlichen Leistungen, die dafür sorgen, dass das Stromnetz stabil bleibt.
 
Um zwei verschiedene Speichertypen zu testen, errichtet die EnBW zunächst eine Pilotanlage. Im kommenden Jahr wird sie um weitere Einheiten ergänzt, die dann gemeinsam bis Ende 2027 in Betrieb gehen werden. EnBW betreibt nach eigenen Angaben aktuell 20 Batteriespeicher mit über 100 MWh installierter Kapazität in Deutschland. Zusätzlich werden derzeit Batteriespeicher mit insgesamt 1.800 MWh entwickelt. Jeder neue Solarpark soll standardmäßig mit Batteriespeichern ausgerüstet werden.

Nach Angaben des EWI sind die netzbezogenen Ausgaben über den gesamten Betrachtungszeitraum real weitgehend stabil geblieben. Deutlich stärkere Schwankungen habe es dagegen bei den Gesamtausgaben des Gassystems gegeben, insbesondere infolge der Energiepreiskrise nach dem russischen Überfall auf die Ukraine. Die Autoren unterscheiden deshalb zwischen der Entwicklung einzelner Ausgabenbestandteile und der langfristigen Rolle der Infrastruktur.

Gasnetzkosten unverändert

Die Studie bilanziert die Ausgaben des Gassystems nach ihrem Zweck und den jeweiligen Akteuren. Berücksichtigt werden unter anderem Kosten für Beschaffung und Vertrieb, Netze, Abgaben und Umlagen sowie öffentliche Mittel. Laut EWI lagen die realen Ausgaben für das Gasnetz im Untersuchungszeitraum konstant bei rund 1,1 bis 1,2 Cent pro kWh. Öffentliche Mittel seien während der Energiekrise vor allem eingesetzt worden, um die Versorgung zu stabilisieren und Verbraucher zu entlasten. Sie hätten dagegen nicht den laufenden Netzbetrieb finanziert.

Die Autoren vergleichen ihre Ergebnisse zudem mit einer Anfang 2026 veröffentlichten Analyse der Ausgaben im Stromsystem. Demnach transportierte das Gasnetz im Jahr 2024 rund die 1,7-fache Energiemenge des Stromnetzes, während die netzbezogenen Ausgaben lediglich etwa ein Siebtel der entsprechenden Kosten im Stromsystem ausmachten. Nach Einschätzung des EWI spricht dies für eine hohe Transportleistung des Gasnetzes bei vergleichsweise geringen Infrastrukturkosten.

Verband will Infrastruktur erhalten

Der Branchenverband „Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft“ leitet daraus die Forderung ab, die bestehende Gasinfrastruktur weiterhin in die Energie- und Wärmeplanung einzubeziehen. Vorstand Timm Kehler erklärte, das Gasnetz sei „nicht das Problem, sondern Teil der Lösung“. Es sei leistungsfähig, bereits vorhanden und könne künftig auch für klimaneutrale Gase genutzt werden.
 
Nach Angaben des Verbands seien aktuelle Veränderungen bei den Gasnetzentgelten nicht auf dauerhaft steigende Netzkosten zurückzuführen. Sie stünden vielmehr im Zusammenhang mit regulatorischen Vorgaben und der Anpassung von Abschreibungszeiträumen. Im Rahmen des Modells KANU 2.0 würden Kosten zeitlich vorgezogen, um die verbleibenden Ausgaben bis 2045 auf eine größere Zahl von Netznutzern zu verteilen und spätere Belastungssprünge zu vermeiden.
 Aus Sicht des Verbands sollte die vorhandene Infrastruktur deshalb nicht vorschnell zurückgebaut werden. Das bestehende Gasnetz versorge Haushalte, Gewerbe, Industrie und Kraftwerke mit großen Energiemengen und könne künftig auch Wasserstoff, Biomethan sowie weitere klimaneutrale Gase transportieren. Wo entsprechende Bedarfe bestünden, sollten Gas- und Wasserstoffnetze systematisch in die kommunale Energie- und Wärmeplanung einbezogen werden, so Kehler.

Die EWI Studie „Ausgaben für das Gassystem in Deutschland“ steht als PDF zum Download bereit.

Die Regioladen plus mit Sitz in Bad Mergentheim gehört zur Thüga-Gruppe und bündelt die Ladeinfrastruktur kommunaler Energieversorger. Ziel ist es, den Betrieb von Ladesäulen zu zentralisieren, Prozesse zu vereinheitlichen und Skaleneffekte zu nutzen. Durch gemeinsame Systeme, gebündelten Einkauf und einheitliche Betriebsprozesse sollen Kosten gesenkt und der Ausbau der Ladeinfrastruktur beschleunigt werden, heißt es weiter.

Zum Start von Regioladen plus im Januar 2025 haben 15 Stadtwerke und Regionalversorger rund 900 Ladepunkte in die Gesellschaft eingebracht. Bis 2030 soll deren Zahl auf mehr als 1.500 steigen. Dafür sind Investitionen von rund 6,5 Millionen Euro vorgesehen, hieß es damals. Es bleibe die regionale Verankerung der beteiligten Versorger erhalten, während Betrieb und Weiterentwicklung der Ladeinfrastruktur zentral organisiert würden.

Für die Kundinnen und Kunden der Stadtwerke Kelheim ändert sich durch die Übertragung nichts. Nutzung, Zugang und Tarife bleiben unverändert. Auch künftig bleiben die Stadtwerke der Ansprechpartner vor Ort. Das Unternehmen versorgt die Region unter anderem mit Strom, Erdgas, Trinkwasser, Biowärme und Glasfaser und baut die Ladeinfrastruktur für Elektromobilität kontinuierlich aus.

„Mit der Übertragung unserer Ladepunkte an Regioladen plus schaffen wir die Grundlage, unser Engagement in der Elektromobilität langfristig wirtschaftlich und zukunftssicher aufzustellen“, sagte Stadtwerke-Geschäftsführerin Sabine Melbig. Zugleich erfüllten die Kelheimer die Unbundling-Vorschriften und schafften die Voraussetzungen für den weiteren Ausbau eines leistungsfähigen Ladenetzes in der Region.

Nach Angaben des VKU stehen die Netzbetreiber in den kommenden Jahren vor umfangreichen Investitionen. Sie müssen ihre Verteilnetze ausbauen, um zusätzliche erneuerbare Erzeugungsanlagen, Wärmepumpen, Ladeinfrastruktur für Elektromobilität sowie neue industrielle Anwendungen anschließen zu können. Als größte Herausforderungen nennen die Unternehmen neben regulatorischen Unsicherheiten vor allem die Finanzierung der Investitionen sowie die Entwicklung der Netzentgelte.

Finanzielle Regulatorik verbessern

VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing erklärte, ohne bessere Rahmenbedingungen drohe der Netzausbau zum Engpass der Energiewende zu werden. Die Bundesnetzagentur müsse den Netzbetreibern ausreichend Spielraum geben, damit diese die erforderlichen Investitionen in Milliardenhöhe refinanzieren könnten.

Die Unternehmen sehen insbesondere den regulatorischen Rahmen kritisch. Laut Umfrage halten 74 Prozent der Befragten die derzeitigen Vorgaben nicht für investitionsfördernd. Der VKU fordert deshalb unter anderem eine stärkere Eigenkapitalausstattung der Netzbetreiber, verlässliche regulatorische Vorgaben sowie eine zügige Umsetzung der geplanten Beschleunigungsmaßnahmen für den Netzausbau.
 
EEG-Novelle und Netzpaket dringend erwartet

Zudem warnt der Verband vor Verzögerungen bei der geplanten Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und dem Netzpaket der Bundesregierung. Laut Liebing erhöht jede weitere Verzögerung das Risiko, dass wichtige Reformen in diesem Jahr nicht mehr abgeschlossen werden. Beide Vorhaben seien erforderlich, um den Ausbau erneuerbarer Energien besser mit dem Ausbau der Stromnetze zu koordinieren.

Beim sogenannten Redispatch sehen die Unternehmen dagegen Fortschritte. Laut Umfrage bewerten 62 Prozent ihre Prozesse inzwischen als stabil oder funktionsfähig. Weitere 32 Prozent befinden sich nach eigenen Angaben noch im Aufbau entsprechender Abläufe.

Kritisch bewertet der VKU allerdings den zeitweise geplanten Redispatch-Vorbehalt. Dieser hätte vorgesehen, dass Betreiber neuer Erneuerbare-Energien-Anlagen bei Abregelungen unter bestimmten Voraussetzungen auf Entschädigungszahlungen verzichten müssen. Nach Einschätzung des Verbands hätten dadurch zusätzliche Investitionsrisiken entstehen können.

Stromkosten begrenzen

Für Verbraucherinnen und Verbraucher stehen aus Sicht der befragten Unternehmen vor allem stabile Strompreise und eine sichere Energieversorgung im Vordergrund. 95 Prozent der Unternehmen nennen Versorgungssicherheit als wichtiges Anliegen, 92 Prozent stabile Strompreise. Gleichzeitig gewinnen nach Einschätzung der Befragten schnelle Netzanschlüsse zunehmend an Bedeutung.

Um die Stromkosten langfristig zu begrenzen, sehen die Stadtwerke vor allem Reformbedarf bei den Netzentgelten. Darüber hinaus sprechen sie sich für eine Senkung der Stromsteuer für alle Verbraucher sowie für einen schnelleren Ausbau von Speichertechnologien aus.

Unterstützung der Politik für kommunale Altschulden

Der Deutsche Bundestag beriet am 26. Juni in erster Lesung das Gesetz zur Entlastung von Ländern und Kommunen, mit dem der Bund sich an der Lösung der kommunalen Altschuldenproblematik beteiligt. Dazu erklärt der Vorsitzende der Arbeitsgemeinschaft Kommunalpolitik der CDU/CSU-Bundestagsfraktion, Klaus Mack: „Mit dem Länder- und Kommunalentlastungsgesetz beteiligt sich der Bund erstmals am Abbau kommunaler Kassenkredite.“

Das sei ein wichtiges Signal an die Kommunen, doch es werde die kommunalen Finanzprobleme nicht lösen. Das Gesetz „schafft die Grundlage für einen Neuanfang“, so Mack. Er begrüßte zugleich, dass einige Bundesländer bereits Verantwortung übernommen und eigene Altschuldenprogramme aufgelegt haben. „Dieser Weg muss jetzt konsequent fortgeschritten werden“, forderte er. Das könnte auch den kommunalen Unternehmen bei der Energiewende helfen.

Die VKU-Umfrage mit Fokus auf Finanzkraft der Kommunen steht im Internet bereit.

Die Stadtwerke Flensburg haben demnach im Geschäftsjahr 2025 einen Umsatz von 838 Millionen Euro erzielt. Im Vorjahr hatte der Umsatz bei 865 Millionen Euro gelegen. Der Jahresüberschuss nach Steuern sank von 10,5 Millionen Euro auf 7,2 Millionen Euro. Das operative Ergebnis legte hingegen von 16 auf 21,2 Millionen Euro zu. Die Eigenkapitalquote sank von 42,7 auf 38,9 Prozent. Hintergrund sind höhere Investitionen sowie ein Anstieg der Bilanzsumme um 56,5 Millionen Euro auf 723,3 Millionen Euro.

Nach Angaben des Unternehmens führten Einschränkungen bei der Verfügbarkeit des KWK-Kraftwerks im ersten Quartal 2025 dazu, dass geplante Strommengen nicht vermarktet werden konnten. Zudem schrieb der Bereich ÖPNV Verluste. Im öffentlichen Nahverkehr hätten hohe Investitionen, etwa in neue Elektrobusse sowie in den Neubau eines Betriebshofes, das Ergebnis zusätzlich belastet. 

Die Zahl der Kundinnen und Kunden stieg um rund vier Prozent auf 330.000. Während der Stromvertrieb aufgrund der Kraftwerksausfälle keine Zuwächse verzeichnete, entwickelten sich die Geschäftsbereiche Erdgas und Telekommunikation positiv. Der Gasabsatz erhöhte sich um 119 Prozent auf 1,59 Milliarden kWh (1.595 GWh) und lag damit mehr als doppelt so hoch wie im Vorjahr. Der Fernwärmeabsatz entsprach mit 880 Millionen kWh (880 GWh) fast exakt dem Vorjahr (890 GWh). Der Stromabsatz hingegen ging um zehn Prozent zurück. Hier nannten die Stadtwerke Flensburg keine Absatzmengen. 

Ausschüttung an die Stadt Flensburg

Insgesamt haben die Stadtwerke Flensburg im Geschäftsjahr 2025 mehr als 77 Millionen Euro investiert. „Dieses Niveau werden wir in den nächsten Jahren halten“, sagte Karsten Müller-Janßen, technischer Geschäftsführer der Stadtwerke Flensburg.

Zu den größten Investitionsprojekten zählt der Umbau der Fernwärmeversorgung. Im Jahr 2025 begannen die Arbeiten für eine Meerwasser-Großwärmepumpe. Nach Angaben der Stadtwerke sollen in den kommenden Jahren rund 400 Millionen Euro in die Dekarbonisierung der Energieversorgung fließen, davon mehr als 70 Millionen Euro in die Großwärmepumpe. Weiteres Geld fließt in den Netzausbau. Der Grundstein für die Anlage wurde Anfang Juni 2026 gelegt. Die Inbetriebnahme ist für 2027 vorgesehen.

Die Stadtwerke Flensburg beschäftigen 797 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter, darunter 57 Auszubildende. Zum Unternehmensverbund gehören außerdem die Tochtergesellschaften Aktiv Bus, Flensburger Hafen, Flughafen sowie die Flensburger Ladeinfrastrukturgesellschaft. 

Der Aufsichtsrat beschloss für das Geschäftsjahr 2025 eine Ausschüttung von 7,2 Millionen Euro an die Stadt Flensburg als alleinige Eigentümerin der Stadtwerke. Wollscheidt Fazit: „Wir sind grundsolide aufgestellt.“ Julian Wollscheidt hat bei den Stadtwerke Flensburg zum 1. Juni die Position des kaufmännischen Geschäftsführers übernommen. Er führt gemeinsam mit dem technischen Geschäftsführer, Karsten Müller-Janßen, den Energieversorger. Der studierte Wirtschaftsingenieur Wollscheidt stand zuvor als Geschäftsführer der Stadtwerke Völklingen Holding GmbH in der Verantwortung.

Zunächst werde das Team in Jemgum den Betrieb von fünf Offshore-Windparks koordinieren, heißt es weiter. Darüber hinaus übernimmt das Kontrollzentrum eine „wichtige Funktion für den weiteren Ausbau des Offshore-Geschäfts“. So dient der Standort auch als Projektbüro für den derzeit nördlich der Insel Juist entstehende Offshore-Windpark „Nordseecluster“. Nach seiner Fertigstellung wird dieser über eine Leistung von 1.600 MW verfügen.

Errichtet wurde das Gebäude von der ostfriesischen Real Immobilien GmbH, die es langfristig an RWE vermietet. Auf über 1.000 Quadratmetern Fläche entstanden innerhalb von zwölf Monaten ein zentraler Kontrollraum, Büros, Besprechungsräume sowie Aufenthaltsbereiche. Rund 50 Beschäftigte arbeiten an dem Standort. Nach Angaben des Unternehmens soll das Betriebsteam in den kommenden Jahren weiter wachsen. Gesucht werde dafür vor allem qualifiziertes Personal aus der Region.

„Der Ausbau der Offshore-Windenergie erfordert nicht nur Anlagen auf See, sondern auch leistungsfähige Standorte an Land“, erklärte Thomas Michel, COO RWE Offshore Wind. Jemgum werde deshalb langfristig eine zentrale Rolle für den Betrieb der Offshore-Windparks des Unternehmens in Deutschland und Kontinentaleuropa übernehmen. RWE betreibt nach eigenen Angaben derzeit 18 Offshore-Windparks. Mit dem neuen Kontrollzentrum stärkt der Konzern die betriebliche Infrastruktur für den Betrieb seiner Offshore-Anlagen und schafft Kapazitäten für weitere Projekte.

Strom: Uneinheitlich hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag präsentiert. Der Montag wurde mit 165 Euro im Base gesehen. An der Börse zeigte sich der Montag in der Grundlast ebenfalls bei 165 Euro. Der Freitag hatte am Donnerstag außerbörslich mit 135,50 Euro notiert. Der Samstag wurde an der Epex Spot mit 99,42 Euro im Base und 57,44 Euro im Peak auktioniert. Negative Preise auf Stundenbasis ergaben sich nicht.

Händler führen den Preisanstieg von Freitag auf Montag auf geringere Einspeisemengen der Erneuerbaren zurück. So prognostizieren die Meteorologen von Eurowind für den Berichtstag 26,4 Gigawatt an Beiträgen von Wind und Solar, während am Montag der neuen Woche nur 21,4 Gigawatt zusammenkommen sollen. Eurowind geht für die erste Hälfte der neuen Woche von einem generell eher moderaten Erneuerbarenaufkommen aus.

Die Primärenergieträger könnten bei einer raschen Normalisierung am Persischen Golf noch mehr unter Druck geraten, so ein Händler. Dies werde jedoch nur gedämpfte Auswirkungen auf den Strommarkt haben. Kurzfristig sei ein Unterschreiten der Marke von 90 Euro für das Frontjahr daher wenig wahrscheinlich.

Am langen Ende sank das Cal 27 um 0,70 auf 91,83 Euro.

CO2: Die CO2-Preise haben sich am Freitag etwas leichter gezeigt. Bis gegen 13.44 Uhr verlor der Dec 26 um 0,31 auf 80,25 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 8,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 81,07 Euro, das Tief bei 80,23 Euro.

Das bevorstehende Ende der Hitzewelle dürfte CO2 etwas belasten, hieß es. Der Markt richtet sein Augenmerk bereits auf die Vorschläge der EU-Kommission zur Reform des EU-ETS, die für den 15. Juli erwartet werden. Ein Bericht auf Bloomberg über die Pläne der Kommission wurde von Händlern als leicht bearish eingestuft. Im Raum sollen Vorschläge gestanden haben, ab 2028 weniger Zertifikate in die Marktstabilitätsreserve zu überführen.

Erdgas: Etwas fester haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.40 Uhr um 0,301 auf 40,871 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE kletterte der Day-ahead um 0,500 auf 40,750 Euro.

Sollte sich der Schiffsverkehr durch die Straße von Hormus normalisieren, könnte Gas weiter unter Druck geraten, hieß es. Allerdings sei die Marke von 40 Euro eine sehr starke technische Unterstützung. Stützende Impulse gehen zudem vom derzeit hohen LNG-Bedarf Asiens aus. Auch dort herrscht wegen einer Hitzewelle Nachfrage an zusätzlicher Energie für Kühlzwecke.