Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber – 50 Hertz, Amprion, Tennet und Transnet BW – äußern Bedenken gegen die Empfehlung der europäischen Kollegen. Die Datengrundlage des Berichts sei veraltet, die Analysezeiträume uneinheitlich und die erwarteten Wohlfahrtsgewinne nicht belastbar genug für eine grundlegende Entscheidung über die Struktur der Stromgebotszonen.

Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE), die Deutsche Industrie- und Handelskammer (DIHK) und die Energy Traders (Efet) Deutschland kritisieren diesen Vorschlag. Laut BEE-Präsidentin Simone Peter birgt die Aufteilung erhebliche Risiken für die Strompreise, die Investitionssicherheit sowie den Ausbau von erneuerbaren Energien und Flexibilitäten. Zwar würden laut Entsoe-Modellierungen im Jahr 2025 Wohlfahrtsgewinne von rund 339 Millionen Euro erwartet, dies entspreche jedoch weniger als einem Prozent der Systemkosten. Peter sieht darin keinen ausreichenden Nutzen.

Wichtige Kriterien fehlen im Entsoe-Bericht

Bereits im vergangenen Jahr hatte der BEE gemeinsam mit weiteren Energie- und Wirtschaftsverbänden einen Realitätscheck gefordert, der sämtliche wirtschaftlichen Auswirkungen eines Gebotszonensplits berücksichtigen soll. Kritik äußert der Verband, insbesondere an der engen Auslegung der Bewertungsgrundlage durch Entsoe. In der Analyse seien nur Marktliquidität und Transaktionskosten untersucht worden. Weitere zentrale Faktoren wie Netzsicherheit, Markteffizienz, Stabilität, die Robustheit der Gebotszonen oder die Auswirkungen auf die Energiewende seien außen vor geblieben.

Peter betont, dass langfristige Preisstabilität essenziell für Investitionen und Risikomanagement sei – sowohl für die Industrie als auch für die Privathaushalte. Sie verweist auf den hochliquiden deutschen Terminmarkt, der in der Energiepreiskrise 2022 stabilisierend gewirkt habe. Die Trennung der deutsch-österreichischen Stromgebotszone im Jahr 2018 habe hingegen gezeigt, wie stark der Terminhandel durch kleinere Zonen beeinträchtigt werde. Österreich habe seither einen deutlichen Rückgang beim Handelsvolumen erlebt.

Investitionssicherheit erhalten

Aus Sicht des BEE würde eine weitere Zonenaufteilung zu stärker volatilen Preisen führen – speziell in Regionen mit hoher Einspeisung erneuerbarer Energien bei gleichzeitig geringer Last. Dies könne zu häufigeren Zeitfenstern mit negativen Strompreisen führen, in denen Strom aus Erneuerbaren nicht vergütet wird. Dies gefährde die Wirtschaftlichkeit sowohl neuer als auch bestehender Anlagen und schrecke Investoren ab.

Auch Energy Traders Deutschland, der Verband der Energiehändler mit Sitz in Berlin, spricht sich gegen die Aufspaltung der Gebotszone aus. Der Vorstandsvorsitzende Bernhard Walter betont, eine stabile Zonenkonfiguration sei Voraussetzung für liquide Großhandelsmärkte. Nur so könnten Marktakteure Risiken kontrollieren und Strom effizient und kostengünstig handeln. Eine Aufteilung der Gebotszone würde diese Liquidität gefährden und grenzüberschreitenden Wettbewerb schwächen. Zudem warnt der Verband vor weitreichenden regulatorischen Folgen und zusätzlichen Kosten durch eine Neustrukturierung der Preiszonen.

Nachteile für die Industrie befürchtet

Achim Dercks, stellvertretender DIHK-Hauptgeschäftsführer, sieht in der Aufspaltung einen massiven Nachteil für die energieintensive Industrie. Eine kleinteilige Marktstruktur würde zu höheren Preisen, weniger Wettbewerb und zusätzlicher Bürokratie führen. Die Marktliquidität nähme ab, regionale Monopole könnten begünstigt werden. Dercks fordert die Bundesregierung auf, sich auf EU-Ebene weiter für den Erhalt der einheitlichen Zone einzusetzen. Nur ein starker Binnenmarkt mit grenzüberschreitender Infrastruktur schaffe stabile Rahmenbedingungen.

Simone Peter kritisiert in diesem Zusammenhang auch die Debatte über sogenannte „lokale Strompreise“, die von einigen Akteuren ins Spiel gebracht wurden. Stattdessen sollten regionale Signale über gezielte Marktmechanismen wie Energy Sharing, regionale Flexibilitätsmärkte oder direkte Einbindung über Verteilnetzbetreiber geschaffen werden.

Das BMWK nennt in seinem Entwurf für die Verordnung als Grund, dass sich die
Gasversorgungssituation durch zahlreiche Maßnahmen deutlich stabilisiert habe. Verwiesen wird auf die Möglichkeiten zur Anlandung von Flüssiggas in Terminals an Nord- und Ostsee sowie die Erhöhung der Pipeline-Importe aus Norwegen.

Der VKU begrüßt das grundsätzliche Vorhaben, kritisiert aber die kurzfristige Vorgehensweise und spricht sich für weitergehende Änderungen aus. Laut dem Verband haben die bisherigen gesetzlichen Vorgaben zu Fehlanreizen im Markt geführt. Aufgrund der verpflichtenden Sommerbefüllung sei es zu einem Anstieg der Gaspreise in den Sommermonaten gekommen – eine für den Markt unübliche Entwicklung. Ein enger Austausch zwischen Politik und Branche solle die Ausgestaltung regulatorischer Vorgaben optimieren.

Füllstandsziele flexibel terminieren

Marktteilnehmer hätten durch die bisherige Regelung keine wirtschaftlichen Anreize zur Speicherbefüllung gehabt, was zu spekulativen Preisspitzen geführt habe, so der VKU. Diese Situation sei vor allem für kommunale Energieversorger problematisch, da die resultierenden Mehrkosten über die sogenannte Gasspeicherumlage auf Haushalte und Industrie umgelegt würden. Im Zusammenspiel mit steigenden CO2-Kosten verteuere sich die Kilowattstunde Erdgas weiter.

Der VKU fordert daher, dass die künftig niedrigeren Füllstandsvorgaben nicht mehr zu einem festen Stichtag, sondern innerhalb eines flexiblen Zeitraums zwischen Oktober und Dezember erreicht werden sollen. So könne der Markt effizienter reagieren und die Versorgungssicherheit dennoch gewährleistet bleiben. Auch die im Entwurf vorgesehenen Zwischenziele lehnt der Verband ab. Diese sollten ersatzlos gestrichen werden – sowohl auf nationaler als auch auf europäischer Ebene.

Kritik kommt auch von der Initiative Energien Speichern (Ines). Geschäftsführer Sebastian Heinermann warnt vor negativen Effekten der geplanten Verordnung. „Der Schnellschuss des BMWK in Sachen Gasspeichergesetz könnte auch nach hinten losgehen“, warnte er. Der Verband der Speicherbetreiber fordert marktgerechte Regelungen, die Sicherheit und Kosteneffizienz gleichermaßen berücksichtigen.

Ines begrüßt daher die geplante Streichung des Zwischenziels zum 1. Oktober, da dies mehr Flexibilität ermögliche und die Gasbeschaffung kosteneffizienter gestalte. Gleichzeitig warnt der Verband jedoch vor der geplanten Erhöhung des Mindestfüllstands zum 1. Februar auf 40 Prozent. Dies könne zu einer Blockade von Gasmengen führen, die bis zum Ende der Heizperiode technisch nicht mehr verfügbar seien.

Genaue Prüfung der Zielvorgaben gefordert

Auch die generelle Absenkung der Füllstandsvorgaben zum 1. November sieht Ines kritisch. Eine zu geringe Befüllung der Speicher vor dem Winter könne die Versorgungssicherheit gefährden. Der Verband plädiert dafür, die Auswirkungen dieser Maßnahme vor einer endgültigen Entscheidung umfassend zu prüfen. Besonders kritisch sei die geplante Einführung anlagenscharfer Füllstandsvorgaben bis zum Ende der aktuellen Gesetzeslaufzeit im März 2027.

Diese Regelung greife tief in den Markt ein und könne zu Wettbewerbsverzerrungen führen. Ines fordert eine sorgfältige Analyse möglicher Folgen und spricht sich gegen diskriminierende Einzelvorgaben aus. Als alternative Lösung schlägt der Verband eine zeitliche Verschiebung des Füllstandsziels vom 1. November auf den 1. Dezember vor. Dies könnte aus Sicht von Ines eine europarechtlich tragfähige Alternative zu starren nationalen Vorgaben darstellen.

„Die Netzreserve bleibt bis auf Weiteres wichtig, um den sicheren Betrieb des Übertragungsnetzes zu gewährleisten“, erläuterte Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, und fügte hinzu: „Der Netzreservebedarf für den kommenden Winter liegt ungefähr auf dem Niveau des Vorjahres“.

Redispatchmenge um 30 Prozent geringer

Die Berechnungen für 2025/2026 ergeben, dass die prognostizierte Redispatchmenge im Betrachtungszeitraum mit 17 Milliarden kWh um rund 30 Prozent geringer ausfallen wird als in den letztjährigen Analysen mit rund 25 Milliarden kWh für 2024/2025. Ursächlich dafür sind neben methodischen Verbesserungen der Analysen insbesondere der Netzausbaufortschritt. Ein den Prognosen entsprechender Rückgang wird laut der Behörde dazu beitragen, dass die Kosten für Redispatchmaßnahmen sinken und damit Netznutzerinnen und Netznutzer finanziell entlastet werden.

Ein großer Anteil (5.149 MW) des Netzreservebedarfs für den Winter 2025/2026 werde von deutschen Netzreservekraftwerken gedeckt. Wie bereits in den vergangenen Jahren werden die verbleibenden 1.344 MW über ausländische Kraftwerke gedeckt. 2022 lag diese Deckung bei 1.424 MW, 2023 bei 1.334 MW und 2024 bei 1.467 MW.

Die Übertragungsnetzbetreiber werden Kraftwerksbetreiber im Ausland auffordern, bis Mitte Mai ihr Interesse an der Netzreserve anzumelden. Die Vertragsschlüsse der Übertragungsnetzbetreiber mit den ausländischen Kraftwerksbetreibern erfolgen in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur.

Die Vorhaltung einer Netzreserve dient dazu, Überlastungen im Übertragungsnetz zu verhindern, die aufgrund von Netzengpässen entstehen. Dazu wird bei einer drohenden Überlastung im Netz die Erzeugung örtlich vor einem Engpass reduziert und gleichzeitig die Erzeugung dahinter erhöht.

Auch ausländische Kraftwerkskapazitäten vertraglich gesichert

Dieser „Redispatch“ genannte Ausgleichsmechanismus wird zunächst mit am Markt agierenden Kraftwerken durchgeführt. In bestimmten Netzsituationen reichen diese Kraftwerke jedoch nicht zur Netzentlastung aus. In diesen Fällen werden zusätzlich Netzreservekraftwerke eingesetzt. Die inländische Netzreserve besteht aus zur Stilllegung angezeigten Kraftwerken, die systemrelevant sind und deshalb nicht stillgelegt werden dürfen. Diese Kraftwerke werden ausschließlich auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber und außerhalb des Strommarktes eingesetzt.

Die ausländische Netzreserve besteht aus speziell zu diesem Zweck vertraglich verpflichteten Kraftwerken. Die Kosten für die Vorhaltung der Kraftwerke und deren Abrufkosten sind Bestandteil der Gesamtredispatchkosten und werden über die Netzentgelte refinanziert.

Engpässe werden sukzessive durch den fortschreitenden Netzausbau abgebaut.
Die Übertragungsnetzbetreiber hatten der Bundesnetzagentur am 14. März 2025 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.

Der Bericht über die Netzreserve steht im Internet bereit.

Es habe zwar keine Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit in Deutschland gegeben. „Trotzdem gilt es, alle Erkenntnisse aus derartigen Ereignissen zu nutzen, um auch in Deutschland weiter für ein Höchstmaß an Sicherheit kritischer Infrastrukturen wie der Energieversorgung zu sorgen“, sagte Faser. 

„Die Regelungen zum Schutz kritischer Infrastrukturen sollten schnellstmöglich neu in den Bundestag eingebracht und beschlossen werden - auch um verbindliches EU-Recht umzusetzen.“ Faeser hatte im vorigen Jahr dem Kabinett einen Gesetzesentwurf vorgelegt, der wegen des Ampel-Aus aber nicht mehr vom Bundestag verabschiedet wurde.

Das Bauvorhaben umfasst drei Komponenten: neben der Erzeugung und Logistik über den GH2S bezieht es auch die Verteilung über die geplante Wasserstoff-Pipeline „H2 GeNeSiS“ sowie mit „HydroPulse Stuttgart“ die Anwendungsmöglichkeiten mit ein. Letzteres ist ein Teilprojekt, das die Nutzung des grünen Wasserstoffs in Mobilität, Industrie und Energieversorgung vorsieht. Die Investitionskosten belaufen sich insgesamt auf rund 50 Millionen Euro. Davon stemmen über Fördermittel in Höhe von etwa 16,6 Millionen Euro die Europäische Union, das Land Baden-Württemberg und der Verband Region Stuttgart.

Grüner Wasserstoff aus überschüssiger grüner Energie

Strom aus Wind- und Solarkraft, der nicht unmittelbar verbraucht werden kann, soll künftig für die Herstellung des grünen Wasserstoffs, für den die Stadtwerke Stuttgart vor allem die Industrie sowie die Betreiber von Brennstoffzellenbussen, -lastkraftwagen und -schiffen als Abnehmer im Auge haben, genutzt werden. Laut der Stadt Stuttgart entspricht die geplante Jahresproduktion (1.000 Tonnen Wasserstoff) einer jährlichen Substitution von 4 Millionen Litern Diesel und einer Einsparung von rund 15.000 Tonnen CO2.Der Vertrieb des Wasserstoffs soll sowohl über Trailer als auch über die neue zehn Kilometer lange Wasserstoff-Pipeline erfolgen, teilt der Versorger mit.
 
Zur Genesis-Leitung: Diese soll entlang des Neckars zwischen dem Stuttgarter Hafen und der Nachbarstadt Esslingen im Osten Stuttgarts verlaufen (wir berichteten). Die Nutzer des Wasserstoffs, wie etwa Tankstellen, sollen entlang der Pipeline angesiedelt sein. Auch Wohnquartiere und industrienahe Unternehmen sollen an die Pipeline angebunden werden, heißt es aus Stuttgart.

Test für die wirtschaftliche Umsetzung

Baden-Württembergs Umweltministerin Thekla Walker (Grüne) unterstrich die Rolle des Wasserstoffs als Schlüsselelement für die Energiewende und die sichere Energieversorgung. Der GH2S zeige, dass Baden-Württemberg beim Aufbau der Wasserstoffwirtschaft vorne mitwirken wolle. Rainer Wieland (CDU) hob hervor, dass Projekte wie GH2S die wirtschaftliche Umsetzung in der Praxis testen und die Akzeptanz neuer Energieträger in der Bevölkerung fördern sollen.

Das Projekt GH2S ist Teil des Gemeinschaftsvorhabens H2 Genesis. An diesem sind neben den Stadtwerken Stuttgart auch die Wirtschaftsförderung Region Stuttgart(WRS) beteiligt, außerdem die Stadtwerke Esslingen am Neckar, das „Steinbeis-Innovationszentrum Energieeffiziente und emissionsfreie Technologien“ (SIEET) sowie das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW).
 

Obwohl Strom in Deutschland im europaweiten Vergleich am teuersten ist, scheuen viele Menschen hierzulande den Stromanbieterwechsel – aus Bequemlichkeit, Unsicherheit oder mangels Informationen.

Zu den Zahlen: 61 Prozent der Befragten gaben laut Yougov an, mit ihrem aktuellen Stromvertrag zufrieden zu sein. Zugleich nannten 80 Prozent den Preis als das wichtigste Kriterium bei der Wahl ihres Stromtarifes. Diese Diskrepanz legt nahe, dass viele Verbraucher ihre Zufriedenheit nicht auf tatsächlichen Preisvergleichen gründen, sondern auf subjektiver Einschätzung. Dabei glauben 25 Prozent, ein Wechsel bringe weniger als 100 Euro Ersparnis im Jahr. Fast 40 Prozent gaben an, erst ab 200 Euro Einsparung überhaupt über einen Anbieterwechsel nachzudenken​

Die geringe Wechselbereitschaft lasse sich den Umfrageergebnissen zufolge nicht allein mit Zufriedenheit erklären, wie Yougov anführt. Mentale Hürden würden stattdessen dominieren: Mehr als 60 Prozent der Befragten, die noch nie gewechselt haben, führten allgemeine Zufriedenheit als Hauptgrund an. Doch auch Unsicherheit spiele eine große Rolle. Rund 13 Prozent fühlten sich vom Tarifangebot überfordert, zwölf Prozent empfinden den Wechselprozess als zu kompliziert. Zehn Prozent äußern sogar Angst, beim Anbieterwechsel kurzzeitig ohne Stromversorgung zu sein​

Neue Regelungen zum Versorgerwechsel ab Juni in Kraft

Besonders betroffen von diesen Wechselbarrieren ist laut Yougov die Altersgruppe der 18- bis 24-Jährigen: Über 40 Prozent kennen ihren Stromanbieter nicht. Das ist ein Vielfaches des Durchschnitts von zwölf Prozent in der Gesamtbevölkerung. Auch die Gründe für einen unterlassenen Wechsel konnten viele junge Erwachsene nicht benennen. Das Meinungsforschungsinstitut deutet dies als Indiz für einen erheblichen Informationsmangel​.

Über ein Drittel der Deutschen hat laut der Umfrage noch nie den Stromanbieter gewechselt. Besonders häufig trifft das auf Personen mit geringerem Einkommen oder niedrigerem Bildungsstand zu. Auch hier dominieren Gründe wie „zu kompliziert“ oder „lohnt sich nicht“. Nur etwa zehn Prozent der Befragten nutzten spezialisierte Wechselservices. Stattdessen werden häufig Vergleichsportale oder die Online-Auftritte der Anbieter genutzt​

Hinzu kommt eine als gering eingeschätzte Wechselrendite: Für 47 Prozent derjenigen, die bereits gewechselt haben, war der finanzielle Anreiz der Hauptgrund. Umweltaspekte wie Ökostrom spielten nur bei 17 Prozent eine Rolle. Besonders ältere Befragte und Personen in Ausbildung reagierten sensibel auf Preisvorteile – weniger jedoch auf ökologische Argumente​.

Ab dem 6. Juni dieses Jahres tritt eine Neuregelung der Bundesnetzagentur in Kraft, die den technischen Wechsel des Stromversorgers innerhalb von 24 Stunden ermöglicht (wir berichteten). Ziel dieser Maßnahme ist es, den Wettbewerb zu steigern und den Anbieterwechsel für die Verbraucher zu vereinfachen. Vertragliche Regelungen, insbesondere Kündigungsfristen, bleiben davon jedoch unberührt. Zudem sind rückwirkende Wechsel, etwa nach einem Umzug, nicht mehr möglich. Verbraucher sollten sich daher rechtzeitig über ihre Vertragsbedingungen informieren und bei einem geplanten Wechsel die neuen Fristen beachten.

 
Die Statistik zeigt die wichtigsten Länder weltweit nach installierter Leistung der Onshore-Windenergieanlagen im Jahr 2024. Im genannten Jahr verfügten die installierten Windenergieanlagen an Land in den USA über eine Leistung von insgesamt rund 153 Gigawatt. Die höchste Leistung war mit 463 GW in der Volksrepublik China installiert. Deutschland liegt mit 64 MW auf Platz drei. Die Angaben stammen von der „International Renewable Energy Agency“ (Irena). Diese hat die Werte aus drei verschiedenen Quellenkategorien zusammengetragen: aus offiziellen Quellen (nationale statistische Ämter), aus inoffiziellen Quellen (Wirtschaftsverbände oder Zeitungsartikel) und aus Schätzungen, die die Irena auf Basis verschiedener Daten eigenständig durchgeführt hat.

Der Leitfaden basiert auf den Erfahrungen eines Pilotprojektes in Wunsiedel (Bayern). Er konzentriert sich auf eine Umsetzungsvariante, bei der Erzeugerinnen und Erzeuger sowie Verbraucherinnen und Verbraucher mit einem zentralen Dienstleister (Energieversorger) eng zusammenarbeiten. In Wunsiedel hat das lokale Stadtwerk, die SWW Wunsiedel, diese Rolle übernommen. Durch die Vernetzung und die energiewirtschaftliche Erfahrung der Stadtwerke seien sie als Partner für Energy Sharing Communities gut geeignet. „Um die Möglichkeiten des Energie-Teilens für noch mehr Bürgerinnen und Bürger zu öffnen, braucht es jedoch weitere regulatorische Anpassungen und Vereinfachungen“, sagt Dena-Geschäftsführerin Corinna Enders.

EU-Richtlinie sieht Energy Sharing vor

Die EU sieht in der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EBM-RL) ausdrücklich vor, dass Energy Sharing auch anderen Akteursgruppen wie Bürgerenergie-Genossenschaften oder zivilgesellschaftlichen Organisationen offenstehen sollte. Die Richtlinie verpflichtet den deutschen Gesetzgeber, spätestens ab Mitte 2026 Energy Sharing mit vereinfachten Lieferantenpflichten zu ermöglichen. Dafür müsse laut Dena vor allem ein einfacher Prozess für Bürgerinnen und Bürger geschaffen werden.

Im Dena-Leitfaden wird basierend auf den Praxiserfahrungen aus der Energy Sharing Community (ESC) in Wunsiedel „WUNergy“ in vier Schritten erläutert, wie eine ESC umgesetzt werden kann. Aber auch mit diesen regulatorischen Anpassungen bedarf es leistungsfähiger Informationstechnik und professioneller Dienstleister beim Aufbau und Betrieb einer Gemeinschaft von Erzeugerinnen und Erzeugern sowie Verbraucherinnen und Verbrauchern. Der Leitfaden führt durch alle Themen, die auf dem Weg zur ESC wichtig sind und die auch bei Umsetzung ohne zentralen Lieferanten gelten.
 
Im Rahmen des Projektes „ESCdigital“ der Dena im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) wird die Einführung von Energy Sharing Communities in Deutschland diskutiert und erprobt. Das Projekt ist integraler Bestandteil des Future Energy Lab der Dena, das im Jahr 2020 ins Leben gerufen wurde. Neben der theoretischen Untersuchung und regulatorischen Bewertung geht es im Rahmen des Future Energy Labs auch um die praktische Erprobung digitaler Lösungen.

Der Dena-Leitfaden zum Energy Sharing steht als PDF zum Download bereit.

Kern des Vorhabens ist die Verbindung von Gisas „Smart Data Platform“ mit der Gerätetechnik von Aidon. Die Plattform verarbeitet Messdaten aus Trafostationen und stellt sie für das Management der Netzbelastung zur Verfügung. Gisa verfolgt dabei einen sogenannten Multi-Vendor-Ansatz. Damit können Netzbetreiber Systeme und Komponenten verschiedener Hersteller flexibel kombinieren, ohne sich auf einen einzelnen Anbieter festzulegen. Aidon liefert die Sensorik, die detaillierte Datenströme direkt aus dem Niederspannungsnetz erfasst. Diese werden vollständig in Deutschland verarbeitet, betont GISA.

Uwe Klemm, bei Gisa Head of Energy Steering (zu Deutsch: Energiesteuerung), versichert: „Unsere Partnerschaft mit Aidon ermöglicht eine hochsichere Lösung, die speziell auf die Anforderungen deutscher Netzbetreiber zugeschnitten ist.“

Erste praktische Anwendung findet die Kooperation bei den Stadtwerken Meerane. Der kommunale Netzbetreiber versorgt rund 14.000 Haushalte in Sachsen und Thüringen. Im Rahmen eines Pilotprojekts wurden im Februar 2025 fünf Ortsnetzstationen mit der Messtechnik von Aidon ausgestattet. Die Geräte liefern Daten zu Spannung, Strom und Lastverteilung über die abgehenden Leitungen. Dies ist Grundlage für ein intelligentes Lastmanagement im Sinne des novellierten EnWG.

Aidon bringt in die Partnerschaft, wie Gisa mitteilt, seine langjährige Erfahrung aus dem skandinavischen Energiemarkt ein. Das Unternehmen mit Hauptsitz in Jyväskylä, zentral in Finnland gelegen, hat nach eigenen Angaben über fünf Millionen Messpunkte im Feld installiert. Seit Ende 2023 gehört Aidon zur Gridspertise-Gruppe, die sich auf die Digitalisierung von Verteilnetzen spezialisiert hat.

Gisa hat bereits angekündigt, die gemeinsame Lösung künftig auch mit anderen Hardwarekomponenten kombinieren zu können. Das Unternehmen will dazu seine eigenen Kompetenzen weiter ausbauen – unter anderem durch gezielte Schulungen zu Aidon-Technologien. Beide Partner wollen, wie es weiter heißt, ihre Zusammenarbeit in weiteren Projekten vertiefen und an zusätzlichen Anwendungen für Verteilnetzbetreiber in Deutschland arbeiten.

Das Containerkonzept von Fenecon ermöglicht nach Informationen des Unternehmens die standardisierte Integration unterschiedlicher Fahrzeugbatterien. Bereits an den Standorten Iggensbach im niederbayerischen Landkreis Deggendorf und in Greenville (USA) werde diese Lösung genutzt. Fahrzeugbatterien, die durch Modellwechsel, Überproduktionen oder nicht erfüllte Absatzplanungen in der Automobilindustrie ungenutzt bleiben, erhalten so einen stationären Einsatz.

Erfahrungen aus der Vermarktung von Fahrzeugbatterien

The Mobility House Energy bringt eigene Algorithmen ein, die den Betrieb der Batterien optimieren. Ziel ist eine netzdienliche und besonders batterieschonende Nutzung, um Alterungseffekte zu minimieren und die Lebensdauer der Speicher zu verlängern. Dieses Vorgehen soll einen Beitrag zu einem kostengünstigeren und stabileren erneuerbaren Energiesystem leisten. Fenecon übernimmt die Betriebsführung und Wartung des Speichers. Beide Unternehmen setzen damit ihre bestehende Zusammenarbeit fort. 

Fenecon-CEO Franz-Josef Feilmeier betont die Ressourcenverschwendung im Umgang mit E-Auto-Batterien: „In Deutschland werden aktuell jedes Jahr mehr nagelneue und hochwertige, aber leider obsolet gewordene Elektrofahrzeugbatterien in den Schredder gekippt, als Batterien im Rahmen von Großspeichern installiert werden – die wiederum in der Regel neu produziert aus China hierherkommen“, erklärt er. Diese hochwertigen Batterien könnten durch solche Projekte im Energiemarkt genutzt werden.

Auch Marcus Fendt, Geschäftsführer von The Mobility House, hebt hervor, dass Batteriespeicher ein zentraler Bestandteil des zukünftigen Strommarkts sind. „Indem wir Fahrzeugbatterien vor, während oder nach ihrem Einsatz im E-Auto nutzen, schaffen wir einen Mehrwert für unser Energiesystem und machen Elektromobilität zugleich günstiger.“

Der Anschluss der Solaranlage erfolgt über ein eigenes 110-kV-Umspannwerk von Trianel, das ebenfalls kürzlich errichtet wurde. Dieses liegt in unmittelbarer Nähe zum Solarpark, sodass die notwendige Kabeltrasse lediglich etwa 600 Meter außerhalb des Parks verläuft, heißt es weiter.

Die gesamte Elektroplanung wurde dabei mit „PowerFactory“ simuliert und optimiert. Power Factory ist eine Software zur Berechnung von Stromnetzen. Diese „Netzstudie“ vorab haben es ermöglicht, signifikante Änderungen nach dem Design Freeze weitestgehend zu vermeiden und frühzeitig notwendige Maßnahmen zu identifizieren. So habe sich der Zertifizierungsprozess erleichtern lassen und unliebsame Anpassungen nach Baustart konnten eliminiert werden, heißt es von Seiten Greentechs.

„Mit diesem Park haben wir in Brandenburg nun Freiflächenanlagen mit einer Gesamtleistung von über 165 MW realisiert und können jährlich mehr als 51.000 Haushalte mit klimafreundlichem Strom versorgen“, erläutert Andreas Lemke, Leiter Solar bei Trianel.

Es handelt sich um die 19. Anlage, die Greentech im Auftrag von Trianel in den vergangenen zweieinhalb Jahren realisiert hat. Neben dem Projekt in Wiesenhagen befinden sich noch weitere gemeinsame Vorhaben in der Planung und sollen im Laufe des Jahres umgesetzt werden.

„Die Stadtwerke in Haltern zählen damit in Nordrhein-Westfalen zweifellos zu den Vorreitern bei der Parkplatz-PV-Nutzung“, betont Verbandsgeschäftsführer Maximilian Feldes. Trotz bestehender technologischer Möglichkeiten seien Parkplatz-Photovoltaikprojekte in NRW bisher selten. Rund 90 Prozent des Solarausbaus in NRW entfallen weiterhin auf Dachanlagen im privaten und gewerblichen Bereich.

Laut der novellierten Landesbauordnung NRW müssen allerdings seit Anfang 2024 neue, offene Parkplätze von Nichtwohngebäuden mit mehr als 35 Stellplätzen grundsätzlich mit Solaranlagen überdacht werden. Die Regelung zielt darauf ab, versiegelte Flächen effizienter für die Energiewende zu nutzen. Allerdings enthält die Bauordnung eine zentrale Ausnahmeklausel: Die Pflicht entfällt, wenn je fünf Stellplätze ein Baum gepflanzt wird.

Diese Option zur Umgehung der Solarpflicht kritisiert der LEE NRW. „Diese Ausnahmeregelung ist der entscheidende Grund dafür, dass es in NRW bislang kaum Parkplatz-Projekte gibt“, so Geschäftsführer Feldes. Für Investoren und Betreiber seien Baumpflanzungen kostengünstiger als PV-Überdachungen, obwohl sich letztere über ihre Lebensdauer hinweg wirtschaftlich rechneten. Eine konsequentere Umsetzung der Solarpflicht wäre aus Sicht des Verbandes daher ein wichtiger Hebel für die technische Weiterentwicklung und Verbreitung der Parkplatz-PV.

Landesbauordnung schreibt PV vor, ermöglicht aber Ausnahmen

Der LEE NRW weist darauf hin, dass die versiegelten Flächen doppelt genutzt werden können, was in Städten mit hoher Flächennutzungskonkurrenz ein wichtiges Argument sei. Der erzeugte Strom könne auch direkt vor Ort genutzt werden, etwa für den Betrieb von E-Ladesäulen. Gleichzeitig bieten die Anlagen einen Witterungsschutz für die Fahrzeuge. Einen Image-Gewinn für den Betreiber gebe es obendrein.

„Mit diesem Projekt leisten wir einen wichtigen Beitrag zur Nachhaltigkeitsstrategie der Stadtwerke und können so rund 600.000 Kilowattstunden Strom klimaschonend vor Ort für den Eigenverbrauch des Bades erzeugen“, erklärt Carsten Schier, kaufmännischer Geschäftsführer der Stadtwerke Haltern am See. So sollen 67 Prozent des Solarstroms direkt für den Betrieb des Freizeitbades verwendet werden, der Rest wird in das öffentliche Netz eingespeist und vermarktet. Die Kosten für externe Stromlieferungen sinken damit erheblich.

Die technische Realisierung des Carports übernimmt B&W Energy aus Heiden. Auch deren Geschäftsführer hebt die Bedeutung des Projektes hervor. „Mit der neuen Parkplatz-PV-Anlage legen wir den Grundstein für die Erweiterung der Ladeinfrastruktur – das Freizeitbad ist damit bestens auf die wachsende Elektromobilität vorbereitet“, sagt Carsten Frede.

Doch trotz positiver technischer Beispiele wie in Haltern sieht B&W Energy weiterhin Hürden. Genehmigungsverfahren seien oft langwierig und hemmten die rasche Umsetzung technisch ausgereifter Projekte. „Die Bürokratie bremst uns leider oft aus – dabei könnten wir Photovoltaik-Projekte technisch längst deutlich schneller und effizienter realisieren, wenn beispielsweise Bauanträge schneller bearbeitet und genehmigt würden“, sagt Frede.

„Gleichzeitig wäre es sicherlich zielführend für solche Projekte, wenn die aktuell ausgesetzte Förderung über das Landesprogramm Progres NRW zukünftig wieder aufgenommen wird“, fügt Verbandsgeschäftsführer Feldes hinzu.

Der Nettoumsatz sank um 11 Prozent auf 67,96 Milliarden schwedische Kronen (5,86 Mrd. Euro). Im Vorjahreszeitraum betrug der Umsatz 76,50 Milliarden Kronen (6,60 Mrd. Euro). Das bereinigte Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Ebit) verringerte sich um 21 Prozent auf 732 Millionen Euro (Vorjahr: 924 Mio. Euro). Der Gewinn im Berichtszeitraum ging um 65 Prozent auf 513 Millionen Euro zurück. Im Vorjahr lag der Wert mit 1,46 Milliarden Euro noch über der Milliarden-Euro-Schwelle.

Wie es von Vattenfall heißt, reduzierten sich die Nettoumsätze hauptsächlich aufgrund fehlender Einnahmen wegen des Verkaufs des Wärmegeschäfts in Berlin im zweiten Quartal 2024. Vattenfall gab das Wärme-Geschäft an die Stadtverwaltung ab.

CEO Borg: Stabiles Ergebnis

Weitere Gründe waren generell aktuell niedrigere Preise und Absatzmengen im Stromkundengeschäft in Skandinavien. „Diese Effekte wurden teilweise durch höhere Strompreise und positive Absicherungseffekte auf den kontinentalen Märkten Vattenfalls ausgeglichen“, so das Unternehmen.

Der Gewinnrückgang resultierte hauptsächlich aus Sondereffekten, die im ersten Quartal 2024 angefallen seien, darunter die Erlöse aus dem Verkauf der Offshore-Windprojekte Norfolk in Großbritannien in Höhe von 397 Millionen Euro sowie Veränderungen der Marktwerte von Energiederivaten in Höhe von 457 Millionen Euro.

Anna Borg, Vorstandsvorsitzende von Vattenfall, sieht die Performance des Unternehmens trotzdem positiv: „Bereinigt um Sondereffekte und Veräußerungen liefert Vattenfall ein stabiles Ergebnis. Niedrigere Volumina und deutlich niedrigere Strompreise in den nordischen Ländern wurden durch positive Beiträge aus anderen europäischen Märkten ausgeglichen.“

Im Zeitraum von Januar bis März 2025 seien zudem einige wichtige strategische Schritte unternommen worden. So wurde die endgültige Investitionsentscheidung für die Offshore-Windparks Nordlicht 1 und 2 in der deutschen Nordsee getroffen, gleichzeitig übernahm Vattenfall die verbleibenden 49 Prozent der Anteile an den Projekten vom Chemiekonzern BASF.

Darüber hinaus unterzeichnete Vattenfall einen langfristigen Stromabnahmevertrag (PPA) mit dem US-amerikanischen Chemiekonzern Lyondell Basell. Der Vertrag sieht die Lieferung von jährlich 450 Millionen kWh Strom aus dem Offshore-Windpark Nordlicht 1 vor. Weiterhin sicherte sich Vattenfall die Genehmigungen für den Offshore-Windpark Kattegat Syd in Schweden (1.200 MW) sowie für den Onshore-Windpark Ourack (100 MW) in Schottland.

Die Unternehmensführung übernehmen Fabian Knoch und Max Kronberg, die nach eigenen Angaben auf langjährige Erfahrung in der Entwicklung industrieller Energiesysteme zurückblicken. Die beiden Geschäftsführer waren zuvor bei der „be.storaged GmbH“ tätig und analysierten dort die Herausforderungen industrieller Energieverbraucher im Rahmen der Energiewende.

Bnewable verfolgt nach eigenen Angaben einen neuen Ansatz: Batteriespeichersysteme auf einem Betriebsgelände werden mit der firmeneigenen Plattform Voltana intelligent gesteuert. Ergänzt wird das Modell durch eine Finanzierung, die den Unternehmen Investitionsrisiken abnimmt, so Bnewable in einer Mitteilung.

Deutschland als erster Schritt der Expansion

Bnewable plant, seine Erfahrungen aus Belgien auf den deutschen Markt zu übertragen. Ziel sei es, die Flexibilität industrieller Energieverbraucher zu steigern und dadurch einen stabileren und effizienteren Strommarkt zu unterstützen. Die Technologie von Bnewable ist in Belgien bereits im Einsatz und werde nun auf die Anforderungen des deutschen Marktes angepasst, heißt es weiter.

Bnewable expandiert mit dem Markteintritt in Deutschland erstmals international. Ausschlaggebend dafür sind laut den Belgiern die Ähnlichkeiten zwischen dem deutschen und dem belgischen Energiemarkt: starke industrielle Strukturen, ein wachsender Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien und hohe Strompreise.

Der deutsche Ableger startet mit einem Büro in Oldenburg und einem sechsköpfigen Team. Bis Ende 2025 soll das Team weiter ausgebaut werden.  Die Expansion wird durch ein im Jahr 2024 eingeworbenes Wachstumskapital von 40 Millionen Euro finanziert.

Das wäre weiter nichts Besonderes, wenn nicht bis zuletzt an Steingrubers Stelle die Namen Thomas Feistl und Stephanie Grill im Impressum auf der 17er-Website gestanden hätten. Das Führungsduo, Stephanie Grill dabei mit einer halben Stelle ausgestattet, ist offenbar bei den Gesellschaftern in Ungnade gefallen.

Anfang April habe der Versorger das bisherige Spitzenpersonal von seinen Aufgaben entbunden, teilt Andre Behre, Vorstand und stellvertretender Aufsichtsratvorsitzender von 17er Oberlandenergie, auf Anfrage dieser Redaktion mit. Ins Detail wolle er nicht gehen, der bisherigen Geschäftsführung spricht er aber offiziell Dank für ihr Engagement und gute Wünsche für die Zukunft aus.

Die Gründe für die fristlose Entlassung sind unklar. Von Kompetenzüberschreitung im finanziellen Bereich ist in einem Artikel des vor Ort erscheinenden Merkur die Rede. Eine wirtschaftliche Schieflage des 2015 gegründeten Unternehmens scheint gleichwohl nicht zu bestehen.

Widerstand gegen fristlose Entlassung angekündigt

Das letzte im Bundesanzeiger einsehbare Geschäftsergebnis weist für 2021 ein Plus von gut 623.000 Euro aus, laut Online-Handelsregistern sollen es 2023 schon 3,3 Millionen Euro gewesen sein. Thomas Feistl und Stephanie Grill jedenfalls wollen laut Zeitungsbericht gegen ihre Entlassung rechtlich vorgehen.

Andre Behre erklärt weiter, Karl Steingruber sei „für eine Übergangszeit“ nun alleiniger Geschäftsführer der 17er Oberlandenergie. Die Interims-Geschäftsführung verträgt sich offenbar nicht mit der gleichzeitigen Funktion des Aufsichtsratschefs, die Steingruber folglich niedergelegt hat. Daher spricht Vize Andre Behre, zugleich Geschäftsführer der Stadtwerke Penzberg, nun für das Kontrollgremium.

Thomas Feistl war 2018 Geschäftsführer des in Murnau am Staffelsee ansässigen Regionalversorgers geworden, damals noch an der Seite von Karl Steingruber. Der Murnauer Gemeindewerk-Leiter zog sich Ende 2019 aus der Geschäftsführung der 17er Oberlandenergie zurück. Stephanie Grill wurde im Februar 2021 Co-Chefin.

Das Regionalwerk bezieht seinen Namen laut Selbstbeschreibung auch aus raumordnerischen Festlegungen des Freistaats: Das Oberland ist die 17. Planungsregion Bayerns. Zuletzt stießen die Stadtwerke Weilheim im August 2024 als neues Mitglied zum Netzwerk.

Der „reibungslose Geschäftsbetrieb“ bei der 17er Oberlandenergie sei durch die Zwischenlösung sichergestellt, teilt Andre Behre weiter mit. Eine Nachfolgeregelung strebe das Unternehmen „schnellstmöglich“ an. Auf das operative Geschäft und die Kundenbeziehungen habe die Personalentscheidung keinerlei Auswirkung, so der Aufsichtsratsvize.

Maik Render war mit Jahresbeginn 2021 als Vorstand Markt und Vertrieb bei den Franken eingestiegen. Zuvor hatte er im hohen Norden die Geschäfte bei den Stadtwerken Flensburg geführt.

In Nürnberg hat er Vorstandskollegin Magdalena Weigel an seiner Seite. Ihren Kontrakt hatte die Kommune im April 2024 um fünf Jahre verlängert (wir berichteten). Sie ist seit 2019 bei N-Ergie Vorständin für Personal und IT und führt weitere Unternehmen der Kommune.

Die Nürnberger haben auch Maik Render erneut mit einem Fünf-Jahres-Vertrag ausgestattet, der bis ins Jahr 2031 und somit ins neue Jahrzehnt läuft. Aufsichtsratschef Marcus König, zugleich Oberbürgermeister (CSU) der bayerischen Großstadt, hebt in der Mitteilung Maik Renders „hohe fachliche Kompetenz und Weitblick“ hervor. Dies sei für die Zukunft des Unternehmens wichtig, das „als eines der bedeutendsten kommunalen Energieunternehmen in Deutschland einen wichtigen Platz im Konzern Stadt Nürnberg“ einnehme.

Strom: Überwiegend leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt. Der Day-ahead gewann im Base 1,75 auf 75,25 Euro und sank 1,25 auf 42,25 Euro/MWh im Peak. Börslich zeigte sich der Day-ahead mit 74,96 Euro in der Grundlast und 41,99 Euro in der Spitzenlast, wobei auf Stundenbasis zwischen 12 und 16 Uhr erneut leicht negative Preise anfielen. Die Meteorologen von Eurowind erwarten für den Mittwoch ein etwas geringeres Erneuerbarenaufkommen mit 18,6 Gigawatt nach 20,8 Gigawatt am Berichtstag. Noch etwas niedriger sollen die Beiträge von Wind und Solar am Mai-Feiertag ausfallen. An den Tagen danach soll das Erneuerbarenaufkommen jedoch wieder deutlich zunehmen.
Am langen Ende verlor das Cal 26 im Konvoi mit soften CO2- und Erdgasnotierungen um 0,59 auf 79,63 Euro/MWh und fiel damit unter die psychologisch wichtige Marke von 80 Euro.

CO2: Etwas leichter haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 25 notierte um 13.59 Uhr mit einem Abschlag von 0,34 auf 64,97 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 15,34 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 65,40 Euro, das Tief bei 64,16 Euro. Die schwachen Handelsvolumina verweisen auf den Urlaubsmodus in der laufenden Woche. Der Dec 25 notiert weiterhin in der breiten Spanne zwischen 64 und 68 Euro, die sich in der vergangenen zwei Wochen etabliert hat. Laut den Analysten von Vertis dürfte der Benchmark-Kontrakt in der laufenden Woche konsolidieren, da neue Impulse fehlen.
Auf etwas längere Sicht scheinen mit Blick auf das Umfeld an den Energiemärkten die Abwärtsrisiken für CO2 zu überwiegen. Der Gasmarkt, dessen Entwicklung von CO2 häufig nachvollzogen wird, steht aus mehreren Gründen unter Druck. Die deutschen Strompreise zeigen sich allenfalls seitwärts gerichtet. Öl gibt aus der Angst vor einer Überversorgung heraus nach. Verwiesen wird zudem auf die schwache Konjunktur, die infolge der aktuellen Zollstreitigkeiten weiteren Belastungen ausgesetzt sein dürfte.

Erdgas: Ohne klare Tendenz haben sich die europäischen Gasmärkte am Berichtstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis 14.05 Uhr 0,25 auf 31,925 Euro/MWh und zeigte sich damit aber weiter in der Nähe eines neuen Siebenmonatstiefs. Am deutschen THE ging es jedoch um 0,800 auf 32,400 Euro/MWh nach unten. Für Entlastung sorgen vor allem die Meldungen, dass China aufgrund eines schwachen Bedarfs und gut gefüllter Speicher hohe Mengen an LNG reexportiert. Im April wurden laut Bloomberg mit rund 280.000 Tonnen die höchsten Reexporte in einem Monat jemals verzeichnet. Zuvor waren schon ursprünglich für China gedachte US-Lieferungen nach Europa umgeleitet worden. Entsprechend waren die LNG-Importe der EU-27-Länder laut Daten der Researchgruppe Bruegel bereits im März auf einen neuen Rekordwert geklettert.