Einleitend gibt der Bericht einen Ausblick auf künftigen Bedarf und Verfügbarkeit erneuerbarer Energieträger. Er stellt den Status quo der Verkehrsinfrastruktur, den Rechtsrahmen und die politischen Ziele dar und ergänzt diese um eine ökologische und ökonomische Bewertung. Die Publikation baut auf den früheren DBFZ-Berichten Nummer 11 (2019) und Nummer 44 (2022) auf und wird ausschließlich digital veröffentlicht.

Aus Sicht der Forschenden ist die Elektrifizierung aufgrund hoher energetischer Effizienzvorteile in sämtlichen Verkehrsbereichen zu bevorzugen. Gleichwohl werde es auch 2045 noch nicht möglich sein, alle Verkehrssegmente vollständig zu elektrifizieren. Für diese Bereiche empfiehlt der Bericht gezielt den Einsatz erneuerbarer Reinkraftstoffe. Allerdings sei die Herstellung solcher Kraftstoffe aufgrund begrenzter Rohstoff-Verfügbarkeit herausfordernd. Von Seiten der Forschungsinstitute heißt es, dass neue Technologien und bislang kaum genutzte Ressourcen nötig seien, um den künftigen Bedarf zu decken.

Parallel dazu müsse die Elektrifizierung auch in schwer elektrifizierbaren Segmenten wie der Luft- und Schifffahrt vorangetrieben werden. Voraussetzung seien ein langfristiger regulatorischer Rahmen sowie Investitionen in Infrastruktur, Produktionskapazitäten und Forschung.
 Europäische Lösungen notwendig, so die Studie

Aktuell werden dem Bericht zufolge in Deutschland mehr als 50 Millionen Fahrzeuge genutzt, von denen der Großteil mit Verbrennungsmotoren für fossile Kraftstoffe ausgestattet ist. Bis 2045 soll dieser Anteil stark sinken. Pkw, leichte Nutzfahrzeuge und Motorräder könnten laut Analyse fast vollständig batterieelektrisch betrieben werden. Für Lkw bis 18 Tonnen und im regionalen Schwerlastverkehr erscheine die Elektrifizierung ebenfalls realistisch.

Im überregionalen Verkehr würden hingegen Antriebe mit Wasserstoff-Brennstoffzellen, LNG oder synthetischen Dieselkraftstoffen diskutiert. Welche Option sich letztlich durchsetzt, sei noch offen – europäische Lösungen seien notwendig, sagen die Forschenden.

Für Busse zeige sich ein ähnliches Bild: Elektrifizierung im Nahverkehr, erneuerbare Flüssigkraftstoffe im Fernverkehr. Bei mobilen Maschinen (NRMM) sei eine differenzierte Betrachtung je nach Leistungsanforderung nötig. Während sich kleinere Maschinenanwendungen elektrifizieren ließen, bleibe für leistungsstärkere Geräte der Einsatz von FT- und HVO-Diesel, also Diesel aus Synthesegas oder pflanzlichen Ölen, wahrscheinlich. In der Land- und Forstwirtschaft sei regional produzierter Pflanzenöl-Kraftstoff eine geeignete Option.

Der Schienenverkehr ist dem Bericht zufolge bereits weitgehend elektrifiziert. Der verbleibende Bedarf könne durch Batterie- oder Brennstoffzellen-Fahrzeuge sowie synthetischen Diesel gedeckt werden.

Luftfahrt und Schifffahrt gelten hingegen als besonders herausfordernd. Nur kleinere Einheiten könnten elektrifiziert werden, während der Großteil weiterhin auf erneuerbare Flüssigkraftstoffe angewiesen sei.

Die Verfasser des Reports halten es für denkbar, dass sich in Zukunft der Fokus von etablierten Optionen wie FAME (Fatty Acid Methyl Ester) oder Bioethanol hin zu flexibler einsetzbaren Kraftstoffen wie HVO, FT-Diesel oder synthetischem Kerosin verschieben, da diese auch für schwer elektrifizierbare Bereiche geeignet seien.
Zukünftige Optionen wie Ammoniak, Dimethylether (DME) oder Oxymethylenether (OME) werden ebenfalls diskutiert – befinden sich jedoch laut Bericht noch in einem frühen Entwicklungsstadium.

Der 205-seitige Monitoringbericht „Erneuerbare Energien im Verkehr“ steht zum Download auf der Internetseite des Deutschen Biomasseforschungszentrums zur Verfügung.

Am Montag, 28. April, teilte die CDU dann auch offiziell mit, dass Reiche als neue Bundesministerin für Wirtschaft und Energie vorgesehen ist. Den Posten bei Ingrid Capacity gibt Reiche nun auf. Wie es in einer Mitteilung des Unternehmens heißt, wurde Reiche bereits am „5. März in einer außerordentlichen Mitgliederversammlung“ in das Aufsichtsratsgremium gewählt. Warum die Pressemitteilung dazu erst am 25. April dazu verschickt wurde, lässt die Erklärung von Ingrid Capacity offen.

Allerdings: Hätte Reiche den Posten trotzdem antreten können? Das Bundeswirtschaftsministerium verwies auf Anfrage der Redaktion auf den Paragrafen 5 des „Gesetzes über die Rechtsverhältnisse der Mitglieder der Bundesregierung“. Dort ist eindeutig festgelegt, dass Mitglieder der Bundesregierung während ihrer Amtszeit „nicht dem Vorstand, Aufsichtsrat oder Verwaltungsrat eines auf Erwerb gerichteten Unternehmens angehören“ dürfen.

Allerdings heißt es weiter im Gesetz: „Der Bundestag kann Ausnahmen von dem Verbot der Zugehörigkeit zu einem Aufsichtsrat oder Verwaltungsrat zulassen.“ Solche sind allerdings selten. Doch es gibt sie. 

In einer Anfrage der AfD-Bundestagsfraktion aus dem Jahr 2020 zum Thema an die damalige Bundesregierung wurden drei Fälle gelistet, wo Minister in halbstaatlichen Unternehmen saßen: Bundeswirtschaftsminister Wolfgang Clement (2002-2005) und Bundesverkehrsminister Manfred Stolpe (2002-2005) sind als Gremiumsmitglieder der Deutschen Energie-Agentur (Dena) genannt. Bundeswirtschaftsminister Philipp Rösler (2011-2013) war in einem Gremium der Dena-Schwestergesellschaft Russisch-Deutsche Energie-Agentur vertreten.

Zudem saßen einige Minister und Ministerinnen in Gremien wie dem ZDF-Fernsehrat und vor allem bayerische Abgeordnete im Stadtrat oder Kreistag ihrer Heimatregion.

Connemann ist seit dem Jahr 2002 für die CDU im Bundestag. Die gebürtige Ostfriesin soll Mittelstandsbeauftragte werden. Seit 2001 ist die Juristin Bundesvorsitzende der Parteigliederung „Mittelstands- und Wirtschaftsunion“ (MIT) innerhalb von CDU und CSU.

Stefan Rouenhoff gehört seit 2017 dem Bundestag an. Er kommt aus Goch im Kreis Kleve (Nordrhein-Westfalen) und hat Volkswirtschaft studiert. Rouenhoff hat bereits berufliche Erfahrung im Bundeswirtschaftsministerium. Von 2012 an war er Referent im Pressereferat, Chef des Hauses war damals Philipp Rösler (FDP).

Eine neue Aufgabe hat der bisherige Parlamentarische Staatssekretär Michael Kellner (Grüne) übernommen. Er fungiert künftig als energiepolitischer Sprecher der Grünen-Fraktion im Bundestag. „Mir ist es wichtig, dass die energiepolitischen Erfolge der letzten Legislatur fortgeführt und nicht durch Union und SPD abgewickelt werden“, teilte Kellner auf der Online-Plattform Bluesky mit.

Klare Ansage an Katherina Reiche

Auch an die designierte Chefin des Hauses richtete er eine Botschaft: „Ich beglückwünsche Katharina Reiche zur Nominierung als Wirtschaftsministerin. Als Ostdeutsche sollte sie die Chancen einer beschleunigten Energiewende erkennen und diese weiter voranbringen und nicht dem Fehler verfallen, wieder vor allem auf fossiles Gas zu setzen.“

Kellner folgt in seiner Rolle als energiepolitischer Sprecher der Fraktion auf Ingrid Nestle, die nicht mehr für den Bundestag kandidiert hatte.

Nicht mehr zur Wahl in den Bundestag gestellt hatte sich auch Stefan Wenzel (Grüne), bisher als Parlamentarischer Staatssekretär beim Bundeswirtschaftsministerium zuständig für Energiepolitik und Klimaschutz.

Die sogenannte Klimaaußenpolitik war ein Steckenpferd der Grünen-Ministerin Annalena Baerbock. Das Auswärtige Amt nannte drei Säulen: Unterstützung der internationalen Klimapolitik, Auseinandersetzung mit den sicherheitspolitischen Folgen des Klimawandels sowie den Klimaschutz-Dialog mit dem Ausland. Über den Wechsel der Zuständigkeit hatte schon das Nachrichtenportal Table Briefings berichtet.

„Die neue Bundesregierung steht für eine Politik aus einem Guss“, sagte Wadephul der FAZ. Wenn sich das Auswärtige Amt unter seiner Führung in Zukunft stärker auf seine außen- und sicherheitspolitischen Kernkompetenzen fokussiere, schließe das natürlich auch Klimaaußenpolitik ein. Er sagte: „Denn Klimapolitik ist Sicherheitspolitik.“

Damit steht auch der Job der Deutsch-Amerikanerin Jennifer Morgan. Die ehemalige Greenpeace-Chefin ist seit März 2022 Staatssekretärin und Sonderbeauftragte für internationale Klimapolitik im Auswärtigen Amt.

Eurelectric und EY haben in der Studie das Potenzial bidirektionalen Ladens auch auf den einzelnen Elektromobilisten heruntergebrochen: Demnach könnte ein Besitzer eines Elektrofahrzeugs in Europa jährlich rund 450 bis 2.900 Euro sparen, indem er sowohl intelligentes als auch bidirektionales Laden nutzt – zeigt die Studie „Plugging into potential“ von Eurelectric und EY.

Trotz des Potenzials scheitert die Nutzung bidirektionaler Fahrzeuge hierzulande bislang am regulatorischen und folglich auch ökonomischen Rahmen, moniert etwa Bayernwerk Netz (wir berichteten). Der Regulierungsrahmen mache derzeit die Rückeinspeisung ins Netz für private Betreiber unattraktiv, beklagt der Verteilnetzbetreiber im Eon-Konzern.

Bayernwerk Netz rechnet beispielhaft vor: Würde ein Verbraucher an einem sonnigen Tag Strom zu einem Marktpreis von 0 Cent/kWh kaufen, müsste er dennoch rund 23 Cent/kWh an Umlagen und Abgaben zahlen. Ein wirtschaftlicher Rückverkauf wäre nur an wenigen Stunden im Jahr möglich.

Kostenreduktion auch auf Netzebene

„Forschungssimulationen zeigen, dass bidirektionale Fahrzeuge entscheidend für die Netzstabilität und den Übergang zu erneuerbaren Energien sind“, erklärt Frank Spennemann, Senior Manager Charging Solutions Energy bei Mercedes-Benz, laut einer Pressemitteilung der Messe Smarter E, die in Kürze startet. Laut einer Studie der Fraunhofer-Institute ISE und ISI könnte Vehicle-to-Grid (V2G) die Strom-Systemkosten in Europa bis 2040 jährlich um bis zu 22 Milliarden Euro senken. Für Deutschland allein beträgt das Einsparpotenzial laut den Studienautoren jährlich rund 8,4 Milliarden Euro. 

Die Studie analysierte verschiedene Szenarien zur Systemintegration von V2G. Bereits bei einer mittleren Marktdurchdringung könnten Pkw-Batterien bis zu 519 Milliarden kWh Strom pro Jahr ins Netz einspeisen – das entspricht 9 Prozent der prognostizierten EU-weiten Stromversorgung im Jahr 2040. In Hochlast-Zeiten könnten Elektrofahrzeuge 15 bis 20 Prozent des Strombedarfs abdecken. Der Bedarf an alternativen Flexibilitätsoptionen - wie stationären Speichern, Elektrolyseuren und CSP-Anlagen (Konzentrierende Solarthermie) - würde damit deutlich sinken.

Auf Verteilnetz-Ebene lassen sich durch V2G moderat nierigere Netzausbaukosten erzielen, so die Studienergebnise. Zwei untersuchte Szenarien – wirtschaftlich optimiertes und netzfreundliches Laden – zeigen geringere Spitzenlasten und eine bessere Integration dezentraler PV-Anlagen. Allerdings sei der Effekt stark standortabhängig.

Darum steckt bidirektionales Laden in der Nische

Die Fraunhofer-Studie hebt hervor, dass die Potenziale von V2G derzeit durch fehlende Standardisierung, mangelnde Marktanreize und regulatorische Hürden eingeschränkt werden. In Deutschland sind zentrale Hürden die unzureichende Smart-Meter-Abdeckung, fehlende Marktteilnahme-Optionen für Speicher und Abgaben auf rückgespeisten Strom beziehungsweise dessen fehlende Befreiung. 

Bidirektionales Laden wird auch eines der „Top-Themen auf den Messeforen von The smarter E Europe“ sein, so der Messeveranstalter Solar Promotion. In sieben Sessions, fünf davon auf dem „Power2Drive“ Forum, werden verschiedene Aspekte der Vehicle-to-X-Technologien vorgestellt und diskutiert. Zudem bieten die Veranstalter an allen drei Messetagen geführte Rundgänge an, bei denen Branchenexperten gezielte Einblicke in Technologien, Geschäftsmodelle und die nächsten Schritte auf dem Weg zur Integration von Vehicle-to-Grid & Co geben.

Die im Gebotspreisverfahren ermittelten Zuschlagswerte schwanken zwischen 3,99 Cent/kWh und 4,88 Cent/kWh. Der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert liegt in dieser Runde bei 4,66 Cent/kWh und damit unterhalb des Niveaus der Vorrunde mit 4,76 Cent/kWh.

Das mit weitem Abstand größte Zuschlagsvolumen entfiel wie in den vorherigen Ausschreibungsrunden auf Gebote in Bayern (607 MW, 85 Zuschläge), gefolgt von Standorten in Brandenburg (367 MW, 24 Zuschläge) und Niedersachsen (315 MW, 31 Zuschläge). 

„Die Ausschreibung ist weiterhin von einer hohen Beteiligung geprägt; das Wettbewerbsniveau ist unverändert hoch“, kommentierte Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur. Die Entwicklung werde von der Bundesnetzagentur begrüßt, da diese Anlagen steuerbar seien und sich ihre Einspeisung an der marktlichen Nachfrage nach Strom orientieren würden.

BSW Solar warnt vor Innovationsstau 

Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) rechnet mit einer weiterhin deutlichen Überzeichnung der Ausschreibungen. An die Bundespolitik appellierte der Fachverband daher, in den ersten 100 Tagen nach Aufnahme der Regierungsgeschäfte den Zugang zum Stromnetz weiter zu vereinfachen. Dadurch ließen sich laut BSW Solar weitere Kostensenkungen erreichen. Die Verfahren für Projektierer seien oft zu kompliziert und intransparent. Notwendig sei auch ein Recht auf innovative gemeinsame Netzanschlüsse verschiedener Kraftwerks- und Speichertechnologien.

In diesem Zusammenhang warnt der BSW-Solar unter anderem vor einem Zementieren fossiler Kraftwerkskapazitäten und vor einer Verschlechterung der Investitionsbedingungen für erneuerbare Energien im Wärmesektor im Zusammenhang mit der geplanten „Abschaffung“ - so der BSW-Solar sinngemäß - des „Heizungsgesetzes“ (Gebäudeenergiegesetz).

Der Branchenverband BSW Solar hat zudem angekündigt, eine Einschätzung zur weiteren Branchenentwicklung nach der Bundestagswahl auf der kommenden Messe The Smarter E in München abgeben zu wollen.

Der Energieanbieter Naturstrom zählte für die ersten vier Monate dieses Jahres 119 Stunden mit Minus-Vorzeichen am Day-Ahead-Markt, 37 Stunden mehr als von Januar bis April 2024. Auch die Preisausschläge in die andere Richtung häuften sich. Laut Auswertung von Naturstrom überschritt die Amplitude an 66 Stunden die Marke von plus 200 Euro/MWh. Vergangenes Jahr stieg der Börsenpreis im gleichen Zeitraum lediglich während einer Stunde so hoch.

Den Tiefstwert im ersten Jahresdrittel beziffert der Energieanbieter auf minus 130 Euro pro Megawattstunde, das Maximum lag bei plus 583 Euro. Im Vorjahreszeitraum reichte der Day-Ahead-Preis von minus 65 bis plus 205 Euro/MWh. Im Durchschnitt kletterte er von rund 66 auf 103 Euro.

Preisrutsch dank Erneuerbaren

Nahezu gleich blieb die Zahl der Stunden, in denen der Strom weniger als 30 Euro kostete. An insgesamt 315 Stunden war das laut Erhebung der Fall – etwa 10 Prozent der gesamten Handelszeit.

Im April sank der Großhandelspreis an der Epex-Spot-Börse auf durchschnittlich 78 Euro/MWh. Diesen Wert errechnet der Energieanbieter Rabot Energy. Das ist der niedrigste Wert der vergangenen acht Monate, wie das Unternehmen betont.

Im März hatte der durchschnittliche Spotmarktpreis laut Transparenzplattform der Übertragungsnetzbetreiber noch 94,73 Euro/MWh betragen. Im Februar lag er bei 128,53 Euro, im Januar bei 114,14 Euro.

Ausschlaggebend für den Preisrutsch im April war der Anstieg der Erneuerbaren-Einspeisung. Der Grünstrom-Anteil machte im April 56 Prozent aus, im März betrug er erst 49 Prozent, im Februar 43 Prozent.

Mittags unter 10 Euro

Solarstrom steuerte im April laut der Analyse 23 Prozent zum Strommixes bei, Windenergie aufgrund mäßigen Windes nur 20 Prozent. In der Vergangenheit hatte Windkraft vor Photovoltaik gelegen.

Im Tagesverlauf lag der Strompreis zwischen 12 und 14 Uhr im Schnitt unter 10 Euro/MWh. Nachts, zwischen 0 und 4 Uhr, kostete Strom durchschnittlich zwischen 80 und 90 Euro/MWh. Um 7 Uhr stieg der Preis auf 120 Euro, der Höchstwert am Abend wurde gegen 20 Uhr erreicht und belief sich auf 140 Euro.

Da die Stromerzeugung aus Braunkohle bereits im vergangenen Jahr nur noch knapp vor der Sonnenenergie lag, dürfte der Kohlestrom Ende des Jahres einen geringeren Anteil haben. „Sauberer Solarstrom wird 2025 voraussichtlich die Braunkohle bei der heimischen Stromerzeugung überholen“, sagte Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des BSW Solar. 

Balkonsolar besonders gefragt 

Nach Zahlen des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) produzierten die Braunkohlekraftwerke im vergangenen Jahr 72,8 Milliarden kWh Strom, die Solaranlagen mit 72,6 Milliarden kWh nur geringfügig weniger. Prozentual entsprach das einem Braunkohle-Anteil von 15,61 Prozent an der deutschen Nettostromerzeugung, Sonnenstrom lag demnach bei 15,57 Prozent.

Der Bundesverband rechnet vor allem bei den Balkonsolaranlagen mit weiterem rasantem Wachstum, allerdings liegt deren Anteil an der Gesamtstromproduktion nur bei etwa einem Prozent. Nach Schätzung des BSW Solar sind in der Bundesrepublik derzeit Solaranlagen mit einer Gesamtleistung von rund 105.000 MW in Betrieb.

Geplant ist der Bau einer wasserstofffähigen, hochflexiblen Anlage mit einer elektrischen Leistung von rund 850 MW und einer thermischen Fernwärmeleistung von 220 MW. Sie soll das bisherige Steinkohlekraftwerk am Standort – bekannt unter dem Namen „RDK 8“ – ersetzen. Der Neubau läuft unter dem Namen „RDK 9“ und soll dazu beitragen, über die Wärmeversorgung in Karlsruhe hinaus die Stromversorgung in Süddeutschland zu sichern – besonders vor dem Hintergrund des Kohleausstiegs und der schwankenden Einspeisung aus Erneuerbaren.

Laut Michael Class, Leiter Erzeugung Portfolioentwicklung bei der EnBW, ist der Süden Deutschlands besonders auf zusätzliche auch nach oben regelbare Leistung angewiesen: „Gerade im Südwesten benötigen wir dringend rund 6.500 MW an steuerbaren Stromerzeugungsanlagen, um die Energiewende umzusetzen.“ Die politische Rückendeckung durch den Karlsruher Gemeinderat bezeichnet er als „wichtiges Signal“ für den Standort.

Investitionsentscheidung steht noch aus

Ob das Projekt tatsächlich umgesetzt wird, hängt laut dem Energiekonzern wesentlich vom politischen und regulatorischen Rahmen auf Bundesebene ab. Denn eine Anlage dieser Größenordnung könne sich nicht allein über den Strommarkt refinanzieren, so Class. Vielmehr sei eine Unterstützung durch den Bund notwendig – etwa im Rahmen einer Kapazitätsauktion für neue Gaskraftwerke, wie sie von der Bundesregierung geplant ist. Eine solche Ausschreibung erwartet EnBW fürs Jahr 2026.

Im Zuge dieses Wettbewerbs müsste sich das Vorhaben in Karlsruhe gegen andere Projekte in Deutschland durchsetzen. Details zur technischen Ausgestaltung des neuen Kraftwerks – etwa zur konkreten Konfiguration der Turbinen – will das Unternehmen mit Blick auf den Wettbewerb derzeit noch nicht bekannt geben. Zugleich unterstreicht die EnBW die Bedeutung von Transparenz und Beteiligung: Die Öffentlichkeit soll frühzeitig informiert und in das Verfahren einbezogen werden. Zudem kündigt das Unternehmen den förmlichen Genehmigungsantrag für einen nicht näher detaillierten späteren Zeitpunkt an, an dem die Planungen weiter fortgeschritten sind.

Auch mit der Stadt Karlsruhe will die EnBW eigenen Angaben nach in engem Austausch bleiben. Die Kommune begleitet das Projekt nicht nur politisch, sondern dürfte auch im Hinblick auf die geplante Fernwärmeauskopplung eine wichtige Rolle spielen. Eine solche Nutzung der Abwärme erhöht die Effizienz der Anlage und trägt zur lokalen Wärmewende bei.

Teil eines umfassenderen Umbaus

Das Vorhaben in Karlsruhe ist Teil einer umfassenderen Strategie der EnBW zum Umbau ihrer Erzeugungsstandorte. Bereits in Stuttgart-Münster hat das Unternehmen im April 2025 ein erstes wasserstofffähiges Gaskraftwerk offiziell in Betrieb genommen. In Altbach/Deizisau und Heilbronn – ebenfalls in Baden-Württemberg – sind derzeit Umrüstungen von bestehenden Kohlekraftwerken zu H2-ready-Gasanlagen im Gange. Grundlage dieser Vorhaben sind laut EnBW die bestehenden Fördermechanismen im Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz.

Die drei laufenden oder bereits umgesetzten Projekte umfassen zusammen eine Leistung von 1.500 MW und ein Investitionsvolumen von 1,6 Milliarden Euro. Ziel sei es, diese Anlagen perspektivisch vollständig mit Wasserstoff betreiben zu können. In Kombination mit einer hohen Flexibilität sollen sie eine zentrale Rolle im zukünftigen Energiesystem übernehmen – als Ergänzung zu Wind- und Solarstrom und zur Sicherstellung der Netzstabilität.

Wie rasch die Umsetzung in Karlsruhe konkret voranschreiten kann, bleibt vorerst offen. Der Grundsatzbeschluss des Gemeinderats bedeutet noch keinen Baubeschluss, sondern ist eher eine politische Willensbekundung. Die weiteren Schritte hängen von der Ausgestaltung der künftigen Förderbedingungen auf Bundesebene ab, so der Energiekonzern.

Laut Agora sei ein differenzierteres Marktdesign notwendig, um die Versorgungssicherheit langfristig zu sichern und die Kosten für die Verbraucher zu senken. Die Einführung lokaler Preise könnte demnach ein zentraler Baustein für ein kosteneffizientes und klimaneutrales Energiesystem in Deutschland sein. Das forderte die Denkfabrik in einer am 24. April vorgestellten Studie, die gemeinsam mit dem Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) erstellt wurde (wir berichteten).

Bidding Zone Review der Entsoe

Anlass war die Veröffentlichung des sogenannten „Bidding Zone Review“, in dem die europäischen Übertragungsnetzbetreiber (Entsoe) Vorschläge zur Weiterentwicklung der Gebotszonen vorlegten. Die neue Analyse der Agora modelliert auf Basis realer Strommarktdaten ein alternatives System mit bis zu 22 regionalen Preiszonen, sogenannten „Hubs“. Das Ergebnis: Lokale Preise könnten Angebot und Nachfrage besser in Einklang bringen, das Stromnetz effizienter auslasten und so Redispatch-Eingriffe deutlich reduzieren.

Im neuen Agorameter lassen sich an 22 Netzzonen in Deutschland Erzeugung, Nachfrage, Netzauslastung, Stromquelle und Preise stundengenau ablesen. In einem Strommarktsystem, das auf lokalen Preisen basiert, würde ein Großteil der Verbraucher von niedrigeren Strompreisen profitieren, so die Agora-Studie. Die
Preiszonen wurden unter Verwendung der realen Strommarktdaten für die Jahre 2019 bis 2023 durchgerechnet. „Im Untersuchungszeitraum war der durchschnittliche lokale Strompreis in jedem Jahr geringer als der einheitliche Strompreis inklusive Redispatchkosten“, so die Studie.
 
Ergebnisse lokaler Stromabgleiche

Im letzten untersuchten Jahr 2023, wären demnach in 18 von 22 lokalen Preiszonen die Preise um bis zu 33 Euro pro Megawattstunde geringer gewesen als im derzeitigen System mit einer einheitlichen Preiszone. Die Preissteigerungen in den übrigen vier Zonen lagen bei unter 2 Euro pro Megawattstunde. Deutschlandweit lag der Kostenvorteil 2023 im Durchschnitt bei 6 Euro pro Megawattstunde.
 
Im Zuge einer solchen Preiszonenaufteilung würden laut Agora zwar die Markterlöse für Erzeuger sinken – insbesondere die der Windenergie im Norden, die dann lokal zu niedrigeren Preisen verkauft werden müsste. Hierdurch stiege dann der Zuschussbedarf über das EEG-Konto.

Allerdings zeigten die Berechnungen, dass die betrachteten energiewirtschaftlichen Effizienzgewinne bereits in den vergangenen Jahren den steigenden Förderbedarf leicht übertrafen. Zusätzlich würde das System Anreize für einen am Verbrauch ausgerichteten, netzdienlichen Ausbau von Erzeugungskapazitäten setzen - vornehmlich in den großen Verbrauchsregionen des Südens.

Das Agorameter steht kostenlos im Internet bereit.

Macquarie ist der zweite Kooperationspartner in dieser Funktion in Deutschland. Im Februar hatte Octopus die Zusammenarbeit mit dem Infrastruktur-Dienstleister Calisen publik gemacht. Der internationale Eigentümer, Betreiber und Verwalter von Energieinfrastruktur-Assets werde die Finanzierung der intelligenten Messsysteme (iMSys) von Octopus Energy übernehmen, hieß es damals. Damit werde ein neues Marktsegment geschaffen, eben das des Meter Asset Providers.

Das Modell sei in Deutschland noch nicht verbreitet, in anderen Ländern dagegen längst etabliert, hieß es in einer Mitteilung von Octopus. Etabliert ist jedoch die Zusammenarbeit des Unternehmens mit beiden Meter Asset Providern im Vereinigten Königreich. Octopus verweist auf eine langjährige Kooperation in Großbritannien. Dort sei Macquarie auch einer der größten unabhängigen Mater Asset Providers mit einem Portfolio von mehr als 10 Millionen Smart Metern. Diese Erfahrung werde dazu beitragen, den Rollout in Deutschland zu beschleunigen.

Octopus Energy ist wettbewerblicher Messstellenbetreiber (wMsb) und neben Rabot Charge, Tibber und Ostrom auch Mitglied der Smart Meter Initiative (SMI). Diese Unternehmen bezeichnen sich als digitale Ökostrom-Anbieter und hatten im Januar 2024 angekündigt, im Rahmen der SMI den Rollout intelligenter Messsysteme gemeinsam mit grundzuständigen Messstellenbetreibern (gMsb) voranzubringen.
Hintergrund sind die Produktportfolien der Unternehmen, die stark auf flexible beziehungsweise dynamische Tarife setzen, welche zum Teil den Einsatz eines intelligenten Messsystems voraussetzen.
 Tarif mit Bestpreis-Versprechen

Kurz vor der Mitteilung über die Kooperation mit Macquarie hatte Octopus Energy einen neuen Endkundentarif bekanntgegeben. Dieser werde den Kundinnen und Kunden über einen Zeitraum von fünf Jahren jedes Jahr „den besten Preis“ sichern, verspricht der Anbieter. Einmal abschließen und sich dann um nichts mehr kümmern müssen – so die Werbebotschaft von Octopus.

Es handle sich allerdings nicht um eine klassische Preisgarantie für fünf Jahre, teilt der Versorger mit. Der Tarif beziehe sich auf „jährliche Konditionen“, die von Octopus alle zwölf Monate geprüft werden. Sollte es eine günstigere Alternative im eigenen Tarifgefüge geben, werde Octopus die Differenz den Kundinnen und Kunden erstatten.

Weiteres Versprechen: Kein Anlocken und Abzocken

Der Tarif enthalte beispielsweise keine Startboni oder andere Bestandteile einer „Anlocken-und-Abzocken“-Strategie, nach deren Auslaufen der Preis drastisch in die Höhe schnelle. Entsprechend würden lediglich Marktschwankungen zu Änderungen führen, was „maximale Transparenz und Fairness“ garantiere.
Der Anbieter betont, es bestehe keine fünfjährige Vertragsbindung. Der Tarif könne nach dem ersten Jahr monatlich gekündigt werden.

Laut Paragraf 309 BGB darf ein Verbrauchervertrag mit einer regelmäßigen Erbringung von Dienst- oder Werkleistungen keine bindende Laufzeit von mehr als zwei Jahren haben. Eine stillschweigende Verlängerung - wie in vielen AGB vorgesehen - ist allerdings grundsätzlich zulässig.

Wie die Teag am 30. April mitteilte, stieg zwar das operative Ergebnis gegenüber 2023, der für die Dividende maßgebliche Jahresüberschuss allerdings sank etwas, und zwar auf 76 Millionen Euro (Details siehe Tabelle unten). Die Dividende an die kommunalen Anteilseigner - Gebietskörperschaften in Thüringen und die Thüga - bleibt unverändert. Beim Gesamtumsatz von 3,1 Milliarden Euro erhöhte sich der Stromanteil um 6,4 Prozent auf knapp 2,4 Milliarden Euro.

Im Privatkunden-Geschäft blieb der Absatz mit 946 Millionen kWh konstant, obwohl die Zahl der Kunden weiter stieg. Auch beim Erdgasabsatz meldete die Teag eine weitgehend stabile Entwicklung: Die Gesamtmenge lag bei 6,62 Milliarden kWh. Im Privatkunden-Segment fiel der Verbrauch wetterbedingt und infolge eines sparsameren Nutzungsverhaltens um etwa 260 Millionen kWh. Der Umsatzanteil von Erdgas verringerte sich auf 562 Millionen Euro.
 Vor allem Ausbau der Energie- und Telekommunikationsnetze

Die Investitionen der Teag stiegen im vergangenen Jahr deutlich auf 314 Millionen Euro. Ein Schwerpunkt lag auf dem Ausbau der Energie- und Telekommunikationsnetze: 183 Millionen Euro flossen in Strom- und Glasfaserprojekte. Eines der größeren Einzelvorhaben ist der Komplettumbau des Umspannwerks im ostthüringischen Weida, der bis 2028 realisiert sein soll. Die Investitionssumme dafür beziffert die Teag mit 18 Millionen Euro.

Für den Zeitraum bis 2028 plant die Teag, weitere 1,1 Milliarden Euro in den Ausbau ihrer Infrastruktur zu investieren. Diese Mittel sollen unter anderem über Darlehen von neun deutschen und europäischen Banken – darunter die Europäische Investitionsbank (EIB) – sowie durch zusätzliches Eigenkapital bereitgestellt werden. In einem ersten Schritt haben die kommunalen Anteilseigner bereits 200 Millionen Euro in das Eigenkapital der Teag eingebracht.

Bei der Vorstellung der Bilanzzahlen erklärte Vorstandschef Stefan Reindl, dass der Umbau der Energieversorgung ungeachtet politischer Unsicherheiten voranschreite.
Die Teag will nach eigenen Angaben ihren Kurs fortsetzen und in den kommenden Jahren gezielt in Versorgungssicherheit, Netzstabilität und Digitalisierung investieren. Der Fokus liege dabei auf einem zukunftsfähigen Energie- und Telekommunikationsnetz in kommunaler Hand.
 

Das Geschäftsjahr 2024 der Teag (Unternehmensangaben)

	2024	2023	Veränderung
Umsatz	3,1 Milliarden Euro	3,1 Milliarden Euro	keine
Ebitda	265,1 Millionen Euro	251 Millionen Euro	+ 5,5 %
Jahresüberschuss	76 Millionen Euro	81 Millionen Euro	-6,2 %
Stromabsatz	8,33 Milliarden kWh	8,33 Milliarden kWh	keine
Gasabsatz	6,62 Milliarden kWh	6,62 Milliarden kWh	keine
Investitionen	314 Millionen Euro	274 Millionen Euro	+ 14,6 %

Quelle: Teag

Wie Conuti mitteilt, sind Gegenstand des jetzigen Deals die „powerAPPs“ und „powerdata-APPs“. Zudem sei eine Nutzungslizenz für die „Maco APP“ im Rahmen des Powercloud-ERP-Systems eingeräumt worden (Enterprise Resource Planning). Darüber hinaus seien die zugehörigen Services – von Implementierung über Betrieb bis hin zu Supportleistungen – im Zusammenhang mit dem Produkt Powercloud an Hansen übertragen worden, heißt es.

Die Entwicklungsstrategie von Conuti

Conuti will sich künftig unter anderem auf Lösungen für Kundenservice sowie energiewirtschaftliche elektronische Marktkommunikation (Mako) und Abrechnung sowie auf die Entwicklung „backendunabhängiger“ KI-Anwendungen für den Energiesektor konzentrieren.

Thüga wechselte beim TAP-Projekt den Partner

Powercloud hatte 2021 und 2022 rote Zahlen geschrieben. 2024 kam es zu Entlassungen und einem Einschnitt ins Produktportfolio. Betroffen war die Lösung „powercloud.flex“. Zu den betroffenen Kunden gehörte die Thüga. Das Stadtwerke-Netzwerk hatte mit Unterstützung des Beratungsunternehmens Accenture mit der Entwicklung einer Abrechnungsplattform mit dem Akronym TAP begonnen, Kern sollte die Powercloud-Lösung werden. Für eine Lösung ohne „powercloud.flex“ zeigte sich die Thüga damals grundsätzlich offen. Eine abschließende Beurteilung wolle man aber „nach Kenntnis der weiteren Details vornehmen“, hieß es.

Anfang April dieses Jahres teilte die für die Thüga-Abrechnungsplattform (TAP) verantwortliche Steuerungsgesellschaft mit, dass Accenture als Generalunternehmer nun auf SAP für den Kern der Plattform setzt (wir berichteten). „Unsere Plattform steht nun vor entscheidenden nächsten Schritten und wird bis Ende des Jahres sukzessive in insgesamt sechs Entwicklungsblöcken zu der bislang einzigen Komplettlösung für den deutschen Energiemarkt“, sagte Patrick Frontzek, einer der beiden Geschäftsführer der TAP Steuerungsgesellschaft.

Sefe hieß früher Gazprom Germania und war eine Tochter des russischen Staatskonzerns Gazprom. Als Folge des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine und der Energiekrise wurde das Unternehmen verstaatlicht. Das Unternehmen ist einer der größten Gasimporteure Deutschlands. 

Bund hatte Sefe mit 6,3 Milliarden Euro unterstützt 

Nach der Einstellung der russischen Pipeline-Gaslieferungen 2022 musste das Unternehmen teure Ersatzlieferungen beschaffen, um die Gasversorgung von Industriekunden und Stadtwerken aufrechtzuerhalten. Um Sefe dies zu ermöglichen, genehmigte die EU-Kommission im Dezember 2022, dass der Bund 6,3 Milliarden Euro zusätzliches Eigenkapital in die Gesellschaft einbringt. Gleichzeitig wurde Sefe zu Rückzahlungen verpflichtet. 

Diese sind weiter nicht abgeschlossen. Eine weitere Ausschüttung sei für 2026 vorgesehen, teilte das Unternehmen auf Anfrage mit. „Die genaue Höhe hängt vom Geschäftsergebnis ab“, hieß es. 

Reprivatisierung ist eine EU-Auflage

Die EU-Kommission hatte auch bestimmt, dass der Bund Sefe bis Ende 2028 wieder weitgehend privatisieren muss. Sefe beliefert nach eigenen Angaben mehr als 50.000 Kunden, von kleinen Unternehmen bis hin zu Stadtwerken und multinationalen Konzernen. Weltweit beschäftigt der Energiekonzern rund 2.000 Menschen. 

Auf ähnliche Weise war in der Energiekrise auch Deutschlands größter Gashändler Uniper gerettet worden. Auch Uniper hat hohe Summen an den Staat zurückgezahlt.

Karl Gruber - nicht zu verwechseln mit dem Geschäftsführer von Verbund Wasserkraft, Karl Heinz Gruber - ist seit März 2016 Geschäftsführer des Unternehmens und durchläuft derzeit seine zweite„Amtszeit. Sein neuer Vertrag gilt von März kommenden Jahres an. Zuständig bleibt Gruber für die Bereiche Assetentwicklung, Dekarbonisierung, Betrieb und Service, Personal- und Organisationsmanagement sowie Recht. Laut einer Aussendung ist er „eine der zentralen Persönlichkeiten bei der Umsetzung der Energiewende in Wien“.

Keine Angaben machten die Wiener Stadtwerke hinsichtlich einer allfälligen Verlängerung des Vertrags des Vorsitzenden der Geschäftsführung der Wien Energie, Michael Strebl. Er hat seine Funktion seit Oktober 2016 inne. Die seinerzeitige Wiederbestellung Strebls und Grubers hatten die Wiener Stadtwerke am 12. Dezember 2020 gemeldet und beide Manager in höchsten Tönen gelobt.

Als drittes Mitglied der Geschäftsführung der Wien Energie ist seit 2. April 2024 Alma Kahler tätig. Zuständig ist sie für die Finanzen, die Vertriebs- und Marktingagenden sowie den Kundenservice.
 

 
2023 existierten 52,5 Millionen Marktlokationen von Letztverbrauchern im deutschen Stromnetz. Die Malo bezeichnet eine Energieerzeugungs- oder -verbrauchsstelle im Sinne der Stromnetz- beziehungsweise Gasnetzzugangsverordnung (StromNZV / GasNZV).

Strom: Durch die Bank fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag in einem brückentagsbedingt ausgedünnten Handel gezeigt. Der Montag kostete an der Börse im Base 90,00 Euro/MWh. Der Freitag selbst war im börslichen Handel mit 58,26 Euro in der Grundlast gehandelt worden. 

Die Erneuerbaren-Einspeisung dürfte den Meteorologen von Eurowind zufolge am Montag ein gutes Stück niedriger ausfallen als noch am Freitag. Dabei soll sowohl die Wind- als auch die Solarstromproduktion zurückgehen. Das US-Wettermodell sieht ab dem 4. Mai bis zum Ende des Prognosezeitraums Mitte Mai unterdurchschnittliche Windstrommengen.

Auch die Temperaturen sollen ab dem 4. Mai unter den saisonbedingten Mittelwert fallen. Zwischen dem 11. und dem 14. Mai werden wieder leicht überdurchschnittliche Werte erwartet, bevor es wieder etwas kühler werden dürfte.

Am langen Ende gewann das Cal 26 um 2,19 auf 83,35 Euro/MWh hinzu. 

CO2: Fester haben sich die CO2-Preise im Einklang mit den Gasnotierungen gezeigt. Der Dec 25 gewann bis gegen 14 Uhr 1,66 auf 68,68 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 16,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 69,10 Euro, das Tief bei 66,78 Euro. Unterstützung kam am Freitag auch durch die fehlenden Primärmarktauktionen, wie Händler sagten.

Hinzu kamen Nachrichten über Bewegung in den Zollstreitigkeiten, nachdem China seine Gesprächsbereitschaft signalisiert hatte, sowie Äußerungen des EU-Handelskommissars Maros Sefcovic. Er sagte der Financial Times, dass die EU ihren Handelsstreit mit den USA lösen könne, indem sie US-Waren wie Gas und Sojabohnen im Wert von 50 Milliarden Euro kaufe. Einen Basiszoll von 10 Prozent auf europäische Importe werde man als langfristige Lösung des Handelsproblems nicht akzeptieren. Der EU-Kommissar sagte, sein Team mache mit seinen Kollegen in Washington Fortschritte auf dem Weg zu einer Einigung.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag präsentiert. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann um 1,15 auf 33,05 Euro/MWh hinzu. Am deutschen THE ging es für den Day-Ahead um 1,45 auf 33,90 Euro nach oben. 

Gestützt wurden die Preise laut Marktteilnehmern kurzfristig durch die Aussicht auf kühleres Wetter. Eine signifikante Nachfragesteigerung sei aber nicht zu erwarten, sodass vieles für wieder sinkende Preise spreche, sagten Analysten mit Blick auf eine geringere LNG-Nachfrage aus Asiens sowie einen geringeren Bedarf an Gas zum Einspeichern. Die Lage an den Märkten präsentiere sich aktuell relativ entspannt, hieß es. Die EU-Gasspeicher sind zu 39,21 Prozent gefüllt, was die optimistische Einschätzung der Versorgungslage untermauert.