Das Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen soll Verena Hubertz übernehmen. Die 37-Jährige ist seit dem Jahr 2021 Mitglied des Bundestags. Bisher war sie stellvertretende Fraktionsvorsitzende für Wirtschaft, Bauen, Wohnen, Tourismus sowie Klima und Energie. Hubertz stammt aus Trier und hat Betriebswirtschaft studiert. Nach dem Studium war sie sieben Jahre Unternehmerin mit einer preisgekrönten App-basierten Kochplattform.

Mit Stadtwerke-Vergangenheit

Als Parlamentarische Staatsekretäre stehen ihr Sabine Poschmann und Sören Bartol zur Seite. Poschmann, 56, kommt aus Dortmund. Sie sitzt seit 2013 für die SPD im Bundestag. Die gelernte Industriekauffrau war viele Jahre für die Dortmunder Stadtwerke tätig. Von 2000 bis 2012 war sie Pressesprecherin und Kommunalmanagerin bei DEW21.

Sören Bartol war bereits Staatssekretär bei Klara Geywitz, die ihren Ministerposten zur Überraschung mancher nicht behält. Die SPD-Politikerin hatte noch vor Kurzem eine Baurechtsnovelle auf den Weg gebraucht, die jedoch steckenblieb, nachdem die alte Koalition zerbrochen war. Der 50-jährige Bartol gehört dem Bundestag seit 2002 an. Sein Wahlkreis befindet sich Marburg. Seit 2024 ist er Vorsitzender der SPD in Hessen.

Neuer Chef des Ministeriums für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit wird Carsten Schneider. Der 49-jährige Bankkaufmann ist seit Dezember 2021 Staatsminister beim Bundeskanzler und Beauftragter der Bundesregierung für Ostdeutschland. Dem Bundestag gehört er seit 1998 an.

Rückkehr an alte Wirkungsstätte

Parlamentarische Staatssekretäre beim Bauministerium werden Rita Schwarzelühr-Sutter und Carsten Träger. Für Schwarzelühr-Sutter ist es eine Rückkehr an alte Wirkungsstätte. Die 62-Jährige aus Waldshut, Baden-Württemberg, war bereits von 2013 bis 2021 Parlamentarische Staatssekretärin beim Bundesumweltministerium. Im Jahr 2021 wechselt sie in gleicher Funktion ins Innenministerium.

Carsten Träger kommt aus Fürth. Der 51-Jährige Sohn des ehemaligen Fürther Bürgermeisters Hartmut Träger ist seit 2013 Mitglied des Bundestags. Vor seiner Wahl ins Parlament war er für die Sparkasse Fürth tätig. Träger hat Politikwissenschaften, Geschichte und Medienwissenschaft studiert. Von 2021 an war er umweltpolitischer Sprecher der SPD-Bundestagsfraktion und Obmann der Genossen im Ausschuss für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz.

Danach sollen die Absetzbeträge der betroffenenen Unternehmen für Investitionen in erneuerbare Energien und Energieeffizienzmaßnahmen massiv gekürzt werden. Die Stromerzeuger dürfen bei derartigen Investitionen zurzeit 72 Euro/MWh absetzen, rückwirkend ab 1. April sollen es nur mehr 20 Euro/MWh sein. Bei den Öl- und Gasproduzenten wird der Absetzbetrag ebenfalls per 1. April des heurigen Jahres von 17,5 Prozent auf 5 Prozent der jeweiligen Investitionssumme gesenkt.

Der Grund für die Verschärfung ist: Marterbauer wollte mit der Besteuerung der „Übergewinne“ der Stromerzeuger jährlich 200 Millionen Euro zur Budgetsanierung lukrieren. Weil aber die Großhandelspreise für elektrische Energie tendenziell sinken, fallen die Erträge geringer aus als geplant. Dies zeigte sich bei den Erläuterungen zum Entwurf des EKBSG bereits am 15. April, als die neuesten „Übergewinnsteuern“ fällig wurden. „Unter Berücksichtigung der Preise, der Überschusserlöse, der berücksichtigten Investitionsabsetzbeträge und der geleisteten Energiekrisenbeiträge vergangener Erhebungsperioden sowie der zu erwartenden Durchschnittspreise, Überschusserlöse und Investitionsvolumina ergab sich aufgrund der Evaluierung ein Anpassungsbedarf im Hinblick auf die Ausgestaltung des Absetzbetrages“, heißt es darin.

Um ganz sicher zu gehen, dass die 200 Millionen Euro tatsächlich zusammenkommen, will der Bund auch die Bestimmungen zum „Energiekrisenbeitrag fossile Energieträger“ verschärfen. Für den Fall, dass dies nicht ausreicht, behält sich die Bundesregierung weitere „Anpassungen“ vor.

Windkraftbranche empört

Heftig reagierte Florian Maringer, der Geschäftsführer der Interessengemeinschaft Windkraft (IG Windkraft): „Erneut werden in einer Nacht- und Nebelaktion, diesmal an einem Fenstertag, weitere Belastungen für die Erneuerbaren-Branche auf den Weg gebracht. Ist das der neue Stil?“ Nachsatz: „Immerhin gibt es diesmal eine Begutachtung.“

Maringer sieht die Windenergiebranche „überproportional betroffen“: Deren Stromproduktion falle vor allem im Winterhalbjahr und damit zu Hochpreiszeiten an. Mitgliedsunternehmen der IG Windkraft hätten geplante Investitionen in der Höhe von insgesamt rund 160 Millionen Euro vorläufig gestoppt, die sich auf zwei Windparks mit insgesamt etwa 90 MW Leistung beziehen. Laut Maringer entgehen dem Finanzminister bei einem endgültigen Aus für diese Projekte erhebliche Steuereinnahmen: „Die steuerliche Wertschöpfung durch eine prosperierende Windwirtschaft ist um ein Vielfaches höher als die 200 Millionen Euro, die durch diesen Budgetkrisenbeitrag eingenommen werden sollen.“
 Schon im März verschärft

Wie berichtet, hatte das Bundesparlament bereits am 7. März die Besteuerung der „Übergewinne“ der Stromerzeuger verschärft. Seit 1. April werden bei einem Großhandelspreis für elektrische Energie von über 90 Euro/MWh 95 Prozent der über diesem Wert liegenden Erträge abgeschöpft. Für Neuanlagen beläuft sich der Schwellenwert für die „Übergewinn-Besteuerung“ auf 100 Euro/MWh. Zuvor wurde die „Übergewinnsteuer“ im Strombereich ab einem Großhandelspreis von 120 Euro/MWh eingehoben. Die Steuerquote belief sich auf 90 Prozent.

Jürgen Pöschk, Initiator und Hauptveranstalter der Energietage, rief zum Auftakt zu einer sachlichen Auseinandersetzung auf: „Die neue Koalition bietet Chancen – jenseits ideologischer Polarisierungen – vorurteilsfreier zu argumentieren und sachorientierte Lösungen umzusetzen.“ Angesichts gesellschaftlicher Spannungen und globaler Unsicherheiten müssten Energiewende und Klimaschutz neu und verständlich begründet werden, so Pöschk.

Mehr Tempo beim Klimaschutz

Auch Prof. Stefan Rahmstorf vom Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung (PIK) mahnte zu mehr Tempo. Der renommierte Klimaforscher bezeichnete Klimaschutz als „Überlebensfrage der Menschheit“ und forderte eine entschlossene Klimapolitik. Deutschland sei laut Rahmstorf besonders betroffen – die durchschnittliche Erwärmung habe hier bereits 2,5 Grad Celsius erreicht und schreite nahezu doppelt so schnell voran wie im globalen Mittel.

Rahmstorf sprach sich unter anderem gegen klimaschädliche Subventionen wie die Pendlerpauschale aus. Die neue Bundesregierung solle die Energiewende deutlich beschleunigen und sich auf europäischer Ebene dafür einsetzen, dass die Klimaziele der Europäischen Union weder abgeschwächt noch verzögert werden.

Hintergrund Energietage

Die Energietage 2025 bestehen aus einem digitalen und einem analogen Programmteil. Vom 5. bis zum 7. Mai finden mehr als 60 Online-Veranstaltungen statt. Vom 26. bis 28. Mai folgt der Präsenzteil in Berlin, im Ludwig-Erhard-Haus. Laut Veranstalter wurden bereits über 30.000 Anmeldungen registriert. Das gesamte Kongressprogramm ist kostenfrei zugänglich und umfasst mehr als 100 Veranstaltungen.
 Thematisch reicht die Bandbreite von der Wärmewende über Energiespeicher, Versorgungssicherheit, Gebäudeenergiegesetz (GEG), erneuerbare Energien und kommunale Wärmeplanung bis hin zu Fragen der gesellschaftlichen Akzeptanz. Die Energietage verstehen sich als praxisnahe und fachlich fundierte Plattform für alle Akteurinnen und Akteure der Energiewende – von Politik und Wirtschaft über Wissenschaft bis zur kommunalen Ebene.

Die Veranstaltungen der Energietage 2025 stehen im Internet bereit

„Die regionalen Preisunterschiede sind enorm“, kritisiert Florian Munder, Energieexperte beim VZBV. Sei ein Haushalt erst einmal an ein Fernwärmenetz angeschlossen, ist ein Anbieterwechsel praktisch nicht mehr möglich. Andererseits soll Fernwärme bei der klimafreundlichen Wärmeversorgung eine Schlüsseltechnologie werden, da sie viele technische Vorteile bietet. Der Verband fordert daher eine gesetzliche Preisobergrenze, die an den Betriebskosten einer Wärmepumpe ausgerichtet ist. Zudem solle eine unabhängige Preisaufsicht eingeführt werden, um Transparenz und Fairness zu gewährleisten.

Fördern, um Effizienzen zu heben

Der Verband setzt sich außerdem dafür ein, Wärmenetze und Wärmepumpen gleichermaßen finanziell zu fördern, um faire Wettbewerbsbedingungen zu schaffen. „Nur so können Verbraucher und die Energiewende gleichermaßen profitieren“, argumentiert Munder. Die Fernwärmeverordnung müsse daher dringend modernisiert werden, um die Kostenbelastung für Haushalte zu senken und den Ausbau verbraucherfreundlicher Wärmenetze zu fördern.

Während der mittlere Preis (Median) bei 17 Cent/kWh liegt, bedeute ein Preis von 20 Cent/kWh jährliche Mehrkosten von knapp 290 Euro für eine Wohnung in einem typischen Mehrfamilienhaus. Steigt der Preis auf 25 Cent/kWh, belaufen sich die Zusatzkosten sogar auf rund 770 Euro pro Jahr, so die Verbraucherschützer.

Fernwärme habe oft schwer nachvollziehbare Preise und enorme Unterschiede zwischen den verschiedenen Versorgungsgebieten. Das führe oft zu Unmut bei Kunden, so der VZBV. Andererseits lässt sich die zentrale Energieversorgung in einem Fernwärmenetz oft sehr effizient gestalten und gut auf erneuerbare Energieträger umstellen. So werde beispielsweise häufig die Abwärme aus Müllverbrennungsanlagen oder Rechenzentren genutzt. Eine Novelle der Fernwärmeverordnung, die unter anderem für mehr Transparenz bei Preiserhöhungen sorgen sollte, scheiterte zuletzt.
 

Demnach haben sich die Preise im Terminmarkt im April, die die Referenzpreise für PPA bilden, gegenüber dem März vor allem bei kurzen Laufzeiten reduziert. Während das Frontjahr 2026 auf etwa 82 Euro/MWh gefallen ist, liegt das längerfristige Preisniveau weiterhin bei knapp über 65 Euro/MWh für die Base-Lieferung.
Grafik 1: Freiflächen-PV

Für PPA auf neue Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit zehnjähriger Stromlieferung mit einem Lieferstart im Mai 2025 lag der Preiskorridor im April zwischen 30 und 42 Euro/MWh und damit leicht unter dem Niveau des Vormonats. Der dazu korrespondierende Terminmarkt-Mischpreis im April für die betreffende PPA-Laufzeit lag bei circa 71 Euro/MWh.

Grafik 2: Alte Onshore-Windkraft

Für PPA auf bestehende, über 20 Jahre alte, ausgeförderte Windenergieanlagen an Land (Ü20-Anlagen) mit zweijähriger Stromlieferung vom Mai an ermittelten die Analysten von Enervis eine realistische Schwankungsbreite im April von 45 bis 63 Euro/MWh. Im März hatte die Range noch geringfügig höher bei 47 bis 66 Euro/MWh gelegen. Sie hängt neben dem Terminmarkt-Mischpreis von Standort, Anlagentyp und weiteren PPA-Parametern ab.
 Der Terminmarkt-Mischpreis, der die Referenz für diesen PPA-Preis darstellt, lag bei rund 81 Euro/MWh - und damit knapp 3 Euro/MWh unter dem Mischpreis im März.

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 2,61 und 2,80 Euro/Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.

Das ist eine recht kühne Aussage, denn seit Mitte Januar ging es etwa mit der Nordölsorte Brent laut Datenportal matflixx.de von einem Niveau von gut 80 US-Dollar pro Barrel in Wellen abwärts bis unter 60 Dollar am 9. April. Danach ging es zwischenzeitlich wieder fast 8 Dollar aufwärts. Einen Tag vor der Ankündigung lag der Brent-Frontmonat noch bei 61,24 Dollar, seitdem testete er erneut die 60-Dollar-Marke, blieb aber zumindest bis 5. Mai mittags darüber. Seit dem 3. Mai ist bislang noch kein Opec-Korbpreis veröffentlicht worden.

Erleichterung für Überproduzenten

Die Opec plus kündigte also mitten in einer Tiefpreisphase ausgerechnet eine weitere Erhöhung der Fördermenge an. In Wirklichkeit soll diese es jenen Mitgliedern des Kartells, die mehr produzieren, als sie nach früheren Beschlüssen dürften, leichter machen, diesmal den gesteckten Upstream-Rahmen einzuhalten. Zu den Überproduzenten gehören laut Wallstreet online vor allem Irak und Kasachstan, die wiederum argumentieren, sie könnten dies wegen eigenständiger Entscheidungen westlicher Oil Majors wie Eni und Chevron in ihren Ländern kaum steuern. 

Umgekehrt schien die Geduld von Saudi-Arabiens Energieminister Abdulaziz bin Salman am Ende zu sein, ständig die Überproduktion anderer Opec-plus-Staaten durch eigene Minderproduktion als „Swing Producer“ auszugleichen.

Die Förderausweitung für den Juni ist dreimal so hoch wie jene für den Mai, die Anfang April beschlossen worden war. Zusammen mit der Aprilquote beläuft sich das Aufdrehen des Ölhahns schon auf 960.000 Barrel pro Tag. Damit hat die Opec plus schon 44 Prozent der beschlossenen Angebotsverknappung seit 2022 rückgängig gemacht.

Im Einzelnen hatten sich am 3. Mai acht der 22 Opec-plus-Mitglieder auf Juni-Fördermengen geeinigt. Die größte haben Saudi-Arabien und Russland mit 9,4 respektive 9,2 Millionen Barrel pro Tag, gefolgt vom Irak mit gut 4 Millionen Barrel. Weitere Quoten erlegten sich auf: Algerien, Kuwait, Vereinigte Arabische Emirate, Kasachstan und - mit 775.000 Barrel die geringste Menge - Oman. Die Opec plus ist eine Gründung von 2016.

Die Veranstaltung richtet sich an Fachleute aus dem Energiesektor, die sich über den Beitrag der KWK zur Stabilisierung der Strom- und Wärmeversorgung in einem zunehmend volatilen Energiesystem informieren möchten. Im Mittelpunkt stehen Fragen zur Systemintegration, zum Beitrag der KWK im Kontext von Wasserstoffstrategien sowie zur Entwicklung regulatorischer Vorgaben auf Bundes- und EU-Ebene.

Forschung, Praxisbeispiele und Netzwerkmöglichkeiten

Impulse liefern Referentinnen und Referenten aus Forschungseinrichtungen und Energieunternehmen. Präsentiert werden neue Studien zur Flexibilisierung von KWK-Anlagen sowie Best-Practice-Beispiele aus kommunalen und industriellen Anwendungen. Ergänzt wird das Programm durch eine Diskussion zur zukünftigen Rolle der KWK in einem klimaneutralen Energiesystem.

Das Symposium beginnt am 11. Juni um 9 Uhr und endet um 16.30 Uhr. Am Vortag bietet das optionale Vorabendprogramm Raum für Gespräche in kleinerem Rahmen, unter anderem mit einer Besichtigung des „enerPort-II-Projekts“ im Duisburger Hafen und einem Abendessen in der Innenstadt.

Weitere Informationen zur Anmeldung und zum Programm finden Interessierte auf der Seite des Veranstalters, dem Bundesverbands Kraft-Wärme-Kopplung (B.KWK) unter 23. Duisburger KWK-Symposium.

Laut dem Studienautor sind die dort angenommenen Barrieregesteine teilweise erodiert oder liegen nicht tief genug, um eine sichere Einschlussfunktion zu gewährleisten. Zudem würden bekannte Störungssysteme darauf hinweisen, dass CO2 aus dem Speicher entweichen könnte. Auch die berechnete Speicherkapazität von 368 Millionen Tonnen CO2 hält Krupp für überzogen. Die Berechnung beruhe auf optimistischen Modellannahmen und einem Effizienzwert von bis zu 20 Prozent – in der Praxis seien jedoch Werte zwischen zwei und acht Prozent üblich.

Kritik an Speicherstrategie und Klimawirkung

Neben geologischen und technischen Bedenken äußert der Autor auch klimatische Bedenken. Die geplante Injektionsrate von zehn Millionen Tonnen CO2 pro Jahr liege mehr als zehnfach über dem Niveau realisierter Projekte wie Sleipner in Norwegen. Zum Hintergrund: Sleipner ist das erste kommerzielle Projekt zur Abscheidung und geologischen Speicherung von CO2 (Carbon Capture and Storage, CCS) weltweit. Es wird seit 1996 von Equinor (vormals Statoil) betrieben und befindet sich in der Nordsee, rund 250 Kilometer westlich von Norwegen.

Auch der erforderliche Injektionsdruck von 125 bar sei deutlich höher als in der Praxis üblich, so die Studie. Zudem könne überkritisches CO2 Tonminerale dehydrieren, wodurch ursprünglich dichte Schichten durchlässig werden könnten. „Überkritisches CO2“ ist eine physikalische Zustandsform von Kohlendioxid, die weder eindeutig flüssig noch gasförmig ist, sondern Eigenschaften beider Phasen kombiniert. 
 
Die Studie argumentiert, dass CO2-Speicher keine geschlossenen Systeme seien. Um das injizierte CO2 unterzubringen, müsse das bestehende Porenwasser entweichen – mit möglichen Umweltrisiken. Laut Studie bestehe die Gefahr, dass neben CO2 auch Methan, Kohlenwasserstoffe und radioaktive Stoffe freigesetzt würden. Ab einem bestimmten Verhältnis könne dadurch der Klimaschaden die Einsparwirkung des CCS übersteigen, warnt der Autor.

Die Gesamtbewertung der Studie fällt deutlich aus: Die CO2-Verpressung sei wenig wirksam, technisch unsicher und klimapolitisch kontraproduktiv. Krupp nennt CCS eine „End-of-Pipe“-Technologie, die mit hohem Energie- und Materialaufwand verbunden sei. Außerdem binde sie große Mengen erneuerbarer Energie, die für den eigentlichen Umbau des Energiesystems fehlen würden. Auch eine vollständige CO2-Abscheidung sei technisch nicht erreichbar – zwischen 5 und 20 Prozent des Kohlendioxids entweiche trotz CCS weiterhin in die Atmosphäre.

Greenpeace sieht in der Debatte um die Nutzung der Nordsee als CO2-Senke eine Scheindebatte. Karsten Smid, Klimaexperte bei Greenpeace, erklärt: „Die CCS-Technologie ist ein Ableger der Öl- und Gasindustrie, der vor allem dem Fortbestand fossiler Geschäftsmodelle dient“. Statt auf CO2-Verpressung zu setzen, fordert die Organisation den konsequenten Ausstieg aus der Nutzung fossiler Energieträger und eine Intensivierung des natürlichen Klimaschutzes durch Renaturierung und den Ausbau natürlicher Kohlenstoffsenken an Land und im Meer.

Die 103-seitige Studie „Geologische Risiken er CO2-Verpressung in der Nordsee“ lässt sich über die Internetseite von Greenpeace downloaden.

Diese Möglichkeit hatte bereits der spanische Stromnetzbetreiber REE erwähnt.
„Bis heute wissen wir nicht, welche Teile des Systems aufgehört haben zu funktionieren“, sagte sie. Es sei voreilig, die erneuerbaren Energien für den Stromausfall verantwortlich zu machen, fügte sie hinzu. Dies unbewiesen zu tun, sei „unverantwortlich und vereinfachend“. Experten hatten vermutet, dass eine plötzliche Schwankung bei der eingespeisten Solar- oder Windenergie das nötige Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage im Stromnetz gestört und den Stromausfall verursacht haben könnte.

Aagesen verwies gegenüber El Pais darauf, dass Spanien schon seit langem erneuerbaren Energien nutze und das Stromnetz selbst bei einem Überangebot an Solarenergie stets „sehr gut funktioniert hat“. Die erneuerbaren Energien verschafften Spanien „eine in instabilen geopolitischen Zeiten sehr wichtige Energieunabhängigkeit“, fügte sie hinzu.

In ganz Spanien und Portugal war am 28. April der Strom ausgefallen. Es handelte sich um einen der bisher größten Stromausfälle in Europa. Spanien und Portugal richteten eine gemeinsame Arbeitsgruppe ein, um die Ursache zu ermitteln.

Insbesondere die Vielzahl kleinteiliger Anlagen mit Internetanbindung stellt laut den Autoren des Berichts eine Herausforderung für die Stabilität des europäischen Stromnetzes dar. Der Bericht identifiziert erhebliche Schwächen bei der digitalen Infrastruktur von PV-Anlagen und zeigt auf, dass bestehende regulatorische Rahmenbedingungen für zentralisierte Energieinfrastruktur auf dezentrale Systeme nicht übertragbar sind.

Bei der Risikoanalyse hebt der Bericht Risiken durch direkte Kontrollen von Wechselrichtern hervor, etwa für die Bereitstellung von Netzdienstleistungen und Updates. Einerseits stellt das DNV fest, dass Anlagen im Versorgungsmaßstab sicherer sind. Sie werden oft von erfahrenen Versorgungsunternehmen verwaltet und von der EU-NIS2-Richtlinie abgedeckt.

Regulatorische Lücken bei dezentralen Erzeugern

Auf der anderen Seite fehlen für kleine Solaranlagen, die oft auf der Dachterrasse installiert sind, strenge Cyber-Regeln. Sie sind mit den Clouds von Herstellern, Installateuren oder Dienstleistern verbunden. Während die Auswirkungen der Beeinträchtigung einer einzigen Installation gering sind, werden sie, wenn sie für die Effizienz des Energieverbrauchs aggregiert sind, zu virtuellen Kraftwerken von großem Maßstab.

Die Autoren stufen daher das bestehende Risiko als hoch ein, insbesondere wenn gezielte Angriffe mehrere Gigawatt PV-Leistung gleichzeitig beeinflussen. In Simulationen wurde laut dem DNV-Bericht gezeigt, dass eine koordinierte Abschaltung von 3.000 MW PV-Leistung signifikante Auswirkungen auf das europäische Netz haben kann. Der Markt wird von wenigen Herstellern dominiert, die jeweils Zugriff auf mehr als 10.000 MW installierter Wechselrichterleistung haben. Ein erfolgreicher Angriff auf einen dieser Hersteller oder eine Kompromittierung durch staatlich gesteuerte Akteure könnte zur Destabilisierung des Netzes führen.

Ein Kernproblem liegt laut den Autoren darin, dass viele PV-Anlagen – insbesondere im kleineren Leistungsbereich – nicht als kritische Infrastruktur eingestuft sind und somit nicht unter die Anforderungen bestehender Sicherheitsvorgaben wie der NIS2-Richtlinie oder dem Network Code on Cybersecurity (NCCS) fallen. Betreiber dieser Anlagen sind häufig Privatpersonen oder kleine Unternehmen ohne IT-Fachkenntnisse. Hersteller, Installateure und Aggregatoren erhalten jedoch zunehmend Fernzugriff auf diese Anlagen − oft ohne entsprechende Sicherheitsmaßnahmen.

Die aktuelle Regulierung weist die Verantwortung für Cybersicherheit dem Betreiber zu. Diese Struktur ist für kleine, dezentral betriebene PV-Systeme nicht anwendbar. Aus Sicht der Autoren fehlt es an klaren Verantwortlichkeiten sowie an verpflichtenden Sicherheitsstandards, insbesondere für Fernzugriffs- und Cloud-Komponenten, die häufig außerhalb der EU gehostet werden.

Der Bericht empfiehlt zum einen branchenspezifische Leitlinien für eine sichere PV-Infrastruktur entwickeln. Die bestehenden Standards wie ISO 27001 oder IEEE 1547.3 seien nicht spezifisch genug. Es bestehe der Bedarf an detaillierten europäischen Vorgaben, die Wechselrichter, Cloudsysteme und Kommunikationsinfrastruktur einschließen.

Und zum anderen nennt der Bericht als zweite Hauptmaßnahme, den Fernzugriff und die Datenspeicherung außerhalb der EU einzuschränken. Die EU sollte die Steuerung aggregierter Anlagen oberhalb kritischer Schwellen nur aus sicheren Drittstaaten zulassen. Das betrifft direkte Steuerungen ebenso wie Firmware-Updates. 

Der gesamte Bericht ist verfügbar auf den Internetseiten von solarpowereurope.org. Cybersicherheit wird auch auf der diesjährigen „The smarter E Europe“ als Thema im Rahmen der Messe sowie der Konferenz aufgegriffen.

Die HSW ist Koordinatorin des Projektes. Die Projektleitung liegt bei Prof. Peter Britz. Er verfügt über umfangreiche Erfahrung in den Bereichen Wasserstofftechnologien, Brennstoffzellensysteme und Energieumwandlung. Unterstützt wird die HSW von der Westfalen Weser Energie GmbH & Co. KG, einem regionalen Energieversorger mit Sitz in Paderborn, sowie weiteren Partnern. Laut der HSW sind dies neben Privathaushalten lokale Handwerksbetriebe mit Expertise in den Bereichen Wasserstofftechnologien und Speichersystemen sowie Kommunen und Energiegenossenschaften.

Gefördert wird das Vorhaben im Rahmen der „Zukunftsregion Weserbergland+“ durch Mittel der Europäischen Union und des Landkreises Hameln-Pyrmont. Die Projektlaufzeit ist auf drei Jahre angelegt – von Januar 2025 bis Dezember 2027.

Keine Wechselrichter oder zusätzliche Leistungselektronik

Die PV-Paneele sollen, wie es weiter heißt, auf Hausdächern installiert werden. Überschüssiger Solarstrom kann in Form von Wasserstoff gespeichert und im Winter zur Wärmeerzeugung oder in gekoppelten KWK-Anlagen genutzt werden. Laut Projektteam verzichtet das System auf zentrale Umrichtereinheiten, was die Wirtschaftlichkeit erhöhen und den Wirkungsgrad verbessern soll. Auch frostgeschützte Außenkomponenten sind Teil des Konzepts, damit Wasserstofferzeugung und -speicherung das ganze Jahr hinweg möglich sind.

In der ersten Projektphase sollen, wie es weiter aus Hameln heißt, funktionsfähige Prototypen entwickelt und unter realen Bedingungen erprobt werden. Ziel ist es, die Technologie so weit zu bringen, dass sie in einem breiten Gebäudesegment eingesetzt werden kann.

Ursprünglich war ein Volumen von 700 Millionen Euro angestrebt worden. Die vorliegenden Angebote summierten sich auf rund 1,4 Milliarden Euro. Die BEW bezeichnet das Marktinteresse als Bestätigung ihres Geschäftsmodells und ihrer Finanzstrategie. Die Mittel fließen in die Transformation der Wärmeversorgung in Berlin.

Die Finanzierung soll Spielräume für Investitionen in die Dekarbonisierung der Wärmeerzeugung eröffnen. BEW plant, den Großteil der Transformation eigenständig zu finanzieren. Die Finanzierungspartner setzen sich aus nationalen und internationalen Banken zusammen.

„Mit dieser unerwartet schnellen und vor allem erfolgreichen Finanzierungsrunde stellen wir frühzeitig die Weichen für die finanziell gesicherte Wärmewende in Berlin. Das enorm starke Marktfeedback bestätigt unsere Strategie: Wir sind finanziell solide aufgestellt, um die Transformation unserer Erzeugung konsequent voranzutreiben und Berlins Wärmeversorgung klimaneutral zu gestalten“, so Axel Pinkert, Geschäftsführer Finanzen der BEW.

Langfristige Finanzierung ab 2026 geplant

Parallel bereitet die BEW nach eigenem Bekunden eine langfristige Finanzierungsstruktur vor. Ziel ist eine Fremdkapitalaufnahme von rund 2 Milliarden Euro bis 2030. Geplant ist eine externe Rating-Bewertung, um weitere Investoren anzusprechen. Die nächste Finanzierungsrunde soll spätestens Ende des zweiten Quartals 2026 starten.

Damit sieht sich die BEW wirtschaftlich gut aufgestellt, um die geplanten Investitionen von 3,3 Milliarden Euro bis 2030 in die klimaneutrale Wärmeerzeugung voranzutreiben. Angestrebt wird der Übergang zu langfristigen Finanzierungsinstrumenten wie Förderkrediten, Schuldscheindarlehen oder Namensschuldverschreibungen. Perspektivisch will die BEW die Brückenfinanzierung vollständig ablösen und ab 2030 stabile Cashflows zur Entschuldung nutzen. Die Eigenkapitalquote soll weiter gestärkt werden.

Kohleausstieg bis 2030

Zuvor hatte die BEW im April dieses Jahres − knapp ein Jahr nach der Übernahme des Berliner Fernwärmenetzes durch das Land Berlin vom Voreigentümer Vattenfall − eine positive Bilanz gezogen (wir berichteten). Das Unternehmen erwirtschaftete 2023 einen Jahresüberschuss von 15,8 Millionen Euro und erreichte eine Eigenkapitalquote von 53 Prozent.

Derzeit läuft etwa die Umstellung des Heizkraftwerks Reuter West von Kohle auf erneuerbare Heizstoffe. Dort soll unter anderem eine Abwasser-Großwärmepumpe oder eine Dampfturbine, die mit Abwärme aus der Abfallverbrennung betrieben wird, die Kohle ablösen. Nach und nach sollen auch die übrigen acht großen Heizkraftwerke umgerüstet werden.

Mit ihrem Fokus auf Dekarbonisierung will die BEW gemäß den Landeszielen bis 2045 eine vollständig klimaneutrale Wärmeversorgung erreichen. Der nächste große Meilenstein ist der Kohleausstieg bis 2030. Das Unternehmen setzt dabei auf technologische Vielfalt und enge Kooperationen mit Forschung und Industrie. Bis 2045 soll fossiles Erdgas durch Wasserstoff ersetzt werden, wofür die Heizkraftwerke ans H2-Netz angeschlossen werden.

Der Verkäufer der M-31-Anteile ist die Ärztliche Beteiligungsgesellschaft S.A. (AEBG), „hinter der ein Konsortium von fünf Versorgungswerken unter Führung der Ärzteversorgung Westfalen-Lippe steht“, heißt es in einer Mitteilung der Commerz Real. Über den Kaufpreis wurde offiziell nichts mitgeteilt.

Commerz Real bringt die Amprion-Anteile in ihren Infrastrukturfonds Klimavest ein, heißt es weiter. Mit der Beteiligung erweitert Klimavest das bisherige Portfolio aus Wind- und Solarparks um die Assetklasse Netzinfrastruktur. „Der Netzausbau ist ein Schlüsselelement einer erfolgreichen Umsetzung der Energiewende und wird in den nächsten Jahren massiv vorangetrieben werden“, erläutert Michael Henn, Global Head of Green Deal Infrastructure bei der Commerz Real.

Bei der M 31 Beteiligungsgesellschaft mbH & Co. Energie KG handelt es sich um ein Konsortium von überwiegend deutschen institutionellen Finanzinvestoren aus der Versicherungswirtschaft und von Versorgungswerken. Dazu zählen neben der AEBG als größtem Anteilseigner etwa die Meag Munich Ergo, Swiss Life und Talanx sowie Pensionskassen. Immer wieder gibt es auch Gerüchte, dass der zweite Amprion-Anteilseigner RWE seinen 25,1-Prozent-Anteil verkaufen möchte. So soll RWE laut unbestätigten Medienberichten Mitte März eine erste Gebotsrunde gestartet haben, um seine Anteile an Amprion verkaufen zu können. Das sagten mehrere mit dem Verkaufsprozess vertraute Personen dem Handelsblatt.

Dabei geht es um nicht bindende Gebote mehrerer möglicher Interessenten und somit um eine erste schriftliche Interessenbekundung. Die Nachrichtenagentur Reuters hatte im Dezember berichtet, dass Analysten den Wert der Beteiligung auf rund 1,6 Milliarden Euro schätzen.

„Tolling“ bedeute in dem Kontext, dass Vattenfall die Kapazität von Terralayr für einen Fixpreis „mietet“. Der Vertrag hat eine Laufzeit von sieben Jahren und umfasst 55 MW Leistung. Diese stammen aus einem Portfolio von über hundert MW, das sich über acht deutschlandweit verteilte Speicheranlagen von Terralayr erstreckt.

Laut den Unternehmen zeige der Abnahmevertrag, wie sich Speicherflexibilität ohne eigene Hardwareinvestitionen effizient skalieren lässt. Das Modell könne eine Signalwirkung für die noch junge Batteriespeicherindustrie und die Dekarbonisierung des Energiesystems insgesamt haben, hoffen die Vertragspartner. Der operative Start für die Nutzung der Energiekapazität aus mehreren Anlagen ist für Ende 2025 geplant.

Virtuelles Speicherportfolio ersetzt Einzelprojekte

Anders als bei herkömmlichen Tolling-Modellen basiert die Vereinbarung nicht auf einem einzelnen physischen Speicher, sondern auf einem Vertrag über gebündelte Kapazität, dem mehrere dezentrale Großbatterien zugrunde liegen. Diese Struktur ermögliche es erstmals, auch kleinere Batteriespeicher in großvolumige Tolling-Vereinbarungen einzubinden. Für Speicherinvestoren und -betreiber bringe die Bündelung der Assets und anschließende langfristige Vermarktung stabile Umsätze und erhöht somit die Finanzierbarkeit, was den Ausbau von Speichern in Deutschland insgesamt fördert.

„Durch seinen dezentralen Charakter lässt sich das Batteriespeicher-Netzwerk von Terralayr ideal in unsere automatisierten Handelsprozesse integrieren“, sagte Honey Duan, die bei Vattenfall die Vermarktung von Strom aus Großbatterien leitet. „Auf diese Weise reduzieren wir die Kosten für Ungleichgewichte in unserem Portfolio und können Flexibilität immer dann bereitstellen, wenn sie dem Strommarkt den größten Nutzen bringt.“

Die Speicherpartnerschaft bietet Vattenfall eine Reihe strategischer Vorteile: Sie ermöglicht die effizientere Integration erneuerbarer Energien, indem sie Schwankungen aus Wind- und Solarstrom ausgleicht und dadurch teure Netzmaßnahmen reduziert. Gleichzeitig trägt die gezielte Optimierung der Batterieleistung auf Strom- und Regelenergiemärkten zur Stabilisierung von Preisen und Netzen bei.

Zentrale Steuerung ermöglicht

Vattenfall erhält Zugriff auf die Speicher über eine zentrale Steuerschnittstelle (API). So lassen sich heterogene Systeme effizient managen und konsistente Leistungsstandards sicherstellen, während sich der Integrationsaufwand für neue Speicher deutlich reduziert. In einem Energiesystem mit schwankender Stromerzeugung aus Wind und Sonne werden flexible Speicher für eine stabile Energieversorgung immer wichtiger. Ihre Anordnung als verteiltes Netzwerk hilft dabei, auch regionale Ineffizienzen auf dem Strommarkt auszugleichen – und eröffnet neue Möglichkeiten bei der Vermarktung des Stroms.

„Mit diesem Modell ermöglichen wir direkten Zugang zu Flexibility on Demand“, erläuterte Philipp Man, Mitgründer und CEO von Terralayr. Partner wie Vattenfall profitierten von der einfachen technischen Integration und Skalierbarkeit, ohne selbst in Hardware oder Betrieb investieren zu müssen. „Zeitgleich verbessern die langfristig gesicherten Umsätze die Finanzierbarkeit der zugrundeliegenden physischen Speicher“, nannte er als Vorteil für sein Unternehmen.

Einskommafünfgrad hatte im Oktober 2023 in einer Mitteilung angekündigt, von 2024 an eine eigene Solarmodulfertigung in Ostdeutschland aufzubauen. Die Fabrik sollte jährlich Module mit einer Gesamtleistung von 1.000 MW produzieren. Bis 2030 sollten 5.000 MW erreicht werden. 

Polysilizium, das aus Quarz hergestellt und zur Fertigung von Solarzellen verwendet wird, bezieht Einskommafünfgrad den Angaben nach aus Deutschland. Die Module selbst lässt das Unternehmen in China fertigen. Einskommafünfgrad will sie unter eigenem Markennamen anbieten. 

Das Unternehmen gilt als einziges Hamburger „Einhorn“, also als Start-up, das mit mindestens einer Milliarde US-Dollar bewertet ist. Das 2021 gegründete Unternehmen bietet Photovoltaikmodule, Stromspeicher, Wärmepumpen und Ladesäulen an sowie Software zum Kauf und Verkauf von Strom. 

Das Jungunternehmen beschäftigt rund 2.500 Mitarbeiter, darunter sind Installateure und Vertriebler. Im vergangenen Jahr erzielte es nach vorläufigen Angaben einen Umsatz von annähernd 520 Millionen Euro, was im Vergleich zum Vorjahr einem Plus von 15,6 Prozent entspricht.

IBC Solar ist ein international tätiger Anbieter von Photovoltaik-Systemen und Energielösungen. Das 1982 gegründete Familienunternehmen entwickelt Komplettlösungen für private, gewerbliche und industrielle Anwendungen sowie für Solarkraftwerke. Mit dem bevorstehenden Wechsel setzt IBC Solar ein Zeichen für Kontinuität und langfristige Ausrichtung in einer sich schnell wandelnden Branche.

Haft hatte die Unternehmensleitung Anfang 2024 übernommen, nachdem er zuvor mehr als ein Jahr lang als Co-CEO tätig gewesen war. Seine Amtszeit war laut IBC Solar geprägt von strukturellen Veränderungen und der Einleitung eines Generationenwechsels. In dieser Übergangszeit bereitete er den Wechsel in der Führungsspitze gezielt vor. „Die vergangenen drei Jahre bei IBC Solar waren für mich eine besondere Zeit, geprägt von großem Zusammenhalt, Mut zur Veränderung und echter Leidenschaft für das, was dieses Unternehmen ausmacht, aber auch von intensiven Herausforderungen“, wird Haft in einer Unternehmensmitteilung zitiert.

Julius Möhrstedt ist Sohn des Unternehmensgründers Udo Möhrstedt und seit Jahren in verschiedenen Funktionen bei IBC Solar aktiv. In seiner bisherigen Rolle als Vertriebsleiter für die Region Central Europe verantwortete er einen zentralen Markt. Zudem war er bereits Mitglied des Vorstands. 
 
Mit dem Wechsel rückt auch das Thema Nachfolge in inhabergeführten Mittelstandsunternehmen erneut in den Fokus. In der Solarbranche, die aktuell stark von politischen Rahmenbedingungen, Kostendruck und Technologiewandel geprägt ist, sieht IBC Solar in einer klaren Führungsstruktur einen entscheidenden Wettbewerbsfaktor. Der Führungswechsel solle Stabilität schaffen und die Position des Unternehmens in einem dynamischen Marktumfeld weiter stärken, heißt es aus dem Norden Bayerns.

 
Der Zubau von Solarthermie-Anlagen sank laut dem aktuellen Dena-Gebäudereports, der am 30. April veröffentlicht wurde, im Jahr 2024 im Vergleich zum Vorjahr um 49 Prozent. 2024 fiel der Zubau auf den niedrigsten Wert des gesamten Betrachtungszeitraums. Der höchste Zubau wurde 2008 mit 210.000 Anlagen gemessen, 2024 waren es 26.000 Anlagen. Der Dena-Gebäudereport ist zu finden unter dena.de/PUBLIKATION2939.

Strom: Überwiegend leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt, der damit den schwächeren Notierungen vom CO2-Markt folgte. Der Dienstag wurde mit 91,25 Euro/MWh im Base und 77,00 Euro/MWh im Peak gehandelt. Börslich wurde der Day-Ahead mit 90,96 Euro im Base und 76,64 Euro im Peak gesehen. Für den Dienstag erwarten die Meteorologen von Eurowind Beiträge der Erneuerbaren im Base in Höhe von 24,4 GW nach 19,4 GW am Berichtstag. Am Mittwoch soll die Erneuerbaren-Einspeisung auf 18,3 GW zurückgehen. Laut den etwas längerfristigen Prognosen des US-Wettermodells dürfte die Windeinspeisung zunächst moderat bleiben. Die Temperaturen sollen unter dem saisonalen Durchschnitt verharren. In der laufenden Woche dürfte zudem der Himmel über Deutschland überdurchschnittlich stark bedeckt bleiben. Insgesamt spricht dies für ein etwas erhöhtes Preisniveau. Am langen Ende verlor das Strom-Frontjahr 0,44 auf 82,91 Euro.

CO2: Schwächer haben sich die Preise für CO2-Emissionszertifikate zu Wochenbeginn gezeigt. Der Dec 25 verlor bis gegen 13.57 Uhr 1,92 auf 66,84 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 14,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 68,73 Euro, das Tief bei 66,70 Euro. Am Freitag hatte der CO2-Markt kräftig zugelegt. Händler sprachen von Gewinnmitnahmen und einer Korrektur nach den massiven Aufschlägen vom Freitag. Bernadett Papp, Head of Market Analysis von Pact Capital, sieht Unterstützung für den Dec 25 bei 66,62 Euro. Widerstand hat die Analystin bei 68,82 Euro danach bei 70,71 Euro und 72,05 Euro ausgemacht.

Erdgas: Ein wenig fester haben sich die europäischen Gaspreise am Montag präsentiert. Wegen eines Bankfeiertags in Großbritannien blieb der Handel gedämpft. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.01 Uhr 0,202 auf 32,708 Euro/MWh. Damit notierten die Gaspreise weiter in ihrer überkommenen Range. Gestützt werden die Preise von der angelaufenen Wartungssaison in Norwegen. Der norwegische Fernleitungsnetzbetreiber Gassco gibt die dadurch bedingten Minderkapazitäten für den Berichtstag mit 75,77 Millionen Kubikmetern an. Der Gasflow für den Berichtstag beträgt diesen Angaben zufolge nur 280,50 Millionen Kubikmeter. Gleichfalls leicht bullish dürften sich die kühle Witterung auf das Preisniveau auswirken. Das US-Wettermodell geht für die kommenden gut zwei Wochen von durch die Bank unterdurchschnittlichen Temperaturen aus. Die Heating Degree Days belaufen sich dementsprechend laut MBI Research auf 60,5 nach 60,3 am Vortag. Der Saisondurchschnitt beläuft sich dagegen auf lediglich 41,0.