Anschließend soll es vom BMWE zügig ins Kabinett eingebracht werden. „Dies ist auch Grundlage für die kommunale Wärmewende“, schreibt das BMWE. Zu Inhalten und Verhandlungsständen der laufenden Gespräche rund um das Eckpunktepapier wollten die beteiligten Ministerien keine Angaben machen.

Zuvor hatte die Bundesregierung im Dezember eine Entscheidung über die Eckpunkte für die Reform auf Ende Januar vertagt. Der Koalitionsvertrag sieht vor, das bisherige GEG durch ein „Gebäudemodernisierungsgesetz“ zu ersetzen. Bundeskanzler Friedrich Merz (CDU) sagte Mitte Dezember, das neue Gesetz solle technologieoffener und einfacher werden. Bestehende und funktionierende Heizungen sollen weiterlaufen können. 

Strittig bleibt vor allem die Vorgabe, neue Heizungen zu mindestens 65 Prozent mit erneuerbaren Energien zu betreiben. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU), kritisierte einen faktischen Zwang zur Wärmepumpe. Bauministerin Verena Hubertz (SPD) warnte dagegen vor Rückschritten beim Klimaschutz. Die Zuständigkeit für das GEG liegt gemeinsam beim Bundeswirtschaftsministerium und beim Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen. 

Technologieoffenheit als Maßstab

Der Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung (B.KWK) bewertet zwar die geplante GEG-Novelle grundsätzlich als wichtiges Signal. Die Branche fordert jedoch mehr Technologieoffenheit, Rechtssicherheit sowie die klare Anerkennung der KWK. Die angekündigte Umbenennung in „Gebäudemodernisierungsgesetz“ dürfe „in keinem Fall bloße Symbolpolitik“ bleiben. Pauschale Vorgaben oder der Ausschluss einzelner Technologien lehnt der Verband ab.

Die Wärmewende gilt als zentrales Transformationsprojekt der kommenden Jahre. Entsprechend groß sei der Bedarf an praktikablen Lösungen, die sich in bestehende Energiesysteme integrieren lassen und Versorgungssicherheit gewährleisten. „Damit muss die Kraft-Wärme-Kopplung auch im Rahmen eines neuen Gebäudemodernisierungsgesetzes anerkannt werden“, plädiert der B.KWK. Die Kraft-Wärme-Kopplung erfülle bereits heute die Anforderungen der Koalition an ein zukünftiges Energiesystem und könne entsprechend als Erfüllungsoption dienen.

Auch für den Vorsitzenden des Landesverbands Erneuerbare Energie Rheinland-Pfalz/Saarland und Mitglied im Vorstand des B.KWK, Christoph Zeis, ist klar: „Die KWK muss ins Gebäudeenergiegesetz.“ Unverständlich sei für ihn, dass die KWK als etablierte Technologie zwar im Wärmeplanungsgesetz (WPG) adressiert sei, im GEG jedoch keine Rolle spiele.

„Dass es eine verstärkte Elektrifizierung auch des Wärmebereichs mit Wärmepumpen geben muss, ist unbestritten“, sagte Zeis, der hauptberuflich Geschäftsführer der kommunalen Energiedienstleistungsgesellschaft Rheinhessen-Nahe mbH (EDG) ist. „Es muss aber technisch und wirtschaftlich insbesondere auch mit Blick auf die erforderliche Funktionalität in den Gebäuden umsetzbar sein.“

In der Praxis zeige sich, dass für eine sichere Versorgung molekulare Energieträger unverzichtbar seien. Bioenergie im Wärmesystem könne als speicherbare Energie über KWK-Anlagen zudem eine Ausgleichsfunktion im Stromsystem übernehmen, wenn Wind- und Solarenergie besonders während der Heizperiode Residuallasten hinterlassen.

Daher plädiert Zeis für die Kraft-Wärme-Kopplung als eigenständige Erfüllungsoption in einem reformierten Gebäudeenergiegesetz und auch dafür, dass die Abwärme aus KWK-Anlagen als anrechenbare Option berücksichtigt wird. Damit die KWK ihre systemischen Vorteile künftig ausschöpfen und als Königsdisziplin der Energieeffizienz zum Klimaschutz beitragen könne, müsse die Technologie zunehmend auf grüne Gase umgestellt und flexibler betrieben werden. Dieses Erfordernis sei der Branche bewusst, betonte Zeis.

Der Branchenverband verweist auf die flexible Bereitstellung von Wärme und Strom sowie auf die systemische Einbindung erneuerbarer Energien. Für die Unternehmen seien verbindliche rechtliche Rahmenbedingungen und Planungssicherheit erforderlich, um Investitionsentscheidungen treffen zu können. Unklare oder kurzfristig geänderte Vorgaben bremsten Investitionen und verzögerten die Transformation des Wärmesystems hin zur Klimaneutralität.

Der DVGW begrüßt die erzielte Einigung zur Kraftwerksstrategie von Europäischer Kommission und Bundesregierung. Der DVGW-Vorstandsvorsitzende Gerald Linke sprach von einem wichtigen Signal für Energiesicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Klimaschutz. „Nun kommt es darauf an, dass die Regierungsparteien die vereinbarten Ziele zügig umsetzen“, mahnte er.

Kraftwerksstrategie noch unzureichend

Der DVGW sieht in der Einigung mit Brüssel ein Bekenntnis zur Rolle von Erdgas in der Transformationsphase hin zu einer klimaneutralen Energieversorgung. Gaskraftwerke können nach Einschätzung des Verbands die volatile Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ausgleichen und auch bei längeren Dunkelflauten Versorgungssicherheit gewährleisten. Im Vergleich zu Kohlekraftwerken verursachen sie geringere CO2-Emissionen.

Positiv bewertet der DVGW, dass die EU-Vorgaben zur H2-Readiness eine schrittweise Dekarbonisierung ermöglichen und wasserstofffähige Kraftwerke Teil der Ausschreibungen werden sollen. Kritisch sieht der Verband jedoch den Umfang der geplanten Kapazitäten. Die vereinbarten 12.000 MW entsprächen lediglich früheren Planungen und blieben hinter dem von der Bundesregierung genannten Ziel von mindestens 20.000 MW Kapazität zurück. Zudem habe der Neustart des Verfahrens Zeit gekostet. Der DVGW fordert, die Ausschreibungen für steuerbare Kapazitäten noch in diesem Jahr zu starten und weitere Planungen vorzulegen.

Wasserstoffhochlauf braucht klare Mengen

Beim Wasserstoff sieht der DVGW Deutschland in einer möglichen technologischen Schlüsselrolle. Laut dem Verband sichert ein früher Hochlauf die künftige Versorgung mit klimaneutralen Gasen und eröffnet Exportchancen für Technik und Regelwerke. Als Beispiele nennt der DVGW ein Projekt des Kasseler Fernleitungsnetzbetreibers Gascade, bei dem ein rund 400 Kilometer langes Leitungssystem mit Wasserstoff befüllt wurde, sowie die internationale Zusammenarbeit mit Indien. Dort unterstütze der DVGW die Entwicklung eines Wasserstoff-Regelwerks.

Kritik äußert der Verband am Monitoringbericht der Bundesregierung zur Energiewende vom September 2025. Darin fehlten konkrete Angaben zum künftigen Wasserstoffbedarf. Eine Expertenkommission gehe hingegen von 300 bis 600 Milliarden kWh aus, um die Klimaschutzziele zu erreichen.

Nach Einschätzung des DVGW wird Deutschland zudem ab 2030 verstärkt auf Importe angewiesen sein. Der Verband spricht sich deshalb für einen technologieoffenen Ansatz aus, der verschiedene Erzeugungsarten von Wasserstoff sowie einen stärkeren Ausbau von Biomethan einschließt. Für den Wärmemarkt hält der DVGW einen rein elektrischen Ansatz für nicht ausreichend.

Schutz kritischer Infrastruktur und Wasser als Standortfaktor

Auch beim Schutz der Kritischen Infrastruktur sieht der DVGW politischen Handlungsbedarf. Leitungsverläufe von Gas- und Wasserinfrastrukturen sollten nach Ansicht des Verbands nicht allgemein zugänglich sein. Gleichzeitig fordert der DVGW praxistaugliche Regelungen bei der Umsetzung der europäischen NIS-2-Richtlinie und des geplanten Kritis-Dachgesetzes. Unklare Vorgaben, enge Fristen und zusätzliche Kosten könnten laut dem Verband die Betreiber belasten und die Versorgungssicherheit gefährden.

Die Energiepolitischen Forderungen des DVGW stehen im Internet bereit.

Beteiligt sind die Übertragungsnetzbetreiber aus Dänemark, Deutschland, Estland, Finnland, Lettland, Litauen, Polen und Schweden, die in der Baltic Offshore Grid Initiative (Bogi) organisiert sind. Die Initiative bündelt die Zusammenarbeit der Netzbetreiber mit dem Ziel, den Ausbau von Offshore-Windenergie und Stromnetzen im Ostseeraum systematisch zu koordinieren.

Stromnetze bis 2040 modelliert

Kern der Studie ist eine Modellierung der künftigen Strominfrastruktur bis 2040. Laut der Analyse gelten rund 13.000 MW Kapazität neuer grenzüberschreitender Interkonnektoren als effizient. Hinzu kommen bis zu 50.000 MW zusätzliche Offshore-Windleistung, die langfristig in der Ostsee installiert werden könnten.

Die untersuchten Interkonnektoren umfassen sowohl klassische Punkt-zu-Punkt-Verbindungen zwischen einzelnen Ländern als auch Offshore-Knotenpunkte. Als Beispiel nennen die ÜNB die dänische Insel Bornholm, die sich nach den Ergebnissen der Studie als hybrider Offshore-Hub eignen könnte.

Nach Angaben der Autoren zeigt die Modellierung, dass die identifizierten Interkonnektoren über das Jahr hinweg eine hohe Auslastung erreichen würden. Dadurch könnten Systemkosten gesenkt, Preisspitzen an den Strommärkten abgefedert und CO2-Emissionen reduziert werden. Die Studie baut auf bestehenden nationalen Ausbauplänen sowie dem europäischen Zehnjahres-Netzentwicklungsplan auf, der von den europäischen Übertragungsnetzbetreibern erstellt wird.

Sektorkopplung mit Wasserstoff

Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der Sektorkopplung. Offshore-Windenergie werde künftig nicht nur zur Stromversorgung beitragen, sondern auch den Aufbau eines Wasserstoffsystems unterstützen, heißt es in der Studie. Der Ostseeraum könne sich langfristig zu einem Nettoexporteur von Strom entwickeln und damit eine wichtige Rolle für die Versorgungssicherheit in Europa übernehmen.

In Sensitivitätsanalysen untersuchten die ÜNB, wie sich unterschiedliche Annahmen auf den Infrastrukturbedarf auswirken. Betrachtet wurden unter anderem verschiedene Entwicklungen der Strom- und Wasserstoffnachfrage, der Ausbau erneuerbarer Energien an Land sowie unterschiedliche Investitionskosten. Laut der Studie variieren Umfang und Standort von Offshore-Wind- und Wasserstoffprojekten je nach Szenario deutlich. Die identifizierten Interkonnektorprojekte erweisen sich jedoch über alle Szenarien hinweg als robust.
 
Mit der Veröffentlichung der Studie positioniert sich die Ostseeregion aus Sicht der beteiligten ÜNB als Vorreiter einer regional abgestimmten Offshore-Planung. Der Ansatz könne als Beispiel für andere europäische Seebecken dienen, etwa für Nordsee oder Mittelmeer. Regionale Zusammenarbeit sei entscheidend, um das Potenzial von Offshore-Windenergie und Stromnetzinfrastruktur effizient zu erschließen.

Zu den beteiligten ÜNB zählen 50 Hertz mit Sitz in Berlin, zuständig für den Netzbetrieb in Ostdeutschland, AST aus Riga für Lettland, Elering aus Tallinn für Estland, Energinet aus Fredericia für Dänemark, Fingrid aus Helsinki für Finnland, Litgrid aus Vilnius für Litauen, PSE aus Warschau für Polen sowie Svenska Kraftnät aus Sundbyberg für Schweden. 

Die Studie der acht Ostseeanrainer ÜNB steht in englischer Sprache als PDF zum Download bereit.

Der Haken an der Sache: SF6 ist nicht nur extrem, was seine Isoliereigenschaften angeht, sondern verdient den Begriff auch in seiner Eigenschaft als Treibhausgas. Es soll 24.000 Mal klimaschädlicher sein als CO2. Was erstmal kein allzu großes Problem ist, wenn die Schwefelverbindung das tut, was sie soll: Nämlich auf Jahrzehnte abgekapselt in seiner Umspannwerksröhre bleiben, um danach bei einem Abbruch fachgerecht entsorgt zu werden. 

Jetzt aber soll SF6 schon bei der Produktion in die Atmosphäre gelangt sein – und zwar in großen Mengen. Das Thema begann schon im Dezember 2025 Kreise zu ziehen und schnell landete der schwarze Peter – neben der Herstellerfirma – auch bei der grün-schwarzen Landesregierung in Stuttgart, genauer gesagt bei Umweltministerin Thekla Walker (Grüne). 
 
Begonnen hatte alles mit einer Studie der Goethe-Universität Frankfurt. Die Wissenschaftler hatten an einer Messstation im Taunus auffällig hohe SF6-Konzentrationen im Raum Heilbronn gemessen. Die Rede war von tatsächlichen Emissionen im Bereich von 30 Tonnen, gemeldet hatte die betroffene Firma Solvay aber sehr viel weniger. 56 Kilogramm sollen gegenüber dem Umweltministerium für 2023 angegeben worden sein.

Und noch etwas sorgte für Aufregung: Die Auffälligkeiten waren zu dem Zeitpunkt gar nichts Neues: Die Wissenschaftler hatten ihre Beobachtungen schon vor zwei Jahren gemacht. Was wiederum die Frage aufwarf, warum von den Behörden lange nichts unternommen worden war.

Die Frankfurter Atmosphärenforscher selbst entschärften schließlich die Diskussion. Bei der angewandten Methode zur Ermittlung der Emissionen und deren Ursprung habe es sich nicht um eine Standardmethode gehandelt. Dabei geht es um die räumliche Zuordnung der Werte, die an einer 120 Kilometer entfernten Messstation gemacht wurden. Sprich, ob es auch wirklich sicher ist, dass die in Hessen gemessenen Daten aus dem Solvay-Werk in Baden-Württemberg kommen.

Die Wissenschaftler haben also nicht an der Quelle gemessen, meinten aber sicher sagen zu können, dass diese im Großraum Heilbronn sitzt. Und da gibt es eben sonst niemand anders, der infrage kommt, als das Solvay-Werk, erläuterte Prof. Andreas Engel in einem Interview mit der Regionalzeitung Heilbronner Stimme. Eine Behörde müsse aber darauf achten, dass alles rechtssicher ist, zeigte er Verständnis. Und das könne eben dauern. 

Auch in einem anderen Punkt mahnte Engel zu etwas weniger Aufgeregtheit: Weltweit gehe es um 8.000 Tonnen SF6 jährlich, 5.000 davon stammen aus China, Solvay mit Hauptsitz in Belgien sei der einzige Produzent in Europa und zur Diskussion stehen 30 Tonnen. Ohne Emissionen gehe es nicht in der Produktion, aber sie müssten so niedrig wie möglich gehalten werden.

Gleichzeitig warnte der Wissenschaftler vor Maßnahmen wie einer Betriebsschließung. Dann müsste das SF6 aus China importiert werden – bei einer mit hoher Wahrscheinlichkeit schlechteren Klimabilanz. Hinzu kommt ein anderer Klimaaspekt: SF6 ist wichtig für den Bau von Schaltanlagen und Umspannwerken wie sie gerade für die Energiewende verstärkt benötigt werden.

Testbetrieb und Auflagen

Vor Weihnachten nun meldete die Landesregierung, dass ein Vertrag mit der Firma über einen eng überwachten und bis Mitte Mai befristeten Testbetrieb zur weiteren Reduktion von SF6-Emissionen geschlossen wurde. Darin ist geregelt, wie oft die Anlage an- und abgefahren werden darf. Während dieser Zeit müssen regelmäßig Messungen stattfinden. Bei Verstoß gegen diese Auflagen droht eine Strafe von bis zu 100.000 Euro. Diese Woche wurde nun bekannt, dass auch die Staatsanwaltschaft Heilbronn in der Sache Ermittlungen eingeleitet hat.

Die Mitgliedsstaaten im Norden und Westen Union drängten darauf, umwelt- und klimapolitische Erwägungen stärker in Betracht zu ziehen. Die Osteuropäer räumten der Versorgungssicherheit größere Priorität ein und wollten auf den Einsatz heimischer Energieträger(Kohle, Gas, Öl, Kernkraft) nicht verzichten. Beide Seiten können die Ziele der Energieunion für sich in Anspruch nehmen, ohne ihre Positionen aufzugeben.

Die Kommission hat die Dekarbonisierung schneller und konsequenter vorangebracht als die Versorgungssicherheit. Letztere war nach dem russischen Überfall auf die Ukraine nur mit gewissen Einschränkungen gewährleistet. Und obwohl die Energieunion bei genauer Betrachtung vor allem eine Subventionsunion ist, sind die Preise für Energie in den letzten Jahren deutlich gestiegen.

Bereits vor dem Ukrainekrieg und der daraus entstehenden Versorgungskrise gab es reichlich Beihilfen für die europäische Energiewirtschaft: 2021 waren es 213 Milliarden Euro, so nachzulesen im 10. Bericht der Kommission über die Energieunion. 2022 waren es 397 Milliarden und 2023 immer noch 354 Milliarden Euro.

Der größte Teil der Beihilfen, 111 Milliarden, entfiel 2023 auf fossile Brennstoffe, 61 Milliarden auf die erneuerbaren Energien. Die Beihilfen für die Verbesserung der Energieeffizienz, insbesondere für die Renovierung von Gebäuden, wurden von 23 Milliarden in 2021 auf 44 Milliarden Euro in 2023 nahezu verdoppelt.

Die Erfolge, die mit dem Geld der Steuerzahler erzielt wurden, sind bislang überschaubar. Am deutlichsten sind sie beim Rückgang der Treibhausgase. In Brüssel geht man davon aus, dass die CO2-Emissionen unterhalb der Projektion liegen, obwohl die Angaben der Mitgliedsstaaten nicht ausreichten, um eine Bewertung für die gesamte EU vorzunehmen, heißt es im jüngsten Bericht der Kommission über die Energieunion.

Beim Einsatz der erneuerbaren Energien liegen die meisten Mitgliedsstaaten zwar im Plan. Ihr Ziel von 42,5 Prozent kann die EU aber nur erreichen, wenn das Ausbautempo deutlich erhöht wird. Das bestätigt auch der Verband der Windenergie Windeurope.

Die Verbesserung der Energieeffizienz hat für die Kommission einen hohen Stellenwert, kommt aber nur wenig voran. 2023 lag der Endenergieverbrauch bei 894 Millionen Tonnen Rohöleinheiten (Mtoe), drei Prozent weniger als im Jahr zuvor und noch weit entfernt vom Zielwert für 2030. Ob Energie effizienter eingesetzt wird, ist damit aber nicht gesagt. Das EWI-institut in Köln hat jetzt darauf hingewiesen, dass die Unternehmen Energie auch dadurch sparen, dass sie weniger produzieren oder Produktion in Staaten außerhalb der EU verlagern.

Auch der Aufbau eines integrierten Elektrizitätsmarktes verläuft schleppend. Das Ziel, bis 2030 Interkonnektoren von mindestens 15 Prozent der Erzeugungskapazität zu den Nachbarländern aufzubauen, erreichen voraussichtlich nur die kleinen EU-Staaten. Die Elektrifizierungsquote verharrt seit Jahren bei rund 23 Prozent.

Über die Kosten der Stromerzeugung macht man sich in Brüssel nur wenig Gedanken. Die hat jetzt das EWI zumindest für Deutschland berechnet und ist dabei zu dem Ergebnis gekommen, dass die Ausgaben für das Gesamtsystem seit 2017 (damals begann die Juncker-Kommission mit dem Aufbau der Energieunuion) deutlich schneller gestiegen sind als vorher.

Stiegen die Systemausgaben von 2010 bis 2017 um 4,1 Prozent pro Jahr, waren es danach (bis 2024) 6,5 Prozent per annum. Ein Grund dafür war die Reform des Emissionshandels: die Ausgaben der Unternehmen für CO2-Zertifikate, die 2017 bei 1,8 Milliarden lagen, beliefen sich 2023, inflationsbereinigt, auf 13,4 Milliarden Euro.

Ein zunehmender Teil der Kosten werde dabei vom Steuerzahler übernommen, heißt es in einer Untersuchung des EWI. 2024 waren es 25,5 Milliarden Euro (ohne Leistungen an die Industrie wie die Strompreiskompensation oder Investitionshilfen), davon entfielen 19,2 Milliarden auf Leistungen nach dem EEG. 2023 zahlte der Staat erstmals mehr an die Elektrizitätswirtschaft aus als er in Form von Steuern und Konzessionsabgaben einnahm. In Köln hält man dieses Modell der Finanzierung nicht für nachhaltig.
 

Asien bleibt führend beim Anlagenbestand mit mehr als 38.000 MW. Europa folgt mit rund 24.000 MW, verzeichnet aber die höchsten Investitionen – sowohl in Neubauten als auch in Modernisierungen und Wartung bestehender Anlagen. Bis 2034 erwartet Ecoprog einen weiteren Anstieg auf etwa 6.800 Anlagen mit knapp 109.000 MW Leistung. 

In China wurden 2025 nur rund zehn neue Anlagen mit insgesamt 200 MW errichtet – ein deutlicher Rückgang im Vergleich zu 2021, als noch etwa 60 Anlagen mit 2.300 MW neu ans Netz gingen. Ursachen sind laut Ecoprog Marktsättigung und sinkende Einspeisetarife. 

In Japan hingegen bleibt der Ausbau der Untersuchung zufolge stabil. Zwei Anlagen mit je 50 MW gingen 2025 in Tomakomai und Gobo in Betrieb. Für das kommende Jahrzehnt wird ein Zubau von mehr als 3.000 MW prognostiziert. Auch Vietnam treibt den Ausbau voran und plant bis 2034 mit zusätzlichen 800 MW. 

Wachsende Regulierungsanforderungen

In Europa bleibt der Markt den Analysten zufolge trotz wachsender Regulierungsanforderungen durch die EU-Richtlinie RED III aktiv. Der Schwerpunkt verlagert sich zunehmend vom Strom- auf den Wärmemarkt. Investitionsprojekte wie die 250-Millionen-Euro-Anlage von Solvay im spanischen Torrelavega oder die Umrüstung des Kohlekraftwerks im polnischen Częstochowa (Investitionsvolumen: 100 Millionen Euro) belegen diese Entwicklung. 

Ein Beispiel für die dynamische Wärmenachfrage ist Frankreich: Der staatliche Wärmefonds stellte 2024 und 2025 jeweils rund 800 Millionen Euro zur Verfügung. Ziel ist es, Biomasse verstärkt zur Dekarbonisierung industrieller Prozesswärme und der Fernwärme einzusetzen. 

In den USA treibt vor allem der Kohleausstieg die Entwicklung voran – auch in Verbindung mit BECCS-Technologien (Bioenergy with Carbon Capture and Storage). Brasilien bleibt das Zentrum des südamerikanischen Marktes. Die Studie rechnet dort mit einem weiteren Zubau von rund 3.000 MW bis 2034, vor allem durch die Zucker-, Ethanol- und Zellstoffindustrie. 

Die vollständige Studie „Biomass to Energy 2025/2026“ ist kostenpflichtig auf den Internetseiten von Ecoprog abrufbar.

„Mit dem neuen Ökostrom-Direkt- und Flexibilitätsvermarkter bündeln die Gesellschafterinnen ihre Kompetenzen und erschließen neue Geschäftsfelder“, heißt es in einer Mitteilung der Unternehmen. Danach ist jede Gesellschafterin zu 25 Prozent an dem Joint Venture beteiligt. Vermarktet werde ausschließlich Ökostrom – „strikt ohne Verbindungen zur Fossilindustrie“.

Mittelfristig will das Joint Venture mit Sitz in Hamburg neben der etablierten Direktvermarktung von Windparks, größeren Solar- oder Biomasseanlagen auch die Vermarktung von Photovoltaik-Kleinanlagen und haushaltsnahen Flexibilitäten wie etwa Batteriespeichern übernehmen. 

„Bei Handel Grün bleibt alles rein erneuerbar: Wir halten fossile Einflüsse fern, lassen Erlöse im Öko-Sektor und garantieren echte Unabhängigkeit – anders als bei Anbietern mit gemischten Portfolios, wo grüne Einnahmen oft in fossile Projekte fließen. So stärken wir die Wettbewerbsfähigkeit der Erneuerbaren und treiben die Dekarbonisierung ohne Abstriche voran“, erklärte Handel-Grün-Geschäftsführer Björn Sossong zur Neugründung. Die Direktvermarktung integriere Erneuerbare unmittelbar in den Strommarkt und optimiere Erlöse durch Kurz- und Langfristhandel. 

Start mit 400 MW

Das Joint Venture hat am 1. Januar 2026 den Betrieb aufgenommen. Erster angestrebter Meilenstein ist der Start der Ökostrom-Direktvermarktung ab dem dritten Quartal 2026. Im ersten Schritt will Handel Grün dafür die Vermarktung von Anlagen der vier Gesellschafterinnen mit einem Volumen von zunächst 400 MW übernehmen. Die Vermarktung von Anlagen externer Betreiber sowie die systemdienliche Vermarktung von Flexibilitäten sollen folgen. 

Handel Grün richtet sich an Anlagenbetreiber jeder Größe und übernimmt das gesamte Spektrum der Direktvermarktung: Prognosen und Handelsoptimierung, die Vermarktung nach Marktprämienmodell ebenso wie individuelle Power Purchase Agreements (PPA) inklusive Herkunftsnachweisen sowie die zuverlässige Absicherung gegen Ausgleichsenergierisiken. 

„Der Handel von Flexibilitäten und deren Optimierung sollen zukünftig fester Teil von Handel Grün werden. Dieser für die Energiewende essenzielle Baustein ermöglicht eine bessere Integration der Erneuerbaren und hebt damit auch wirtschaftliche Potenziale für Anlagenbetreiber“, so Maximilian Kloess, ebenfalls Geschäftsführer von Handel Grün.

Das von Rolf Berlemann geführte Versorgungsunternehmen ist nach eigenen Angaben in den Bereichen Strom, Gas, Wasser und Wärme zuständig für mehr als 110.000 Menschen. Sie leben in den Kommunen Drensteinfurt, Ennigerloh, Oelde, Ostbevern, Sendenhorst und Telgte.

Die Stadtwerke Ostmünsterland nutzen nun also die Dienste und Infrastruktur von Smartoptimo, um den Smart-Meter-Rollout in ihrem Versorgungsgebiet voranzubringen. Die Digitalisierung der Energiewende sei dadurch eine gemeinsame Aufgabe, so Rolf Berlemann gemäß einer Unternehmensmitteilung.

Die neue Zusammenarbeit hat bereits zu ersten Ergebnissen geführt. Mit dem Beitritt als Gesellschafter fiel zeitlich der Abschluss eines gemeinsamen Projekts zur Gateway-Administration zusammen. Smartoptimo-Geschäftsführer Fritz Wengeler hebt dabei den effektiven Austausch zwischen den Unternehmen hervor. Darauf ließen sich weitere Vorhaben im intelligenten Messwesen aufbauen.

Smartoptimo hat seinen Sitz im südniedersächsischen Osnabrück. Das Netzwerk an beteiligten und kooperierenden Stadtwerken ist inzwischen auf über 80 Unternehmen angewachsen. Mit den Ostmünsterländern sind nun 33 von ihnen auch Gesellschafter bei Smartoptimo. Sie decken einen Großteil der Mitte und des Nordens von Deutschland ab, bis zu den Stadtwerken Flensburg oder nach Hessen.

Zuletzt präsentierte das von Smartoptimo und den Stadtwerken Osnabrück unterstützte Osnabrücker Start-up Peer Metering im Herbst 2025 einen neuen Kommunikationsadapter. Per Funkverbindung lassen sich mit dem aufsteckbaren Gerät bis zu 30 Zähler an ein Gateway anschließen, auch durch dicke Wände in Mehrfamilienhäusern.

 
Im Jahr 2025 wurden rund drei Prozent des in Deutschland erzeugten Bruttostroms aus Wasserkraft gewonnen − das entspricht 16 Terawattstunden Strom. Wasserkraftwerke befinden sich hierzulande überwiegend in Süddeutschland. Bayern ist mit Abstand das Bundesland mit den meist gezählten Wasserkraftwerken.

Die bisher in Laboren an der Jade Hochschule erforschten Technologien und Methoden sollen künftig im Umspannwerk Maade im niedersächsischen Wilhelmshaven in einem realitätsnahen Umfeld getestet und weiterentwickelt werden. Dafür wurde mit dem „InnovationLab“ im Umspannwerk eine bisher einzigartige Testumgebung geschaffen, die Forschung und Praxis miteinander verbindet. 

 
„Dieses Projekt zeigt sehr deutlich, wie Hochschulen und Unternehmen gemeinsam Lösungen für die großen Herausforderungen unserer Zeit entwickeln können“, so Prof. Dr. Manfred Weisensee, Präsident der Jade Hochschule, mit ihren Studienorten in Wilhelmshaven, Oldenburg und Elsfleth. Die Kooperation zeichne sich besonders durch die Kombination von wissenschaftlicher Expertise, praktischer Anwendung und regionaler Verankerung aus. 

Auch Tennet misst der Zusammenarbeit große Bedeutung bei. CEO Tim Meyerjürgens: „Dieses Forschungsvorhaben ist ein absoluter Vorreiter auf internationaler Ebene. Die bisherigen Veröffentlichungen dazu erzeugen eine sehr positive Resonanz. Die Drohnentechnologie erlaubt es, künftig den Bau unseres Stromnetzes zu beschleunigen. Denn Drohnen können ihre Arbeiten in der Nähe von Anlagen, die in Betrieb sind, ausführen, ohne dass wir dabei Stromleitungen abschalten müssen.“ 

Echter Blaupausen-Charakter

„Das Projekt hat echten Blaupausen-Charakter“, erklärt Sebastian Azer, Projektleiter an der Jade Hochschule, die Besonderheit der Zusammenarbeit. Der Professor für elektrische Energie und Hochspannungstechnik betont: „Mit dem Innovation Lab im Umspannwerk Maade können wir unsere Forschungsergebnisse unter realen Bedingungen testen und verbessern, bevor sie im laufenden Betrieb eingesetzt werden. Dass Tennet auf Basis erster Projektergebnisse bereits Drohnen einsetzt, zeigt den Erfolg unserer Zusammenarbeit.“ 

Die Zusammenarbeit beider Projektpartner ist langfristig angelegt und soll nach Angaben des Übertragungsnetzbetreibers kontinuierlich weiterentwickelt werden. Ziel sei es, die gewonnen Erkenntnissen auch auf weitere Anlagen und Standorte zu übertragen, bis hin zu einer netzdeckenden Anwendung. 

Die neue Kiwigrid-Funktion ergänzt den Automatikbetrieb von Wärmepumpen um externe Eingriffsmöglichkeiten. Energiemanagementsysteme können damit gezielt auf Markt- oder Erzeugungssignale reagieren, ohne dass Endkunden aktiv eingreifen müssen. Über die Anbindung an die Kiwigrid-Plattform kann erkannt werden, ob eine Wärmepumpe steuerbar ist. Unterstützt werden sowohl SG-Ready-Geräte als auch Wärmepumpen mit EEBUS-Schnittstelle. Kiwigrid kündigt an, das unterstützte Geräteportfolio schrittweise zu erweitern.

Für die Steuerung stehen definierte Betriebsmodi zur Verfügung. Der Regular Mode bildet den Standardbetrieb ab. Im Boost Mode erhöht die Anlage ihre Leistung, um günstige Tarife oder hohe Eigenerzeugung zu nutzen. Ergänzend greift eine Dimming-Funktion nach Paragraf 14a EnWG, wenn Netzbetreiber temporäre Leistungsreduzierungen signalisieren. Diese Vorgaben erhalten Priorität und werden automatisch umgesetzt. Die Steuerbefehle können in Echtzeit oder per Zeitplan gesetzt werden. 

Grundlage für neue Tarifmodelle

Für Energieversorger eröffnet die Steuerung neue Optionen bei der Gestaltung dynamischer Tarife. Die Wärmepumpen reagieren automatisiert auf Preissignale und netzdienliche Zeitfenster. Das reduziert manuelle Eingriffe und erhöht die Planbarkeit auf Seiten der Anbieter.

Kiwigrid arbeitet nach eigener Auskunft bereits mit Kunden daran, die die neue Funktion kurzfristig in ihr Produktangebot zu integrieren. Über die neue Wärmepumpensteuerung lassen sich Tarifschwankungen, PV-Erzeugung oder Netzsignale intelligent berücksichtigen, ohne dass Endkunden aktiv eingreifen müssen. 

Durch die Kombination aus Boost- und Dimming-Modus lassen sich Lastverschiebungen gezielt umsetzen. Kiwigrid beziffert mögliche Verlagerungen von Netzbezügen auf Zeitfenster von bis zu fünf Stunden. Bezogen auf die wachsende Zahl der über Kiwigrid steuerbaren Wärmepumpen eröffnet das ein erhebliches Flexibilitätspotenzial, das sich perspektivisch in messbaren Energieeinsparungen und niedrigeren Leistungsspitzen niederschlägt, schreibt Kiwigrid in seiner Mitteilung weiter.

Kiwigrid, mit Hauptsitz in Dresden, entwickelt Technologien für digitales Energiemanagement in Gebäuden. Für Großkunden stellt Kiwigrid etwa mit der IoT-Plattform „KiwiOS“ eine Grundlage bereit, um eigene Produkte zur Steuerung dezentraler Energieanlagen zu entwickeln. Das Unternehmen beschäftigt mehr als 160 Mitarbeitende. Zu den Partnern zählen unter anderem Solarwatt, EKD, EWE, Tibber und „SpotMyEnergy“.

Bei der „aFRR“, auch Sekundärregelleistung genannt, handelt es sich um eine automatisch aktivierte Reserveleistung zur Stabilisierung der Netzfrequenz. Sie wird nach rund 30 Sekunden aktiviert und der Teilnehmer muss innerhalb von fünf Minuten die volle vereinbarte Leistung bringen, nachdem die Primärregelung (Frequency Containment Reserve, FCR) die erste Phase überbrückt hat.

Die „aFRR“ wird später durch die Minutenreserve abgelöst, auch „manuelle Frequenzregelreserve (mFRR)“ genannt. FCR, aFRR und mFRR zählen zu den zentralen Systemdienstleistungen, die Übertragungsnetzbetreiber zur Netzregelung einsetzen.

Fossile Kraftwerke ersetzt

Bislang kamen für diese Aufgaben vor allem fossile Regelkraftwerke zum Einsatz. Nach Angaben der beteiligten Unternehmen zeigen Prognose- und Regelungstechnologien von Windturbinenhersteller Enercon und Gridfuse, dass sich Windparks in Pools ebenso präzise steuern lassen wie konventionelle Anlagen.

Bereits seit Februar 2025 vermarktet Engelhart Flexibilität aus Onshore-Windparks am Markt für Minutenreserve. Rund 100 MW aus 20 Windparks stehen dort zur Verfügung. Nun wurden laut Engelhart erstmals drei Windparks des Betreibers Looft-Schmidt am Standort Huje in Schleswig-Holstein in die aFRR-Vermarktung überführt. Die verfügbare Flexibilität beträgt rund 28 MW.

Herausfordernde Präqualifikation

Die erforderliche Präqualifikation für den Regelenergiemarkt stellte die Projektpartner vor technische Herausforderungen. Dazu zählten nach Angaben von Gridfuse die Ermittlung einer präzisen Live-Vorhersage der möglichen Einspeisung sowie die Entwicklung eines übergeordneten Pool-Reglers. Ergänzend wurde eine Reglerfunktion für Regelenergie in den Parkregler von Enercon integriert. Damit sei es möglich, auch ältere Windparks für den Regelleistungsmarkt zu erschließen.

Die Projektumsetzung erfolgte nach Angaben der Beteiligten innerhalb weniger Monate. Dazu trugen die Zusammenarbeit zwischen Windparkgesellschaft, Enercon Service, dem Betreiber NTTB und dem Übertragungsnetzbetreiber Tennet Germany sowie die erforderlichen Prüfverfahren bei. Parkbetreiber erhielten dadurch zusätzliche Erlösmöglichkeiten, während Netzbetreiber von einer netzdienlichen Steuerung profitierten.

Mehr Potenzial erschließen

Konrad Wolf von Gridfuse sieht in Onshore-Windparks „ein erhebliches Potenzial für die aFRR“. Mit der geplanten Umstellung auf Viertelstundenzeitscheiben in der aFRR-Vermarktung eröffne sich die Möglichkeit, sowohl positive als auch negative Sekundärregelleistung anzubieten. Gridfuse entwickle die dafür notwendige Technologie seit mehreren Jahren.

Die Partner Engelhart, Gridfuse und Enercon testen nach eigenen Angaben weitere Anlagentypen für eine Lieferung von Regelleistung. Ziel ist es, das Portfolio für den Regelenergiemarkt zu erweitern und weiteren Kunden die Teilnahme zu ermöglichen.

Veranstalter ist die Messe Stuttgart. Fachlicher Partner ist der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) mit Sitz in Berlin. Energie & Management ist Medienpartner der Veranstaltung.

Die Volta-Xchange ist als zweitägiges Format angelegt. Am Vorabend des 25. Februar stehen eine Begrüßung, ein Markt- und Politikimpuls sowie eine Paneldiskussion auf dem Programm, gefolgt von einem Networking-Format. 

Der zweite Veranstaltungstag ist praxisorientiert gestaltet. In zwei parallelen Workshop-Strängen können die Teilnehmenden jeweils zwei Sessions wählen. Thematisch geht es unter anderem um die Stromversorgung von Industrieunternehmen, neue Geschäftsmodelle durch Elektrifizierung und Speicher, integrierte Energieprojekte in Kommunen und bei Stadtwerken, die Sektorenkopplung von Wärme und Mobilität sowie Gebäude als vernetzte Energiehubs.

Thomas Speidel, Präsident des BVES und CEO von ADS-Tec Energy, ordnet die Rolle von Speichern im Energiesystem ein: „Unsere Energieerzeugung wird zunehmend dezentral und volatil, der Verbrauch ebenfalls. Ein solches System funktioniert nur mit Speichern. Sie sind Voraussetzung für Versorgungssicherheit und Elektrifizierung in Industrie und Kommunen.“

Die Volta-Xchange ergänzt die Messe Volta-X als Dialog- und Austauschformat im Zwischenjahr. Die nächste Volta-X – Energy Systems Expo findet vom 2. bis 4. März 2027 ebenfalls auf dem Gelände der Messe Stuttgart statt.

Das Programm zur Konferenz Volta-Xchange steht auf der Webseite der Messe Stuttgart zur Verfügung, dort können auch Tickets für die Veranstaltung gebucht werden.

Der gelieferte Strom stammt aus bestehenden deutschen Wasserkraftwerken am bayerischen Fluss Inn. Insgesamt bezieht Lanxess im Rahmen des Vertrags rund 200 Millionen kWh Grünstrom, heißt es in einer Mitteilung des Energiekonzerns mit Sitz in Wien.

In Bayern sowie an der bayerisch-österreichischen Grenze betreibt der Verbund insgesamt 22 Laufwasserkraftwerke. Die installierte Leistung beträgt 1.040 MW, die jährliche Stromerzeugung liegt bei rund 5,9 Milliarden kWh, davon 4,0 Milliarden kWh für Bayern.

Nach Angaben des Unternehmens setzt Verbund bei seinen bayerischen Wasserkraftwerken auf ökologische Standards zum Schutz der Gewässerökologie. Bis 2030 sind dafür Investitionen von rund 100 Millionen Euro in Bayern und an der Grenze vorgesehen. Rund 30 Millionen Euro wurden bereits ausgegeben.

Im Vergleich zum deutschen Strommix enthalte die nun vereinbarte Stromlieferung rund 60.000 Tonnen weniger CO2, „womit Lanxess seinen CO2-Fußabdruck und den seiner Produkte aus den Standorten senkt“. Der Vertrag sei Teil der Konzernstrategie, die Produktion bis 2040 klimaneutral auszurichten.

Lanxess ist ein führender Spezialchemie-Konzern mit Hauptsitz in Köln und tätig in der Entwicklung, Herstellung und im Vertrieb von chemischen Zwischenprodukten, Additiven und verbrauchernahen Schutzprodukten. Im Jahr 2024 erzielte das Unternehmen einen Umsatz von 6,4 Milliarden Euro und beschäftigte rund 12.000 Mitarbeitende in 32 Ländern.

Stromlieferant ist die Svea Solar Deutschland GmbH, eine Photovoltaik-Hardware-Vertriebsgesellschaft mit Sitz in Köln, die ihre Wurzeln in Schweden hat. Das Unternehmen kümmert sich neben der Stromlieferung auch um die technische Umsetzung, also etwa die Installation des Smart Meters. Die soll in Pflichteinbaufällen kostenlos ein. Ikea hat in der Vertriebspartnerschaft allein die Vermittlerrolle.

„Die Einführung des dynamischen Stromtarifs ist für uns ein nächster logischer Schritt, um einen aktiven Beitrag zur Energiewende zu leisten. Wir wollen nachhaltige Energie für die vielen Menschen erschwinglich und zugänglich machen, unabhängig von Wohnform, Einkommen oder technischem Vorwissen“, kommentiert Jacqueline Polak, Expertin für Energielösungen bei Ikea Deutschland, den Vertriebstart.

Rabatt und Einkaufsgutschein

Die Grundgebühr für den dynamischen Tarif beträgt 6,99 Euro pro Monat. Für „Ikea Family“ und „Ikea Business Network Mitglieder“ gibt 15 Prozent Rabatt, sie zahlen monatlich 5,95 Euro. Zudem lockt die Möbelkette mit sechs Monaten ohne Grundgebühr, das gilt für Ikea-Mitglieder, die den Tarif bis 1. Februar abschließen. Und nach sechs Monaten Vertragslaufzeit winkt ein Einkaufsgutschein über 25 Euro bei Ikea.

Der Tarif biete „eine finanziell attraktive Alternative zu Fixpreisangeboten vieler traditioneller Versorger, da kein Risikoaufschlag enthalten ist“, wirbt der Möbelriese. Der dynamische Tarif ist monatlich kündbar.

Im Sommer 2021 hatte der Konzern in Schweden mit „Strömma“ einen eigenen Ökostromtarif ins Angebot genommen. Svea Solar ist seit dem Jahr 2020 in Deutschland vertreten. Nach eigenen Angaben beschäftigt der schwedische Dienstleister europaweit mehr als 900 Mitarbeitende.

Woik ist seit Jahresbeginn 2026 Verantwortlicher bei der Stadt- und Überlandwerke GmbH Lübben (SÜW), ebenfalls Brandenburg. Dort löst er eine Doppelspitze ab, die übergangsweise den Energie- und Wasserversorger geführt hatten.

Dies war erforderlich, weil Marcus Ende den Versorger nach nicht einmal zwei Jahren Amtszeit Ende Juni 2025 wieder verlassen hatte. Lübbens Energieversorger ist mit gut 30 Mitarbeitenden erheblich kleiner als die (STWB).

Für die frei gewordene Führungsposition bei den STWB hat die Kommune dort offenbar auch eine Lösung in nicht allzu weiter Ferne gefunden. Kaufmännischer Geschäftsführer und Woik-Nachfolger soll Jan Dworacek werden. Das berichtet die Märkische Allgemeine Zeitung.

Eine Sprecherin der Stadtwerke Brandenburg wollte auf Anfrage dieser Redaktion die Personalie allerdings noch nicht final bestätigen. Die Bestellung des kaufmännischen Geschäftsführers sei zum derzeitigen Zeitpunkt nicht erfolgt, sagte sie.

Am Wechsel Dworaceks besteht allerdings kein Zweifel. Er verlässt den Versorger in Bad Belzig. Dies bestätigte Belzigs Bürgermeister Robert Pulz (parteilos) auf Anfrage dieser Redaktion. Über das Procedere der Nachbesetzung sei im Gesellschafterkreis noch zu sprechen, so Pulz weiter.

In Bad Belzig hatte Jan Dworacek Anfang der 2020er-Jahre die kniffelige Aufgabe übernommen, die vor der Pleite stehenden Stadtwerke in eine stabile Zukunft zu führen (wir berichteten). Hoch riskante Warentermingeschäfte eines Ex-Geschäftsführers mit Strom hatten zu Verlusten von mehr als 20 Millionen Euro geführt.

In Bad Belzig ist dadurch der zweite Chefposten neben Thomas Tanneberg neu zu vergeben. Dworacek war seinerzeit der auserwählte Kandidat des zweiten Gesellschafters Eurawasser, einer Tochter des Entsorgungsmultis Remondis, der mit seinem Einstieg die Pleite der Stadtwerke verhindert hatte. Der Bürgermeister geht von einer „auskömmlichen Übergangszeit“ aus, um Dworaceks Stelle sorgfältig nachbesetzen zu können.

Davon haben am Berichtstag insbesondere Strom und CO2 in Form steigender Notierungen profitiert, während für Gas wieder andere Themen eine große Rolle spielten. Ein Handelskrieg zwischen den USA und Europa ist zunächst einmal abgewendet. Allerdings fragen sich viele Marktteilnehmer angesichts der erratischen US-Politik, wann der nächste Aufreger auf den Welthandel niederprasseln wird.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead legte 5,00 Euro auf 110,50 Euro/MWh im Base und 7,00 Euro auf 118,25 Euro/MWh im Peak zu. An der Börse kostete der Day-ahead 110,29 Euro/MWh in der Grundlast und 117,85 Euro/MWh in der Spitzenlast. 

Ursache für den annähernd gleichen Preis beim Day-ahead ist eine stabile Beiträge Einspeiseleistung der Erneuerbaren. So prognostiziert Eurowind 26,7 Gigawatt für den Berichtstag, während die Meteorologen mit 27,6 Gigawatt für den Freitag kaum mehr ermittelt hatten. Am Wochenende ist dagegen für Deutschland mit deutlich geringeren Mengen an Strom aus erneuerbaren Quellen zu rechnen. 

Am langen Ende legte das Strom-Frontjahr um 2,40 Euro auf 87,73 Euro/MWh zu. Händler führten die Zugewinne auf der Kurve auf die Erleichterung zurück, dass ein Handelskrieg mit den USA im Zusammenhang mit der Grönlandkrise fürs erste abgewendet wurde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag kräftig zugelegt. Der Dec 26 gewann bis 13.40 Uhr um 1,70 Euro auf 88,97 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 36,9 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 90,82 Euro, das Tief bei 87,75 Euro. Die Analysten von Redshaw Advisors sprechen von einer Erleichterungsrallye, nachdem sich in der Grönlandkrise eine deutliche Entspannung eingestellt hat. Die Marke von 88,55 Euro je Tonne wurde im Handelsverlauf vom Dec 26 genommen, was laut den Analysten, die weiterhin bullish für den Markt eingestellt sind, eine deutliche Verbesserung der technischen Situation am CO2-Markt bedingt.

Erdgas: Leichter haben sich die Erdgaspreise gezeigt. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 0,65 Euro auf 42,40 Euro/MWh. Am TTF fiel der Frontmonat Februar um 0,72 Euro auf immer noch sehr feste 39,03 Euro/MWh. Im frühen Geschäft wurden Preise für den Frontmonat sogar deutlich oberhalb von 40 Euro/MWh gesehen, getrieben durch Sorgen über eine steigende Heiznachfrage und einen Rekordanstieg der Preise in den USA. 

„Der europäische Markt hat mit seinem eigenen kalten Wetter und knappen Lagerbeständen zu kämpfen“, so die Analysten von ING. „Die Versorgungsängste in den USA werden diese Sorgen nur noch verstärken, da es zu Unterbrechungen der LNG-Lieferungen nach Europa kommen könnte.“ Die US-Erdgaspreise für Februar-Lieferungen schlossen in der vorangegangenen Sitzung um 25 Prozent höher. Aufgrund der Kälteprognosen und der EU-Gasvorräte, die nur bei 48 Prozent liegen, dürfte die Volatilität in naher Zukunft hoch bleiben, so die Analysten. 

Die Heating Degree Days für Deutschland belaufen sich laut MBI Research aktuell auf 129,4 nach 128,4 am Vortag. Das Saisonmittel beträgt 108,6.