Laut den Unternehmen betrifft das neue Verfahren Netzanschlussanträge unter anderem für Großbatteriespeicher, Rechenzentren, Elektrolyseure sowie andere große Stromverbraucher und Erzeuger. Es ersetzt das bisherige Windhundprinzip, bei dem Anträge nach dem Grundsatz „first come, first served“ bearbeitet wurden. Dieses Vorgehen habe in den vergangenen Jahren zu einer starken Überzeichnung der verfügbaren Netzanschlusskapazitäten geführt.

Anträge in Zeitfenstern einreichen

Nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber werden Anträge künftig in festen Zeitfenstern gesammelt und anschließend gemeinsam bewertet. Übersteigt die Zahl der eingereichten Projekte die verfügbaren Kapazitäten, sollen diejenigen Vorhaben priorisiert werden, die den höchsten Reifegrad aufweisen. Diese Projekte erhalten dann ein konkretes Angebot inklusive Zeitplan für den Netzanschluss.

Die Bewertung erfolgt auf Basis transparenter und nachprüfbarer Kriterien. Dazu zählen laut den Übertragungsnetzbetreibern unter anderem der Stand der Flächensicherung und der Genehmigungen, das technische Anlagen- und Anschlusskonzept, die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit der Antragsteller sowie der Netz- und Systemnutzen des jeweiligen Projekts. Ziel sei es, bei knappen Kapazitäten Vorhaben mit hoher Umsetzungswahrscheinlichkeit bevorzugt zu berücksichtigen.

Beispiele anderer Länder genutzt

Das Reifegradverfahren soll aus Sicht der Unternehmen einen strukturierten, diskriminierungsfreien und besser planbaren Prozess schaffen. Vergleichbare Modelle seien bereits in anderen europäischen Ländern wie Großbritannien und Norwegen im Einsatz. Die Übertragungsnetzbetreiber halten es für sinnvoll, das Verfahren europarechtlich durch die Bundesnetzagentur bestätigen zu lassen. Zudem regen sie an, die gesetzlichen Grundlagen für Netzanschlussverfahren entsprechend zu konkretisieren.

Unabhängig vom neuen Verfahren werde die Nachfrage nach Netzanschlüssen das Angebot weiterhin übersteigen, insbesondere bei Schaltfeldern, betonen die Unternehmen. Um Netzanschlüsse volkswirtschaftlich effizient zu nutzen, empfehlen die Übertragungsnetzbetreiber daher gesetzlich festgelegte Kontingente für bestimmte Technologien. Diese sollten sich am Bedarf des Gesamtsystems orientieren, damit beispielsweise Batteriespeicher, Elektrolyseure, Industrieanlagen, Kraftwerke und Rechenzentren angemessen berücksichtigt werden.

Hintergrund des Verfahrens

Hintergrund des neuen Verfahrens ist ein starker Anstieg der Netzanschlussanfragen in den vergangenen zwei Jahren. Nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber lagen zum Ende des dritten Quartals 2025 insgesamt 717 Netzanschlussanträge mit einer kumulierten Leistung von rund 270.000 MW vor. Davon entfielen 545 Anträge mit zusammen 211.000 MW auf Großbatteriespeicher. Zusätzlich schätzt der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), dass auf Ebene der Verteilnetzbetreiber weitere Anträge für Großbatteriespeicher mit knapp 600.000 MW Leistung vorliegen.

Zum Vergleich: Im Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan 2037/2045 aus dem Jahr 2025 wird für das Jahr 2035 ein Bedarf an Großbatteriespeichern zwischen 41.000 MW und 94.000 MW erwartet, abhängig vom Ausbau der erneuerbaren Energien und der Entwicklung des Stromverbrauchs. Für rund 51.000 MW an Großbatteriespeichern haben die Übertragungsnetzbetreiber bereits Netzanschlusszusagen erteilt. Weitere Anträge sollen, sofern sie noch nicht abschließend bearbeitet wurden, in das neue Reifegradverfahren überführt werden.

Das Netzanschlusskonzept der ÜNB steht als PDF zum Download bereit.

Betreiber müssten abwägen, ob sie 2026 an Ausschreibungen teilnehmen oder auf ein angekündigtes Biomassepaket 2.0 setzen, erläuterte Netzwerk-Geschäftsführer Uwe Welteke-Fabricius. Hinzu kommt die Frage, ob bestehende Anlagen flexibilisiert, Satelliten errichtet oder Wärmekonzepte erweitert werden sollen. Nach Einschätzung der Flexperten erschwert vor allem die fehlende Planungssicherheit Investitionsentscheidungen über 2026 hinaus.

Politik und Verbände stehen dabei erneut unter Zeitdruck. Sie müssen Mehrheiten für eine Fortsetzung des bisherigen Kurses finden, um den Weiterbetrieb biogener Anlagen zu sichern. Laut Welteke-Fabricius plant das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE), noch in diesem Jahr erste neue fossile Kraftwerke im Rahmen der Kraftwerksstrategie auszuschreiben. Biogas könne dabei „zum Ausgleich“ eine Rolle spielen. Bundesministerin Katherina Reiche (CDU) habe jedoch klargestellt, dass Biogasförderung im Erneuerbare-Energien-Gesetz und ein künftiger Kraftwerksmechanismus getrennte Instrumente bleiben sollen.

Weitere Themen sind das Geothermie-Beschleunigungsgesetz mit der Privilegierung von Batteriespeichern im Baugesetzbuch sowie die aus Sicht der Flexperten verpasste Möglichkeit, auch Satelliten-Speicherkraftwerke baurechtlich zu privilegieren. Diskutiert werden außerdem der Industriestrompreis, die Senkung der Netzentgelte und die Reform der Netzentgeltsystematik, die laut Branchenvertretern neue Flexibilitäten mobilisieren könnte.

Auswertung der Biomasse-Ausschreibung

Die Ausschreibungsrunde für Biomasse vom 1. Oktober 2025 verlief erfolgreich. Nach Angaben der Flexperten wurden rund 1.000 MW Leistung geboten, davon 814 MW bezuschlagt. Rund 400 Anlagen mit jeweils bis zu 1.000 kW installierter Leistung erhielten Zuschläge. Die Ergebnisse deuteten auf eher grundlastorientierte Konzepte hin, so das Netzwerk. Für viele Betreiber sei die kurzfristige Kürzung der Betriebsstunden problematisch gewesen. Die verpflichtende Flexibilisierung zwinge Anlagenbetreiber, entweder Leistung zu drosseln oder Satelliten zu errichten.

Für Betreiber rücke damit die Orientierung in den kommenden Monaten in den Fokus. Ein Gasnetzanschluss setzt ausreichende Gasmengen, langfristige Abnahmeverträge für Biomethan und bankfähige Laufzeiten voraus. Alternativ könnten Clusterlösungen mit Partnern entstehen. Chancen sehen die Flexperten auch in der Wärmenutzung: Wer im Umkreis von vier bis sechs Kilometern größere Siedlungen versorgen kann, sollte laut Welteke-Fabricius frühzeitig mit Kommunen sprechen und die kommunale Wärmeplanung aktiv begleiten.

Speicher jetzt planen und einreichen

Der Umbau zu Speicherkraftwerken ist nach aktueller Rechtslage nur bis zur Ausschreibung am 1. Oktober 2026 abgesichert. Zusätzliche Unsicherheiten ergäben sich aus der geplanten Neuregelung der Biomethan-Einspeisung. Die Gasnetzzugangsverordnung und die Gasnetzentgeltverordnung sind Ende 2025 ausgelaufen. Bislang wurden die Anschlusskosten überwiegend auf die Gaskunden umgelegt. Künftig steht eine stärkere Kostenbeteiligung der Anlagenbetreiber im Raum, was insbesondere kleinere Anlagen betreffen würde.

Auch die Marktsignale verändern sich. Negative Strompreise treten seltener auf, die Preise liegen aber häufig knapp über Null. Ursachen sind laut Marktbeobachtern unter anderem Marktprämien und zunehmende Selbstabschaltungen. Flexible Verbraucher mit dynamischen Tarifen verstärken diese Effekte.
  Berliner Signale

Impulse aus Berlin brachte zudem der Handelsblatt-Energiegipfel Ende Januar. Jan Gustav Franke, Geschäftsführer der Utility Partners GmbH aus Mönchengladbach, berichtete, dass das künftige Energiesystem überwiegend strombasiert gedacht werde. Die Nutzung von Flexibilitäten jenseits großer Gaskraftwerke bleibe jedoch offen. Positiv hervorgehoben worden sei Biomethan als heimische Ressource für Versorgungssicherheit. Flexibilisierungsoptionen biogener Anlagen seien allerdings bislang kaum Teil des energiepolitischen Diskurses, bedauerte Franke.

Aus Sicht der Flexperten sollte sich das ändern. Biogas- und Biomethananlagen könnten einen Beitrag zu Resilienz und Systemstabilität leisten, wenn die politischen Rahmenbedingungen dies zulassen. Dafür braucht es aus Branchensicht zeitnah verlässliche Entscheidungen.

Nach Angaben der Kommission bestehen vorläufige Anhaltspunkte dafür, dass Goldwind staatliche Unterstützungen in Form ausländischer Subventionen erhalten haben könnte, die den Wettbewerb im europäischen Binnenmarkt verzerren. Untersucht werden unter anderem mögliche Zuschüsse, steuerliche Vergünstigungen sowie Vorzugsfinanzierungen in Form von Darlehen.

Diese könnten nach Einschätzung der Kommission die Wettbewerbsposition von Goldwind stärken und Auswirkungen auf den Markt für Windenergieanlagen und zugehörige Services in der EU haben. Das Verfahren wurde von der Kommission aus eigener Initiative angestoßen und greift einem abschließenden Ergebnis ausdrücklich nicht vor.

Goldwind Science & Technology ist ein chinesischer Windkraftanlagenhersteller, der weltweit tätig ist. Im Jahr 2024 installierte Goldwind weltweit rund 20.549 MW Windkraftleistung und erzielte laut Geschäftsbericht einen Umsatz von umgerechnet 7,35 Milliarden Euro. Der Großteil der Aktivitäten entfällt auf den chinesischen Heimatmarkt, zugleich ist Goldwind auch in Europa präsent.

Zum Auslandsgeschäft zählt auch die Vensys Energy AG mit Sitz in Neunkirchen im Saarland. Das Unternehmen entwickelt und fertigt getriebelose Windenergieanlagen. Vensys ist seit 2008 mehrheitlich im Besitz von Goldwind, der über eine deutsche Tochtergesellschaft 70 Prozent der Anteile hält.

Die Technologie von Vensys wird sowohl in Europa als auch über Lizenzmodelle in anderen Regionen der Welt eingesetzt. Nach Angabe der Plattform Windenergie in Deutschland sollen in 34.000 Windkraftanlagen Technik von Vensys zum Einsatz kommen.

Die vertiefte Untersuchung der EU-Kommission erfolgt vor dem Hintergrund der seit Juli 2023 geltenden Verordnung über ausländische Subventionen. Ziel ist es, Wettbewerbsverzerrungen durch staatliche Unterstützungen aus Drittstaaten festzustellen und gleiche Wettbewerbsbedingungen für alle Unternehmen im Binnenmarkt sicherzustellen. Am Ende des Verfahrens kann die Kommission Verpflichtungszusagen akzeptieren, Abhilfemaßnahmen verhängen oder das Verfahren ohne Beanstandungen abschließen.

Aber schon dieser Augenblick reicht aus, damit in der Landeshauptstadt in Cafés und Geschäften kurz die Lichter flackern und in Büros auf einen Schlag das Internet ausfällt. Auf den Straßen hat der kurzzeitige Stromausfall dagegen größere Auswirkungen. In vielen Teilen der Stadt fallen die Ampeln aus, Streifenpolizisten eilen zu größeren Kreuzungen und regeln den Verkehr, die Stadtbahnen bleiben zeitweise stehen − und auch die Feuerwehr muss mehrfach ausrücken. 

Für den Mitarbeiter hat der kleine Fehler immerhin wohl keine größeren Folgen − zumindest was den Arbeitsplatz angeht. „Wir stehen zu unseren Mitarbeitern“, sagte Fabian Rathmann, Bereichsleiter Netzbetrieb, auf die Frage, ob der Kollege nun etwas zu befürchten habe. Aber: Der Vorfall ging wohl auch an dem erfahrenen Kollegen nicht spurlos vorbei. „Dem Mitarbeiter persönlich geht es natürlich erst mal nicht gut.“ 

Kunden konnten nur Flackern bemerken 

Kundinnen und Kunden mit einem Niederspannungsanschluss, also die normalen Stromkunden, hätten von dem Abfall höchstens ein Flackern bemerken können, teilte der Netzbetreiber mit. „Private Haushalte waren lediglich vereinzelt von dieser Störung betroffen.“ Kundenanlagen, die mit einer automatischen Unterspannungssicherung ausgestattet sind, sind aber teils ausgefallen.

Die Feuerwehr musste zu mehreren Einsätzen ausrücken, im ganzen Stadtgebiet lösten Brandmeldealarme aus. Auch größere Rettungsaktionen, etwa wegen eingeschlossener Menschen in Fahrstühlen, blieben einem Feuerwehrsprecher zufolge aus. Am Mittag ging die Zahl der Einsätze demnach deutlich zurück, man kehre in den Normalmodus zurück, so der Sprecher. Auch die Polizei rückte zu einigen Einsätzen aus. Wegen des Stromausfalls lösten Alarmanlagen aus, etwa in Juweliergeschäften. Bis in den Nachmittag hinein waren zudem Ampeln ausgefallen und Einsatzkräfte mussten den Verkehr an größeren Kreuzungen regeln. 

Die Menschen in der Stadt konnten zudem zeitweise mit ihren Smartphones nicht mehr telefonieren, das Mobilfunknetz und das Internet fielen nach Angaben der Anbieter Telekom und Vodafone zeitweilig aus.

Rund 20 Minuten keine Internetverbindung 
„Insgesamt 5.250 Kunden in der Landeshauptstadt konnten im Zeitfenster 9.45 Uhr bis 10.15 Uhr für jeweils etwa 15 bis 20 Minuten das Internet nicht nutzen und auch nicht telefonieren“, teilte ein Vodafone-Sprecher mit. Betroffen seien sowohl Mobilfunk- als auch Kabelkunden gewesen. Die Telekom konnte zunächst nicht sagen, wie viele Nutzerinnen und Nutzer betroffen waren. 

Die Fahrgäste von Stadtbahnen mussten zeitweise in den Zügen ausharren, auch sie blieben stehen. Sie habe in einer Stadtbahn gesessen, die für mehrere Minuten nicht habe weiterfahren können. Die S-Bahnen und der Regionalverkehr der Deutschen Bahn (DB) waren einem Bahnsprecher zufolge nicht betroffen. Auch am Flughafen hatte der Stromausfall keine Auswirkungen. 

Hunderte E-Auto-Ladesäulen betroffen 

Von dem Spannungsabfall sind auch Teile der Ladeinfrastruktur für Elektroautos in Mitleidenschaft gezogen worden. Dies teilten die Stadtwerke Stuttgart (SWS) mit. Betroffen seien etwa 360 halböffentliche Ladepunkte der SWS im Stadtgebiet, überwiegend in den Stuttgarter Tiefgaragen und an städtischen Standorten. Die Wiederinbetriebnahme laufe, sämtliche Überprüfungen vor Ort sollten bis Freitag abgeschlossen sein.

Nach Angaben von Stuttgart Netze fällt in Stuttgart im Jahr acht Minuten der Strom aus. Im Bundesgebiet seien es 13 Minuten jährlich. Der Sprecher sagte, so ein Ereignis wie am Donnerstag sei ihm in der jüngeren Vergangenheit in Stuttgart nicht bekannt. In Stuttgart gibt es insgesamt 26 Umspannwerke.

Für die Technologien im Bereich der Erneuerbaren werden nach den Ermittlungen der EU-Kommission 26 kritische Rohstoffe (CRM) benötigt. In Brüssel hat man sich zum Ziel gesetzt, die Einfuhren dieser Rohstoffe zu diversifizieren. Darüber hinaus sollen bis 2030 mindestens zehn Prozent des Bedarfs selbst gefördert, mindestens 40 Prozent in der EU verarbeitet und 25 Prozent durch Recycling zurückgewonnen werden.

Diese Ziele wird die EU nach Ansicht des ERH nicht erreichen. Bei der Diversifizierung der Einfuhren sei man kaum vorangekommen, heißt es in dem Prüfbericht. Vor allem die Abhängigkeit von China sei nach wie vor hoch. So beziehe die EU 97 Prozent ihres Magnesiums aus der Volksrepublik und 71 Prozent des Galliums. Für Wolfram, Grafit, Arsen, Baryt und Germanium liegen die Lieferanteile Chinas deutlich über 30 Prozent. Zwei Drittel des Phosphors bezieht die EU aus Kasachstan, nahezu genauso groß ist die Abhängigkeit beim Antimon von der Türkei, die außerdem das gesamte Bor liefert, das in der EU gebraucht wird. Bei der Verarbeitung erreicht die EU den selbst gesetzten Zielwert von 40 Prozent bislang nur bei Lithium, Magnesium, Galliumd und Metallen aus seltenen Erden.

Die Schwierigkeiten beginnen damit, dass man in Brüssel nur eine vage Vorstellung davon hat, wie sich der Bedarf welcher CRM entwickelt und welche Bedeutung jeder einzelne dieser Rohstoffe für die Energiewende hat. Es sei „unklar, wie sie zur Verwirklichung der EU-Ziele für erneuerbare Energien“ beitrügen. Die Qualität der alle zwei Jahre aktualisierten Liste der CRM müsse verbessert werden, fordern die Rechnungsprüfer. Die in den letzten Jahren abgeschlossenen Freihandelsabkommen sollten einen Beitrag zur Diversifizierung leisten, hätten bislang aber nicht zu einem breiteren Angebot geführt. Die geopolitische Lage und Wettbewerbsverzerrungen gefährdeten weiter die Versorgungssicherheit.

Die EU verfügt zwar über eigene Vorkommen von CRM, ihre Nutzung wird jedoch durch zahlreiche Schwierigkeiten behindert. So sei die Exploration von Lagerstätten unterentwickelt, die Genehmigung neuer Minenprojekte langwierig und komplex. „Neben administrativen Hindernissen wirken sich auch ökologische und soziale Erwägungen auf die Dauer der Genehmigungsverfahren aus.“ Zwischen der Entscheidung, ein Minenprojekt in Angriff zu nehmen, und dem Betriebsbeginn könnten leicht 20 Jahre vergehen. Darunter leide auch die Finanzierbarkeit der Projekte.

Die meisten CRM werden nicht nur im Ausland gewonnen, sondern dort auch verarbeitet. Die EU verfügt daher nicht mehr über die Technologien, die für die Aufbereitung und Verarbeitung nötig wären. Wegen des oft hohen Energieverbrauchs sind sie in der EU auch nicht wettbewerbsfähig.

Durch ein leistungsfähiges Recycling könnte der Importbedarf zwar reduziert werden. Es funktioniert bislang aber nur für CRM, die in großen Mengen verwendet werden wie Kupfer oder Alumium. Von den 26 für die Energiewende kritischen Rohstoffen, erreichen sieben Recyclingquoten zwischen ein und fünf Prozent, zehn Rohstoffe werden gar nicht wiederverwertet. Selbst für Lithium, ein entscheidendes Vorprodukt für die Batterieherstellung, liegt die Recyclingquote bei null. Für CRM, die nur in geringen Mengen oder in komplexen Produkten eingesetzt würden, sei das Recycling immer noch unterentwickelt, da nicht wirtschaftlich, schreibt der ERH.

Niedrige Sammelquoten, geringe Mengen, hohe Energiekosten und ein Mangel an einsatzfähigen Technologien insbesondere zur Trennung und Reinigung führen nach Ansicht der Rechungsprüfer dazu, dass wiedergewonnene CRM nur selten wettbewerbsfähig seien und zu wenig in das Recycling investiert werde.
  Die Wiederverwertung werde zudem durch unterschiedliche Vorschriften in den Mitgliedsstaaten behindert. Da etwa Elektronikabfall innerhalb der EU nicht ohne weiteres über die nationalen Grenzen bewegt werden kann, landeten große Mengen davon wieder in Drittstaaten, was die Skalierung innerhalb der EU zusätzlich behindere.

Der Bericht des ERH zeigt einmal mehr, dass man die Energiewende in Brüssel nicht zu Ende gedacht hat. Das gilt nicht nur für die neuen Abhängigkeiten, in die man sich mit den neuen Technologien begibt. Von China abhängig zu sein, könnte die Versorgungssicherheit am Ende stärker beeinträchtigen als russische Pipelines. Auch das hohe Tempo, das die Kommission vorlegen wollte, hält dem Realitätstest nicht stand.

Der Offshore-Windpark He Dreiht, der derzeit in der deutschen Nordsee gebaut wird, ist eines der größten Offshore-Windprojekte in Europa. Mit einer installierten Leistung von 960 MW soll er einen wesentlichen Beitrag zur Versorgung Deutschlands mit erneuerbaren Energien leisten. Der Großteil des dort erzeugten Stroms ist bereits über langfristige Stromabnahmeverträge abgesichert. Über die verbleibenden Strommengen führt EnBW Gespräche mit weiteren potenziellen Abnehmern.

Solarstrom für die Stahlherstellung

Thyssenkrupp Steel und Sunnic Lighthouse, Stromvermarkter und Tochterunternehmen der Enertrac AG, haben ein PPA zur Lieferung von Solarstrom abgeschlossen. Der Vertrag umfasst eine Leistung von 67 MW, die von neun PV-Anlagen zur Verfügung gestellt werden. Sunnic Lighthouse übernimmt, wie es in einer Mitteilung des Unternehmens heißt, die strukturierte Lieferung des Solarstroms inklusive Prognose sowie das Fahrplanmanagement.

„Gerade in Zeiten komplexer Debatten um staatliche Eingriffe und Preisdeckel braucht die Industrie vor allem eines: verlässliche und einfache Lösungen, die heute abgeschlossen werden können“, erklärte dazu Arved von Harpe, Geschäftsführer von Sunnic Lighthouse. „PPAs aus erneuerbaren Energien liefern günstigen Strom ohne staatliche Förderung.

Dass sich eines der größten Industrieunternehmen Deutschlands für dieses Modell entschieden hat, zeigt, dass PPAs nach wie vor eine attraktive Option für die Strombeschaffung sind – auch für unsere energieintensive Wirtschaft.“ Dennis Becher, Head of Energy Management bei Thyssenkrupp Steel: „Durch die Zusammenarbeit mit Sunnic schreiten wir bei unserer Transformation hin zu einer CO2-ärmeren Produktion voran. PPAs sind dabei ein wichtiger Baustein unserer Energiestrategie.“ 

Nach Kraftstoff- jetzt die Strompartnerschaft

Total Energies und der Flugzeugbauer Airbus haben Verträge zur Versorgung aller wichtigen Airbus-Standorte in Deutschland und dem Vereinigten Königreich mit Grünstrom unterzeichnet. Sie umfassen die Lieferung von 3,3 Milliarden kWh, der Strom stammt aus erneuerbaren Erzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung von 200 MW. Ab 2027 soll damit rund die Hälfte des Strombedarfs der betroffenen Standorte gedeckt werden.

„Nach der Ankündigung unserer Partnerschaft im Bereich nachhaltiger Flugkraftstoffe im vergangenen Jahr freuen wir uns, diese Stromabnahmeverträge mit Airbus in Deutschland und im Vereinigten Königreich zu unterzeichnen – zwei Ländern, in denen Total Energies seine Produktionsbasis und seinen Absatz rasch ausbaut“, erklärte Stéphane Michel, President Gas, Renewables & Power bei Total Energies.

Flexibilität aus Batteriespeichern

Der Energiekonzern Engie und der Speicherspezialist Return haben eine langfristige virtuelle Flexibilitätsvereinbarung (virtual Flexibility Purchase Agreement – vFPA) für den deutschen Markt unterzeichnet, die ab 2027 in Kraft tritt. Das Agreement umfasst 100 MW an virtueller Speicherkapazität (BESS) und ist nach Angaben der Unternehmen damit das bisher größte vollständig festpreisbasierte vFPA in Europa. Die zugrunde liegende Flexibilität stammt aus einem dezentralen Portfolio von Batteriespeichersystemen in ganz Deutschland. 

Das vFPA-Modell verschaffte Engie, wie es in einer Pressemitteilung heißt, langfristige Planungssicherheit bei Flexibilitätskapazitäten. Die Flexibilität werde in einem einzigen virtuellen Portfolio gebündelt und dem Markt zur Verfügung gestellt. So unterstütze sie den Ausgleich von Stromangebot und -nachfrage bei starken Schwankungen in der Erzeugung aus erneuerbaren Energien. Die Vereinbarung unterstütze zudem das Ziel von Engie, den Kundinnen und Kunden zunehmend Grünstromlösungen anzubieten. 

Martin Daronnat, Head of Flexibility and Structured Origination Germany bei Engie nennt das in einer Unternehmensmitteilung von einem wichtigen Meilenstein im europäischen Flexibilitätsmarkt. Flip van der Weijden, Head of Growth bei Return, kündigte an, die Zusammenarbeit mit Engie in Europa weiter auszubauen.

Die Analyse zeige, dass selbst wirtschaftlich rentable Effizienzmaßnahmen häufig an kurzfristigen Investitionskriterien scheitern. Unklare Zuständigkeiten in den Unternehmen und fehlende Planungssicherheit erschweren zusätzlich Entscheidungen. Hinzu kommt laut PWC ein ungünstiges Strom-Gas-Preisgefüge, das insbesondere die Elektrifizierung von Prozesswärme behindert. Unsicherheiten über die künftige Energiepreisentwicklung sowie regulatorische Vorgaben erhöhen aus Sicht vieler Unternehmen das Investitionsrisiko.

Ein weiteres Hemmnis sieht die Studie in organisatorischen Strukturen. Oft entscheiden andere Stellen über Investitionen, als die, die später von geringeren Energiekosten profitieren. Dadurch fehlten Anreize, Maßnahmen umzusetzen, auch wenn sie sich betriebswirtschaftlich rechnen. Deneff-Vorstand Christian Noll spricht von einem systematischen Problem. „Energie effizienter zu nutzen, ist wirtschaftlich sinnvoll, wird aber durch bestehende Entscheidungslogiken gebremst“, so Noll.

Fünf Handlungsfelder benannt

PWC identifiziert fünf Handlungsfelder, in denen besonders viele wirtschaftliche Potenziale ungenutzt bleiben. Dazu zählt der Einsatz industrieller Wärmepumpen, die Abwärme auf ein für Produktionsprozesse geeignetes Temperaturniveau anheben können. In der Praxis verhindern laut der Studie jedoch hohe Stromkosten und fehlende Netzanschlüsse eine breite Anwendung.

Auch Hochtemperatur-Wärmespeicher könnten Unternehmen helfen, Prozesswärme flexibler bereitzustellen. Sie ermöglichen es, Energie bei günstigen Preisen aufzunehmen und zeitversetzt zu nutzen. Regulatorische Hürden und bestehende Preisstrukturen mindern jedoch ihre Wirtschaftlichkeit, wie PWC feststellt.

Ein weiteres Feld ist die systematische Nutzung von Abwärme. In vielen Betrieben gehe Wärme verloren, weil innerbetriebliche Netze fehlen oder nur Einzelmaßnahmen gefördert werden. Laut der Studie könnten integrierte Wärmenetze erhebliche Einsparungen ermöglichen, würden bislang aber kaum umgesetzt.

Schnelle Maßnahmen möglich

Als vergleichsweise einfach und schnell wirksam beschreibt PWC Maßnahmen im Energiemanagement und beim Nutzerverhalten. Monitoring, intelligente Steuerung und geschulte Beschäftigte könnten den Energieverbrauch deutlich senken. Dennoch fehlten im Betriebsalltag oft klare Zuständigkeiten und Aufmerksamkeit. Die im Energieeffizienzgesetz vorgesehenen Energiemanagementsysteme bildeten dafür die Grundlage, würden aber nicht überall konsequent genutzt.

Schließlich verweist die Studie auf die Bedeutung technischer Isolierung. Maßnahmen wie die Dämmung von Rohrleitungen gelten als ausgereift und kostengünstig, würden intern jedoch häufig als nachrangig behandelt. Dadurch blieben vermeidbare Wärmeverluste bestehen.

Besonders deutlich zeige sich das Umsetzungsdefizit laut PWC bei einfachen Maßnahmen mit kurzen Amortisationszeiten. Dazu zählen die Abwärmerückführung oder ein konsequentes Energiemanagement. Obwohl sie geringe Investitionen erfordern, setzten viele Unternehmen sie nicht um.

Effizienz in den Vordergrund rücken

Die Autoren der Studie betonen daher das Prinzip „Energy Efficiency First“. Unternehmen sollten ihren Energiebedarf senken, bevor sie neue Erzeugungs- oder Versorgungslösungen aufbauen. Jede eingesparte kWh reduziere Kosten und Risiken und erleichtere den Umbau industrieller Prozesse. Voraussetzung seien verlässliche politische Rahmenbedingungen und transparente Energiemanagementsysteme.

Die Deneff warnt dabei vor einer Abschwächung des Energieeffizienzgesetzes. Ein Ende des vergangenen Jahres bekannt gewordener Entwurf habe bereits für Verunsicherung gesorgt und Investitionen gebremst, so Noll. „Wer etablierte Standards und Anforderungen verwässert, verzögert Investitionen – und schwächt den Standort“, mahnt er.

Die PWC-Studie zu Energiesparhindernissen steht als PDF zum Download bereit.

Da durch die Energiewende deutlich mehr Strom produziert als benötigt wird, exportiert Deutschland Strom in europäische Länder. Die Schweiz erhielt zuletzt die höchste Strommenge, gefolgt von Österreich und Frankreich. Zugleich importiert Deutschland Strom bei Bedarf von seinen Nachbarn. Dänemark stach bei der Betrachtung des Stromaustauschsaldos heraus – hier importierte Deutschland mehr Strom, als es nach Dänemark exportierte. Der Austausch dient der Nutzung des jeweils am günstigsten erzeugten Strom, der meist aus erneuerbaren Quellen stammt.

Ziel des Verfahrens sei es, gerichtlich feststellen zu lassen, dass die verwendete Preisberechnungsformel rechtswidrig und die damit einhergehende Preiserhöhungen unwirksam seien.

Der kommunale Energieversorger mit Sitz in Neubrandenburg beliefert nach VZBV-Angaben rund 27.500 Haushalte mit Fernwärme. Grundlage für die Preisbildung ist eine Formel mit mehreren variablen Faktoren. Allerdings fehle es dabei an der erforderlichen Transparenz und Nachvollziehbarkeit.

„Der Verbraucherzentrale Bundesverband ist der Meinung, dass die von den Stadtwerken Neubrandenburg verwendete Formel nicht den gesetzlichen Anforderungen genügt“, heißt es weiter. Sollte das Gericht dieser Bewertung folgen, wären die Preiserhöhungen der vergangenen Jahre unwirksam und Erstattungsansprüche denkbar.

Betroffene Kunden können ihre Ansprüche oder Rechtsverhältnisse, soweit sie Gegenstand der Klage sind, in das Verbandsklageregister beim Bundesamt für Justiz eintragen lassen. Erfasst sind Fernwärmeabrechnungen, die nach dem 31. Dezember 2021 erstellt wurden. Das Register wurde im Januar 2026 im Zusammenhang mit der Verbandsklage eröffnet.

Nach Angaben der Verbraucherzentrale hat der VZBV die Sammelklage beim Oberlandesgericht Rostock eingereicht. Das Verfahren umfasst mehrere Verfahrensschritte, darunter eine mündliche Verhandlung. Erst nach Abschluss des gerichtlichen Verfahrens wird feststehen, ob die Preisanpassungen rechtlich Bestand haben oder ob sich für betroffene Kunden Ansprüche ergeben.

Im Rahmen der Start-up Energy Transition (Set) Pilots wird ihr Beitrag zu einer kosteneffektiven Optimierung des Energiesystems untersucht, wie die Dena am 5. Februar mitteilte. Konkreter Anwendungsfall in Kassel ist ein Bürostandort des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE). Digitale Lösungen sollen für ein flexibles Energiesystem unter realen Bedingungen erprobt und weiterentwickelt werden.

Kasseler Gebäude im Test

Der IEE-Standort verfügt über eine Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge, eine Photovoltaikanlage (PV) und eine Wärmepumpe. Bei der Steuerung sind ein dynamischer Stromtarif, zeitvariable Netzentgelte sowie eine netzorientierte Steuerung gemäß § 14a EnWG berücksichtigt. Das Fraunhofer IEE koordinierte das Projekt und entwickelte die KI-Algorithmen.

Zwei Unternehmen als weitere Projektpartner übernahmen diese Aufgaben: Smartplace integrierte die steuerbaren Anlagen und implementierte den KI-Agenten auf der Edge-Komponente, Teleseo stellte die Smart-Meter-Infrastruktur und eine sichere Datenübertragung bereit. Im Pilotbetrieb zeigte sich, dass die heute regulatorisch und technisch geforderte Infrastruktur für eine KI-basierte, markt- und netzdienliche Steuerung von Gebäudeverbräuchen zuverlässig zusammenspielt.

Der eigens entwickelte KI-Agent bewies laut Projektpartnern seine Leistungsfähigkeit, indem er Elektrofahrzeuge zu Zeiten niedriger Preise und hoher lokaler PV-Erzeugung lud und dabei effektiv mit der örtlichen Gebäudeleittechnik (GLT) kommunizierte.

Vorteile KI-gestützter Steuerungsansätze

Der SET Pilot zeige demnach das Potenzial KI-gestützter Steuerungsansätze in komplexen Energiesystemen, um Effizienz, Energiekostensenkung und netzdienliches Verhalten zu erreichen. Die im Projekt gewonnenen Erfahrungswerte können laut Dena für den breiteren Einsatz KI-gestützter Energiemanagementlösungen bei Bürogebäuden mit ähnlichen Bestandsanlagen (PV, Wärmepumpe, Ladesäulen) dienen. 

Die Auswertung zeige zudem, dass Flexibilitäten aus Nichtwohngebäuden perspektivisch über Aggregatoren oder virtuelle Kraftwerke gebündelt und am Intraday-Markt vermarktet werden können. So ergeben sich zusätzliche Erlösmöglichkeiten und neue Rollen für Gebäudebetreiberinnen und -betreiber im Energiesystem. 

Philipp Richard, Dena-Bereichsleiter Digitale Technologien und Start-up Ökosystem schlussfolgert: „Eine Voraussetzung ist, dass die regulatorischen Rahmenbedingungen entsprechende Anreize setzen.“ Gerade die laufende Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik für Nichtwohngebäude mit großen Energieverbräuchen sei entscheidend, um Flexibilität zu ermöglichen und anzureizen, appelliert er an die Regulatoren.

Hintergrund der Set-Pilots

Mit den Set Pilots wird ein Erprobungs- und Umsetzungsraum geboten, der die technologische Weiterentwicklung im Kontext der Digitalisierung der Energiewende zum Ziel hat. Der Fokus wird besonders auf Kompetenzen von Start-ups und innovative Organisationen gelegt, um Innovationen unter Nutzung der intelligenten Messsysteme (Smart Meter) in allen Anwendungsbereichen des Energiesektors voranzutreiben.

Die Teilnehmenden der Pilotierungsprojekte profitieren von der Finanzierung bzw. Teilfinanzierung ihrer Pilotprojekte, von den daraus entstehenden Chancen den technologischen Ansatz zu erproben sowie von der Erweiterung ihres Netzwerks. 
Die Erkenntnisse aus dem vierten Set Pilot sind zugleich eine wichtige Grundlage für die Weiterentwicklung der Set Pilots. In den kommenden zwei Pilotprojekten werden dynamische Netzentgelte sowie innovative Speicherlösungen in der Niederspannung erprobt und untersucht.

Das Set zum KI-basiertes Energiemanagement der Dena steht im Internet bereit.

Der Solarpark erstreckt sich über eine Fläche von rund 30 Hektar und verfügt über eine installierte Leistung von 38,5 MW. Mit einer jährlichen Stromerzeugung von rund 41 bis 42 Millionen kWh kann die Anlage rechnerisch den Jahresbedarf von etwa 12.000 Haushalten decken.

Der Linslerhof ist seit über 200 Jahren im Familienbesitz und war über Generationen hinweg landwirtschaftlich geprägt. Mit Projekten im Bereich erneuerbarer Energien wird der Standort bewusst weiterentwickelt – als Beitrag zu nachhaltiger Energieerzeugung und regionaler Verantwortung. Oliver von Boch, Geschäftsführer der Linslerhof Solar erläuterte: „Dieses Projekt ist für uns vor allem ein Ausdruck von Verantwortung: für den Boden, für die Region und für kommende Generationen. Die Nutzung erneuerbarer Energien ist keine Abkehr von unserer Geschichte, sondern ihre zeitgemäße Fortführung.“

Saarland bundesweiter PV-Spitzenreiter

Jürgen Barke (SPD), Wirtschaftsminister des Saarlands sagte: „Beim Thema Sonnenenergie ist das Saarland bundesweiter Spitzenreiter.“ Der Ausbau der erneuerbaren Energien zeige eindrucksvoll, wie langfristiges Engagement und konsequente Investitionen die Versorgungssicherheit und wirtschaftliche Stärke des Saarlandes voranbringen. „Projekte wie der Solarpark Linslerhof leisten einen zentralen Beitrag zur Wettbewerbsfähigkeit unseres Wirtschaftsstandorts und tragen zur nachhaltigen Energieversorgung sowie zu unserer Zukunftsfähigkeit bei“, so der Minister.

Die saarländische Agrarministerin Petra Berg (SPD) ergänzte: „Photovoltaik ist auf solchen ertragsarmen Flächen eine effiziente und zugleich umweltverträgliche Form der Energiegewinnung. Diese Anlage zeigt, wie wir landwirtschaftlich schwächere Böden sinnvoll einsetzen können, um sauberen Strom zu erzeugen, Ressourcen zu schützen und gleichzeitig Raum für Biodiversität zu schaffen. Ein Gewinn für Klima, Natur und Region“

Nutzung landwirtschaftlich schwacher Flächen

Errichtet wurde der Solarpark auf Ackerflächen mit durchschnittlich unter 30 Bodenpunkten, die landwirtschaftlich nur geringe Erträge ermöglichen. Zum Vergleich: Auf diesen 30 Hektar hätten unter den gegebenen Bodenverhältnissen rechnerisch lediglich rund 400 bis 500 Menschen pro Jahr mit Nahrungsmitteln versorgt werden können. Auch eine Nutzung für den Maisanbau zur Biogasproduktion hätte weniger als ein Prozent der PV-Strommenge gebracht.

Die Photovoltaikanlage erzeuge damit ein Vielfaches an Energie pro Hektar verglichen mit alternativen Nutzungsformen, so Linslerhof Solar. Gleichzeitig komme sie ohne Düngemittel, Pflanzenschutz, Bewässerung oder intensive Bodenbearbeitung aus und bietet Raum für ökologische Ausgleichsmaßnahmen wie Blühflächen und Biodiversitätskonzepte.

Bürgerbeteiligung ist Säule des Projekts

Ein wesentlicher Bestandteil der Projektfinanzierung war die Bürgerbeteiligung über die GLS Crowd. Bürgerinnen und Bürger aus der Region haben sich finanziell am Solarpark beteiligt. Viele der beteiligten Bürgerinnen und Bürger waren auch Gäste der Eröffnungsveranstaltung. Die Bürgerbeteiligung ermöglicht es, die Energiewende direkt vor Ort mitzugestalten und die regionale Wertschöpfung zu stärken.

Als nächster Entwicklungsschritt ist am Standort die Errichtung eines Batteriespeichers mit einer Leistung von rund 20 MW geplant. Der Speicher soll dazu beitragen, Netzspitzen zu glätten und die erzeugte erneuerbare Energie systemdienlich und effizient zu nutzen. Damit entwickelt sich der Solarpark zu einem integrierten Energiebaustein, der nicht nur Strom erzeugt, sondern auch aktiv zur Stabilisierung des Stromnetzes beiträgt.

Mitte November 2025 startete mit den Bohrarbeiten für das Sondenfeld im ersten Bauabschnitt die Geothermieerschließung. Insgesamt werden durch den Partner der TWS, die Baugrund-Süd aus Bad Wurzach, insgesamt 52 Erdsonden in bis zu 200 Meter Tiefe gebohrt. Diese bilden die Basis für die geplante Energieversorgung des Quartiers.

„Es geht wie geplant voran: Die Installation der Erdsonden ist ein wichtiger Schritt für die nachhaltige Wärme- und Kälteversorgung der Martinshöfe. Mit Geothermie, also Wärme aus dem Erdreich, können wir eine stabile und klimaschonende Versorgung im Quartier aufbauen“, erklärt Thomas Booch, Abteilungsleiter Wärmeservice bei der TWS. Die Bohrarbeiten laufen – abhängig vom Wetter – bis Ende Februar 2026. Direkt im Anschluss folgen die Arbeiten für das zweite Baufeld, denn jedes Baufeld erhält ein eigenes Sondenfeld.

Klimatisierung mit Erdsonden und Solarstrom

Die Gebäude im Quartier sollen über Erdwärme und Wärmepumpen plus Strom von den Photovoltaikanlagen auf den Dächern mit Wärme und Strom versorgt werden. Die Erdsonden ermöglichen neben Heizen auch Kühlung: Über die Fußbodenflächen können die Räume im Sommer temperiert werden. Auf dem 3,7 Hektar großen Gelände entstehen mehr als 500 Wohnungen sowie 8.000 bis 10.000 Quadratmeter Gewerbefläche.

Den Solarstrom, der auf den Dächern des Quartiers erzeugt wird, können die Bewohnerinnen und Bewohnern der Martinshöfe direkt über das TWS-Mieterstrommodell nutzen, ohne Durchleitung über das öffentliche Netz. Der Vorteil: Durch den Verbrauch des Stroms am Ort der Erzeugung entfallen etliche Preisbestandteile wie Netznutzungsentgelte, Konzessionsabgaben und Stromsteuer. Die Gebäude erhalten jeweils eine eigene Versorgung, sind jedoch in das übergreifende Energiekonzept eingebunden. Bauträger für die Martinshöfe ist die Buwog Bauträger GmbH mit Sitz in Berlin.

Grundlage des Projekts ist eine umfassende Analyse der bestehenden EVM-Anlagen sowie die Ableitung einer Roadmap bis 2030. Im ersten Projektschritt seien das Zielbild der EVM, Annahmen zu langfristigen Preisentwicklungen, Markterwartungen und regulatorischen Rahmenbedingungen analysiert und mit der Asset-Strategie von Trianel abgeglichen worden. Dabei seien ein optimaler Asset-Mix, mögliche Vermarktungswege – einschließlich der Nutzung eines virtuellen Kraftwerks – sowie kurzfristig umsetzbare Maßnahmen identifiziert worden. Ergebnis sei ein diversifiziertes Portfolioziel aus eigenen Anlagen und Power-Purchase-Agreements, das die Grünstromstrategie der EVM unterstützen solle.

Auf dieser Basis würden nun die Potenziale einer Bewirtschaftung über ein virtuelles Kraftwerk vertiefend geprüft, wobei das virtuelle Kraftwerk von Trianel als Referenz diene. Abschließend solle gemeinsam über eine Make-or-Buy-Strategie entschieden werden. Der Aufbau eigener Handels- und Bewirtschaftungsstrukturen, etwa für den Intraday-Handel, sei mit hoher Komplexität und zusätzlichen Kosten verbunden und müsse sorgfältig bewertet werden.

In einer Mitteilung im vergangenen Herbst hatte Steffen Weil, Bereichsleiter Erzeugung und Energieanwendungen bei der EVM, die Ökostromerzeugung in eigenen Anlagen mit rund 90 Millionen kWh pro Jahr angegeben. Um bis 2035 den gesamten Bedarf von Privat- und Gewerbekunden aus erneuerbaren Quellen in der Region decken zu können, müsse diese Menge auf rund 550 Millionen kWh jährlich steigen.

„Dafür investieren wir in den kommenden Jahren massiv in neue Solar- und Windparks, Speichertechnologien und die Weiterentwicklung unseres Stromnetzes“, hatte Weil anlässlich des zehnjährigen Bestehens des 8,3-MW-Solarparks Hachenburg angekündigt.

Eine Umfrage des Unternehmens zwischen Oktober und Dezember 2025 mit insgesamt 287 Teilnehmern, von denen 117 sowohl Großspeicher betreiben als auch Speicherportfolien managen, hatte ergeben, dass 45 Prozent der Befragten sehr häufig oder zumindest häufig mit unerwarteten technischen Problemen im Betrieb vor Ort konfrontiert sind. Und für 59 Prozent ist die Suche und Analyse von Fehlern die aufwendigste Tätigkeit im täglichen Betrieb.

Angesichts dieser Ergebnisse zeige sich die große Bedeutung betriebstauglicher Analytik für Echtzeitentscheidungen, vorausschauender Wartung und der Automatisierung von Arbeitsabläufen. Betreiber wollten zunehmend einen proaktiven, datengetriebenen Betrieb ihrer Speicher und weg von einer reaktiven Fehlerbehebung.

Im Jahr 2025 habe sich das Speicher-Geschäft von Twaice – ohne dass das Unternehmen Finanzkennzahlen angibt – fast verdreifacht. Dies sei ein deutliches Zeichen für die wachsende Nachfrage nach operativen Lösungen, um Speicher-Flotten sicher und effizient skalieren zu können. Laut Twaice seien Kunden mit der entsprechenden Analytik in der Lage gewesen, ihre verfügbare Speicherleistung um 5 Prozent zu verbessern. Gleichzeitig hätten sie mit automatisierten Prozessen und Reports die Analysezeit pro Anlage um 80 bis 90 Prozent reduzieren können.

Ein Zusatznutzen der prädiktiven Analytik: Batterieentwickler können die Degradation frühzeitig erkennen, die Leistung optimieren und letztlich die Lebensdauer erhöhen. Die Auswertung zahlreicher Daten, seien es Echtzeitdaten oder historische Daten, helfe, Innovationen in den Bereichen Zelldesign, Steuerungssoftware und Ressourcennutzung zu beschleunigen. So könnten Batterien schneller und zu niedrigeren Kosten auf den Markt kommen.

„Jetzt wird’s dynamisch“, kündigen die Bürgerwerke den Start an. Der dynamische Tarif monatlich kündbar. Ein Wechsel zurück in einen Tarif mit festen Konditionen ist damit jederzeit möglich. Der Tarif ist ab sofort online abschließbar.

Über eine App können Kunden die aktuellen Strompreise einsehen und Hinweise auf günstige Zeitfenster für den Folgetag abrufen. Ziel ist es, den Stromverbrauch zeitlich zu verlagern, beispielsweise beim Laden von Elektrofahrzeugen oder beim Betrieb stromintensiver Haushaltsgeräte. Mit dem neuen Tarif können Haushalte nach dem Einbau eines Smart Meters unmittelbar von der variablen Preisgestaltung profitieren und ihre Stromkosten transparenter steuern.

„Mit BürgerÖkostrom flex machen wir die Energiewende noch greifbarer“, sagt Christopher Holzem, Mitglied der Geschäftsleitung der Bürgerwerke. „Wer seinen Verbrauch bewusst steuert, spart nicht nur Geld, sondern trägt auch dazu bei, das Stromnetz zu stabilisieren und die Integration Erneuerbarer Energien zu fördern.“

Die Bürgerwerke sind nach eigenen Angaben ein Zusammenschluss von mehr als 125 Bürger-Energiegenossenschaften aus ganz Deutschland. Das Unternehmen ist der gemeinsame Energieversorger für die beteiligten Genossenschaften und vermarktet Strom aus erneuerbaren Energieanlagen, die sich überwiegend in Bürgerhand befinden. Die Erzeugung basiert vor allem auf Windenergie-, Photovoltaik- und Wasserkraftanlagen.

Das Geschäftsmodell der Bürgerenergiegenossenschaften setzt auf regionale Wertschöpfung und demokratische Mitbestimmung. Mitglieder beteiligen sich finanziell an Energieprojekten vor Ort und entscheiden nach dem Genossenschaftsprinzip über Investitionen und strategische Ausrichtung. Gewinne verbleiben in der Region oder fließen in weitere Projekte der Energiewende.

„Damit gestalten wir Lösungen, die heute wirtschaftlich tragfähig sind und gleichzeitig die Energieversorgung von morgen aktiv mitgestalten“, erläuterte Arne Weinig, geschäftsführender Gesellschafter der Tauber-Solar Holding GmbH, die strategische Neuausrichtung des Unternehmens in einer Mitteilung.

Das Angebot des Unternehmens gliedert sich künftig in die Bereiche Utility Scale, Commercial & Industrial, Operation & Maintenance sowie Investments und Co-Investments. Mit dieser Aufteilung bildet Tauber-Solar nach eigenen Angaben die Differenzierung der Märkte für Photovoltaik und Batteriespeicher nach und geht auf wachsende Anforderungen von Projektpartnern, Investoren und Betreibern ein.

Im Bereich Utility Scale tritt die Gruppe unter der Marke Tauber Energy auf. Der Fokus liegt auf der Entwicklung und Umsetzung großskaliger Solar- und Speicherprojekte im Mittel- und Hochspannungsbereich. Nach der Inbetriebnahme eines Batteriespeichers in Waltershausen mit einer Leistung von 10 MW im Jahr 2025 befinden sich derzeit neun weitere Projekte in der Ausführungsplanung. Für das erste Quartal 2026 ist der Baustart eines weiteren Speicherprojekts mit 15 MW Leistung und 40 MWh Kapazität vorgesehen. Parallel dazu öffnet sich Tauber Energy für Co-Developments und Co-Investments.

Das Geschäft mit Gewerbe- und Industriekunden bündelt die Gruppe im Bereich Commercial & Industrial unter der Marke Tauber-Solar. Angeboten werden Aufdach- und Freiflächenanlagen sowie kombinierte Systeme mit Batteriespeichern. Ergänzt wird das Portfolio durch Stromlieferverträge in Form von Power Purchase Agreements. Zur Stärkung dieses Segments plant das Unternehmen die Eröffnung eines zusätzlichen Standorts in München im zweiten Quartal 2026.

Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf Betrieb und Wartung von Solar- und Speicheranlagen. Durch die Übernahme des Deutschlandgeschäfts des O&M-Dienstleisters ENcome im Jahr 2025 hat Tauber-Solar diesen Bereich deutlich ausgebaut. Für 2026 kündigt das Unternehmen Investitionen in die Digitalisierung der O&M-Services sowie Aktivitäten in Repowering und Revamping an.

Mit dem vierten Geschäftsbereich Investments und Co-Investments adressiert die Gruppe institutionelle und private Kapitalgeber. Vorgesehen sind flexible Beteiligungsmodelle an ausgewählten Projekten in Deutschland und Europa.

Nach Firmen-Angaben soll die neue Struktur die operative Umsetzung beschleunigen und zugleich die Transparenz für Partner erhöhen. Die Tauber-Solar Gruppe ist seit 25 Jahren im Bereich erneuerbare Energien tätig und vereint unter ihrem Dach die Marken Tauber-Solar und Tauber Energy.

 

Starqstrom zeichnet sich laut den Gründern durch die Kombination aus eigener Stromerzeugung aus Wind- und PV-Parks, Direktvermarktung und Vollversorgung aus einer Hand aus. Insbesondere Firmen, für die Energiebeschaffung und -kosten ein entscheidender Faktor ist und die gleichzeitig wachsende ESG-Berichtspflichten erfüllen müssen, sollen von dem neuen Anbieter profitieren. 

„Wer heute Strom einkauft, schaut nicht nur auf den Preis, sondern genauso auf Herkunft und Nachweislogik“, sagt Fabio Griemens, Mitgründer und Geschäftsführer von Straqstrom. „Unser Ansatz ist daher bewusst einfach: kein Graustrom, kein Greenwashing − sondern eigene Erzeugung, belastbare Nachweise und eine direkte Vermarktung ohne Umwege über die Börse. Auf diese Weise können wir vor allem Kunden, deren Verbrauchsprofil sich mit unserem Erzeugungsprofil deckt, besonders attraktive Strompreise ermöglichen.“

Für das Jahr 2026 plant Starqstrom nach eigenen Angaben mit rund 500 GWh im eigenen Bilanzkreis. Bis Ende 2027 will das Unternehmen rechnerisch rund eine Million Haushalte mit grünem Strom versorgen und die Energie versorgen. Im ersten Monat nach dem Marktstart am 1. Januar hat der neue Anbeiter rund 3 Millionen kWh abgesetzt.

Das ausgewiesene Betriebsergebnis belief sich auf umgerechnet 2,38 Milliarden Euro. Der Gewinn im Berichtszeitraum erreichte 1,73 Milliarden Euro. Der Vorstand schlägt der Hauptversammlung die Zahlung einer Dividende von 0,7 Milliarden Euro vor.

Parallel zum Ergebniswachstum treibt Vattenfall seine strategische Neuausrichtung voran. Für die Offshore-Windparks Nordlicht I und II in der deutschen Nordsee wurde die finale Investitionsentscheidung getroffen. Zudem investierte der Konzern knapp 1 Milliarde Euro in den Ausbau des schwedischen Stromnetzes.

Darüber hinaus überprüft Vattenfall die Eigentümerstruktur seiner Fernwärmeaktivitäten und treibt Vorbereitungen für neue Kernenergie vor. Im Rahmen des schwedischen Risikoteilungsmodells wurde eine Finanzierung beantragt, zudem beteiligt sich das Industriekonsortium Industrikraft mit 20 Prozent an der Projektgesellschaft Videberg Kraft. Darüber hinaus wurden zwei Anbieter modularer Atomreaktoren (SMR) ausgewählt.

Vattenfall hat im jährlichen Klimaranking des Climate Disclosure Project die höchste Bewertung erhalten. Ziel, so teilt das Unternehmen mit, sei die Transformation hin zu einer fossilfreien Energieversorgung.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Hintergrund waren Wetterprognosen, die mehr Kälte für den Februar voraussagten und die befestigten Gaspreise. Der Day-ahead gewann 11,50 auf 122,50 Euro/MWh im Base und 15,25 auf 137,75 Euro/MWh im Peak. An der Börse kostete der Day-Ahead 121,88 Euro in der Grundlast und 137,18 Euro in der Spitzenlast.

Ursache für den Preisanstieg sind niedrigere Beiträge von Wind- und Solarstrom, die für den Freitag vorausgesagt werden. So prognostiziert Eurowind eine Einspeiseleistung der Erneuerbaren von 22,2 GW für den Berichtstag, jedoch nur 15 GW für den Freitag. Allerdings fällt am Freitag eine deutlich verminderte Last von nur 65,3 GW an, während MBI Research den Bedarf für den Berichtstag mit noch 67 GW prognostiziert hat. Eurowind rechnet für den Samstag mit 11,9 GW und für den Sonntag mit 17,5 GW Erneuerbaren-Einspeiseleistung. Auch an den Folgetagen sollen die Beiträge von Wind und Solar auf ähnlichem Niveau verharren.

Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr 0,64 auf 83,94 Euro. Laut den jüngsten Prognosen der Wetterdienste ist mit sehr kühlen Temperaturen und einem schwachen Windaufkommen bis zum Ende der zweiten Februardekade zu rechnen.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis 13.50 Uhr um 1,55 auf 81,37 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 18,1 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 83,02 Euro, das Tief bei 81,37 Euro. Die Analysten von Redshaw Advisors bringen den 100-Tage-Durchschnitt von 83,80 Euro für den Dec 26 ins Spiel. Erst wenn dieser Widerstand überwunden sei, werde sich die Situation für die CO2-Bullen deutlich verbessern. Das Analysehaus Belektron verweist auf den unter den spekulativen Anlegern nach wie vor hohen Überhang von Longpositionen im Markt Dieser könne bei bearishem Sentiment für erhebliche Volatilität sorgen.

Erdgas: Fester haben sich die Erdgaspreise am Donnerstag gezeigt. Am TTF gewann der Frontmonat Februar um 0,725 auf 39,40 Euro. Am deutschen THE zog der der Day-Ahead um 0,40 auf 41,20 Euro/MWh an. Marktbeobachtern zufolge ist der Preisaufschlag auf neue Wetterprognosen zurückzuführen, die für die ersten beiden Februardekaden deutlich unterdurchschnittliche Temperaturen in Nordwesteuropa und Deutschland vorhersagen. In Deutschland soll das Saisonmittel um bis zu 8 Grad Celsius unterboten werden. Damit haben sich die Kälteschätzungen gegenüber dem Vortag nochmals verschärft.

Laut MBI Research belaufen sich die Heating Degree Days für Deutschland aktuell auf 125, das Saisonmittel beträgt 107. Zudem ist mit einem volatilen aber unterdurchschnittlichen Windaufkommen für den genannten Zeitraum zu rechnen. Der Gasflow aus Norwegen beträgt für den Berichtstag laut dem Fernleitungsnetzbetreiber Gassco hohe 341,2 Millionen Kubikmeter.