Die Autoren vom Institut für Technische Gebäudeausrüstung (ITG) mit Sitz in Dresden und vom Forschungsinstitut für Wärmeschutz (FIW) mit Sitz in München skizzieren darin einen lösungsoffenen Ansatz für die Weiterentwicklung des Gebäudeenergiegesetzes. Ziel ist es laut Gutachten, die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten zu reduzieren, Wirtschaftswachstum zu ermöglichen und die Klimaschutzziele im Gebäudesektor zu erreichen.

Nach Angaben der Gutachter bewirken die bestehenden Regelungen des Gebäudeenergiegesetzes bei Bestandsgebäuden je nach eingesetzter Technik eine CO2-Minderung von 50 bis 90 Prozent. Prof. Bert Oschatz, Geschäftsführer des ITG, erklärt, der Austausch alter Heizsysteme durch effizientere fossile Anlagen reiche dafür nicht aus. Selbst moderne Gasheizungen könnten auch unter Einbeziehung geringer Biomethananteile keinen vergleichbaren Beitrag zur Emissionsminderung leisten, so Oschatz.

Gebäudesanierung einbeziehen

Ein weiterer Schwerpunkt des Gutachtens ist die Rolle der Gebäudehülle bei der Umsetzung der gesetzlichen Vorgaben. Die Sachverständigen haben untersucht, inwieweit Effizienzmaßnahmen an Fassade, Dach oder Fenstern als gleichwertige Erfüllungsoption zur derzeitigen 65-Prozent-Vorgabe anerkannt werden können. Prof. Andreas Holm, Leiter des FIW, sieht darin keinen Zielkonflikt zu erneuerbaren Heizsystemen. Vielmehr senkten Investitionen in die Gebäudehülle den Endenergieverbrauch und die laufenden Kosten deutlich. Zugleich reduzierten sie die Stromspitzenlast im Winter, stabilisierten das Stromnetz und minderten den Bedarf an zusätzlicher Netzinfrastruktur, so Holm.

Aus Sicht der Verbände soll das reformierte Gesetz Eigentümern weiterhin Orientierung geben. Martin Sabel, Geschäftsführer des Bundesverbands Wärmepumpe (BWP), fordert von der Koalition, die Ambitionen nicht zurückzufahren. Das Gesetz müsse klar aufzeigen, welche Sanierungswege zu einem zukunftssicheren Gebäude führen und welche die Abhängigkeit von Gas und Öl verstärken. Hauseigentümer dürften nicht durch unrealistische Versprechen dazu verleitet werden, neue Gasheizungen zu installieren, betont Sabel. 

Individuelle Sanierungslösung

Auch der Bundesverband energieeffiziente Gebäudehülle (BuVEG) spricht sich für mehr Flexibilität aus. Geschäftsführer Jan Peter Hinrichs verweist auf die große Bandbreite des deutschen Gebäudebestands. Jede Immobilie benötige eine individuelle Sanierungslösung. Ob zuerst die Heizung erneuert oder die Gebäudehülle verbessert werde, sollten Eigentümer gemeinsam mit Energieberatern vor Ort entscheiden. 

Der Verband Gebäudeenergieberater Ingenieure Handwerker (GIH) begrüßt die gemeinsame Initiative. Geschäftsführer Benjamin Weismann bezeichnet die Zusammenarbeit von Anbietern zentraler Wärmewende-Technologien und Energieberatenden als entscheidend. Künftig müsse die Senkung des Energiebedarfs neben der CO2-Minderung stärker gewichtet werden. Würden Maßnahmen an der Gebäudehülle als gleichwertige Alternative anerkannt, könne dies die Akzeptanz in der Bevölkerung erhöhen, da Energie- und Kostenersparnis stärker in den Fokus rückten. 

Die Regierungskoalition überarbeitet derzeit das Gebäudeenergiegesetz (GEG) der Ampelkoalition zu einem Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG). Mit dem Gutachten wollen die beteiligten Verbände Impulse für die anstehenden politischen Entscheidungen setzen. Das Gebäudemodernisierungsgesetz soll aus ihrer Sicht technologieoffen ausgestaltet werden und das Zusammenspiel von Heizungstechnik, Gebäudehülle und Beratung stärker berücksichtigen.

Das Gutachten der Verbände zum GMG steht als PDF zum Download bereit.

Das neue Regionalszenario „Strom“ der Planungsregion Ost zeige, dass der 
Leistungsbedarf in den ostdeutschen Verteilnetzen deutlich schneller wächst, als der Netzausbau aktuell realisierbar ist. Das Szenario bestätige den anhaltend starken Ausbau von Wind- und Solarenergie sowie einen steigenden Strombedarf durch Industrieprojekte, Rechenzentren, Elektromobilität und Wärmepumpen.

Zugleich wichen die regionalen Entwicklungen zunehmend von den Annahmen der 
Übertragungsnetzbetreiber ab. Daher fordert die Arge realistischere Zielsetzungen, bessere Regulierung, weniger Bürokratie und ausreichende Ressourcen, um den gesetzlich festgelegten Klimaneutralitätspfad 2045 noch zu erreichen.

Im gemeinsamen Positionspapier fordern die neun Netzbetreiber:

• bessere Synchronisierung von Erzeugung und Netzkapazitäten, 
• engere Verzahnung zwischen Regional- und Bundesplanung, 
• erhebliche Beschleunigung von Genehmigungen, 
• verlässliche Refinanzierung des Netzausbaus.

„Die Energiewende findet vor Ort statt – und sie braucht tragfähige Rahmenbedingungen“, heißt es in dem Papier. Das neue Regionalszenario liefere dafür erneut eine faktenbasierte Grundlage, wie gesetzlich vorgeschrieben. Die darin gewonnenen Erkenntnisse dienen als Grundlage für die Netzausbaupläne der beteiligten Verteilnetzbetreiber und setzen zugleich wichtige Impulse für die energiepolitische Debatte. 

Das Positionspapier der ARGE FNB Ost steht im Internet bereit.

 
Der Klimawandel bedroht nachweislich unser aller Lebensgrundlage. Trotzdem scheint das Thema aktuell nicht unbedingt die angemessene Aufmerksamkeit zu bekommen. Daten der Statista Consumer Insights zeigen, dass nur 26 Prozent der Befragten den Klimawandel für eine der wichtigsten Herausforderungen Deutschlands halten. Dagegen waren es 2021 noch fast 40 Prozent. Seitdem hat das Bedrohungsgefühl der Menschen in Deutschland offenbar kontinuierlich nachgelassen.

Die strategische Vereinbarung zwischen RWE und ADNOC sieht vor, Möglichkeiten für die Lieferung von verflüssigtem Erdgas nach Deutschland und weitere europäische Märkte zu prüfen. Vorgesehen ist ein Volumen bis zu 1 Million Tonnen LNG pro Jahr über einen Zeitraum bis zu zehn Jahren. Dies entsprecht laut Mitteilung von RWE bis zu zwölf LNG-Ladungen beziehungsweise bis zu 1,4 Milliarden Kubikmetern Erdgas jährlich. Zudem wollen beide Unternehmen eine Zusammenarbeit im kurzfristigen LNG-Handel zwischen ihren globalen Portfolios ausloten. Die Vereinbarung signalisiere den Anspruch beider Seiten auf eine langfristige Kooperation, heißt es weiter.

Zusammenarbeit bereits seit 2008

Die zweite Absichtserklärung betrifft eine Zusammenarbeit von RWE und Masdar im Bereich von Batteriespeichersystemen (Battery Energy Storage Systems, BESS) in Deutschland. Masdar beabsichtigt demnach, bis 2030 Investitionen in bestehende BESS-Projekte von RWE mit einer Gesamtkapazität bis zu 1 GW zu prüfen. Darüber hinaus wollen beide Unternehmen die gemeinsame Entwicklung neuer Batteriespeicherprojekte mit einer Leistung bis zu einem weiteren Gigawatt bis 2035 bewerten.

Laut der Mitteilung erklärte RWE-Chef Markus Krebber, die Vereinbarung mit ADNOC stärke die Versorgungssicherheit in Deutschland und Europa und erweitere zugleich das LNG-Portfolio von RWE. Die Zusammenarbeit mit Masdar unterstreiche die Bedeutung flexibler Speicherlösungen für Netzstabilität, Versorgungssicherheit und die Integration erneuerbarer Energien.

Masdar-CEO Mohamed Jameel Al Ramahi betonte laut Mitteilung die Rolle von Batteriespeichern für den Ausbau erneuerbarer Energien. Deutschland sei für Masdar ein wichtiger Markt im Rahmen des Ziels, bis 2030 weltweit eine installierte Leistung von 100 Gigawatt zu erreichen.

RWE und Masdar arbeiten bereits seit 2008 zusammen, unter anderem beim Offshore-Windpark London Array. Zuletzt erhielten beide Unternehmen Förderzusagen für die Offshore-Windprojekte Dogger Bank South in Großbritannien, die aus zwei Teilprojekten mit jeweils 1,5 Gigawatt Leistung bestehen und ein Investitionsvolumen von 11 Milliarden britischen Pfund, umgerechnet etwa 12,7 Milliarden Euro, umfassen.

Der Anteil erneuerbarer Energien und der Kernenergie an der weltweiten Stromerzeugung wird nach IEA-Einschätzung bis zum Ende dieses Jahrzehnts auf 50 Prozent steigen. Parallel dazu nimmt auch die Stromerzeugung aus Erdgas weiter zu.

Treiber sind vor allem die zunehmende Elektrifizierung der Industrie, der weitere Hochlauf der Elektromobilität, ein steigender Einsatz von Klimaanlagen sowie der Ausbau von Rechenzentren und Anwendungen künstlicher Intelligenz.

Während Schwellen- und Entwicklungsländer weiterhin den größten Teil des Nachfragewachstums tragen, nimmt auch der Stromverbrauch in den Industrieländern wieder zu – nach rund 15 Jahren weitgehender Stagnation. Auf sie entfällt laut IEA etwa ein Fünftel des globalen Nachfrageanstiegs bis 2030.

Erneuerbare überholen Kohle

Auf der Erzeugungsseite stehen erneuerbare Energien kurz davor, die Kohle zu überholen. Nach Angaben der IEA erreichte die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien 2025 nahezu das Niveau der Kohleverstromung und überholt diese nun, insbesondere durch den starken Ausbau der Photovoltaik.

Auch die Stromproduktion aus Kernenergie stieg zuletzt auf ein neues Rekordniveau. Bis 2030 sollen erneuerbare Energien und Kernkraft zusammen rund die Hälfte des weltweiten Stroms liefern, nach derzeit 42 Prozent.

Die Stromerzeugung aus Erdgas nimmt ebenfalls zu, gestützt durch die wachsende Nachfrage in den USA sowie den weiteren Umstieg von Öl auf Gas im Nahen Osten. Die Kohleverstromung verliert dagegen weltweit an Bedeutung und fällt bis zum Ende des Jahrzehnts auf das Niveau von 2021 zurück. In der Folge bleiben die globalen CO2-Emissionen aus der Stromerzeugung laut IEA bis 2030 in etwa konstant.

Der Bericht weist zugleich auf wachsende Herausforderungen für die Stromsysteme hin. Mehr als 2.500 GW an Projekten – darunter erneuerbare Energien, Speicher und Großverbraucher wie Rechenzentren – stecken derzeit weltweit in Netzanschlusswarteschlangen fest. Durch den Einsatz netzunterstützender Technologien und regulatorische Reformen könnten kurzfristig bis zu 1.600 GW dieser Projekte integriert werden.

So heißt es in dem Bericht: „In diesem Zeitalter der Elektrizität wächst der globale Stromverbrauch bis 2030 so stark, als würden mehr als zwei Europäische Unionen hinzukommen.“ Um den Bedarf zu decken, müssten die jährlichen Investitionen in Stromnetze bis 2030 um 50 Prozent steigen.

Zugleich betont die IEA die Bedeutung von Flexibilität und Versorgungssicherheit. Der Ausbau stationärer Batteriespeicher hat in den vergangenen Jahren deutlich zugenommen. Die Energieagentur hebt besonders Kalifornien,Texas, Deutschland, Südaustralien und Großbritannien hervor. Gleichzeitig steigen die Strompreise in vielen Ländern schneller als die Einkommen, was Haushalte und Industrie belastet. Die IEA fordert daher effizientere Marktregeln, resilientere Netze und eine stärkere Absicherung kritischer Infrastrukturen gegen Extremwetter, Cyberangriffe und andere Risiken.

Der Bericht „Electricity 2026: Analysis and forecast to 2030“ kann auf der Internetseite der International Energy Agency heruntergeladen werden.

Für die Umsetzung nutzt die Stadt intelligente Messsysteme sowie ein Bilanzkreismanagement. Nach Angaben der Stadtverwaltung erfassen die Systeme Erzeugung und Verbrauch zeitgleich und ermöglichen so die Verrechnung des lokal erzeugten Stroms über das öffentliche Netz. Auf dieser Basis sinkt der Bedarf an extern beschafftem Strom zu Marktpreisen.

Pilotprojekt mit regionalem Energieversorger

Mit der inhaltlichen Vorarbeit begann die Stadt nach eigenen Angaben bereits im Jahr 2023. Der städtische Klimaschutzmanager nahm damals zunächst die Wirtschaftlichkeit des Modells unter die Lupe. Nach einer Ausschreibung entschied sich die Kommune für die EWR AG. Der regionale Energieversorger mit Sitz in Worms fungiert als Strombilanzkreisverantwortlicher und übernimmt die kaufmännische und regulatorische Abwicklung des Strombilanzkreises einschließlich der Bilanzierung der Strommengen und der Reststromlieferung.

Für den Netzbetrieb bindet die Stadt die Netztochter der EWR AG mit ein, die EWR Netz GmbH. Als Betreiberin des Stromnetzes setzt sie die messtechnische Infrastruktur um. Nach Angaben der Projektpartner startete der Regelbetrieb des Strombilanzkreismodells bereits am 1. Oktober 2025.

Projekt mit Lern- und Vorbildcharakter

Der jährliche Stromverbrauch der kommunalen Gebäude in Alzey liegt laut Stadtverwaltung bei rund 923.000 kWh. Nach Angaben der Stadt sollen in diesem Frühjahr auf kommunalen Dächern Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von insgesamt rund 436 kW installiert sein. Diese Anlagen sollen jährlich etwa 400.000 kWh Strom erzeugen. Die Finanzierung erfolgt unter anderem über das Kommunale Investitionsprogramm Klimaschutz und Innovation des Landes Rheinland-Pfalz sowie über Eigenmittel der Kommune.

Durch das Bilanzkreismodell will die Stadt den Eigenverbrauch dieses Stroms schrittweise anheben. Dazu, wie hoch er aktuell ist, macht sie keine Angaben. Nur so viel: In der Treibhausgasbilanz der kommunalen Gebäude geht die Verwaltung von einer jährlichen CO2-Einsparung von bis zu 80 Tonnen aus. Einen Schwerpunkt bilden dabei Gebäude mit hohem Strombedarf wie die Feuerwache, das Freibad und das geplante Hallenbad.

Nach Angaben der EWR besitzt das Projekt Pilotcharakter. Der Vorstand des Unternehmens verweist darauf, dass sich das Modell als Referenz für weitere kommunale Anwendungen eignen könnte. Die EWR prüft derzeit über ihre Tochtergesellschaft Climate Connection, ob sich das Alzeyer Modell künftig auch in anderen Kommunen anbieten lässt.

Für die Studie befragte Uscale im November 2025 insgesamt 1.510 E-Auto-Fahrerinnen und -Fahrer in Deutschland. Ziel war es laut dem Unternehmen, das tatsächliche und gewünschte Bezahlverhalten systematisch zu analysieren. Die Ergebnisse zeigen eine deutliche Lücke zwischen Präferenz und Nutzung der verfügbaren Bezahlmethoden.

Laden ohne Vertragsbindung bevorzugt

Im Durchschnitt verwenden die Befragten zwei bis drei verschiedene Bezahlmethoden an öffentlichen Ladesäulen. In einer idealen Situation würden viele von ihnen jedoch andere Verfahren bevorzugen. Plug and Charge, das eine automatische Authentifizierung und Zuordnung des Ladevertrags beinhaltet, liegt mit 40 Prozent an der Spitze der Wunschmethoden, gefolgt vom direkten Bezahlen ohne Vertragsbindung, dem sogenannten Ad-hoc-Payment, mit 29 Prozent. Tatsächlich nutzen Plug and Charge aber nur 49 Prozent zumindest gelegentlich, Ad-hoc-Bezahlen kommt auf 55 Prozent.

Umgekehrt verhält es sich bei Ladekarten und Lade-Apps. Diese werden lediglich von 13 Prozent beziehungsweise 17 Prozent der Befragten bevorzugt, kommen in der Praxis jedoch deutlich häufiger zum Einsatz. Laut Studie zahlen 70 Prozent regelmäßig mit einer Ladekarte, 77 Prozent nutzen Lade-Apps. Aus Sicht von Uscale belegt das eine strukturelle Schieflage im heutigen Payment-Ökosystem.

Ein Grund dafür liegt laut der Studie in der eingeschränkten Verfügbarkeit bestimmter Verfahren. Plug and Charge oder Autocharge stehen nicht flächendeckend zur Verfügung, selbst an DC-Ladesäulen nicht. Hinzu kommen häufig Roamingaufschläge, wenn kein direkter Vertrag mit dem jeweiligen Anbieter besteht. Da in vielen Fahrzeugen nur ein Vertrag hinterlegt werden kann, entstehen aus Sicht der Nutzer zusätzliche Hürden.

Auch das direkte Bezahlen ohne Vertrag bleibt hinter den Erwartungen zurück. Ad-hoc-Payment ist laut Uscale nicht an allen Ladesäulen verfügbar. Dort, wo es angeboten wird, empfinden viele Befragte den Prozess als wenig intuitiv oder unnötig komplex. Die Studie macht deutlich, dass technische Verfügbarkeit allein nicht ausreicht, wenn Nutzerführung und Transparenz fehlen.
 
Keine Methode bereits perfekt

„Es mangelt nicht an Bezahloptionen, aber keine überzeugt“, sagt Axel Sprenger, Gründer und Geschäftsführer von Uscale. Laut Sprenger ist der Bezahlvorgang ein wesentlicher Faktor für die Wahl des Ladedienstes. Die Studienergebnisse deuteten darauf hin, dass ein unbefriedigender Bezahlprozess den Hochlauf der Elektromobilität insgesamt bremse.

Die Untersuchung kommt zu dem Schluss, dass keine der heute etablierten Bezahlmethoden die Erwartungen der Nutzenden vollständig erfüllt. Jede Methode bringe spezifische Vor- und Nachteile mit sich. Während einige Verfahren als bequem gelten, mangelt es ihnen an Transparenz oder Kostenkontrolle. Andere punkten bei der Nachvollziehbarkeit, gelten aber als umständlich im Alltag.

Ladedschungel schreckt ab

Aus Sicht der Befragten führen die vielen Optionen daher nicht automatisch zu höherer Zufriedenheit. „Solange Bezahlen beim Laden so unbefriedigend bleibt, frustriert das nicht nur die aktuellen E-Auto-Fahrenden“, sagt Sprenger. Der „Ladedschungel“ halte auch potenzielle Umsteiger davon ab, sich für ein Elektrofahrzeug zu entscheiden.

Die Studie ordnet die Ergebnisse in einen stark wachsenden Markt ein. In Deutschland existieren laut Uscale mehr als 1.000 Angebote von E-Mobility-Service-Providern und Charge-Point-Operatoren. Gleichzeitig wächst die Zahl der unterstützten Bezahlmethoden. Für Betreiber führt das zu steigenden Kosten, ohne dass klar ist, welche Verfahren tatsächlich nachgefragt werden.

Neben dem Nutzungsverhalten analysiert die Charging Payment Study 2026 auch Kriterien wie Preisbereitschaft, Wechselbereitschaft, Anforderungen an Belege und Rechnungen sowie Unterschiede zwischen Zielgruppen. Die Ergebnisse richten sich laut Uscale unter anderem an Ladesäulenbetreiber, Fahrzeughersteller und Zahlungsdienstleister, die ihre Strategien stärker am tatsächlichen Bedarf der Nutzer ausrichten sollen.

Eine Zusammenfassung der Uscale-Ladestudie 2026 steht als PDF zum Download bereit.

Amprion mit Hauptsitz in Dortmund betreibt Übertragungsnetze in West- und Süddeutschland, Tennet mit deutschem Sitz in Bayreuth ist unter anderem für große Teile Nord- und Westdeutschlands zuständig. Ebenfalls beteiligt ist das House of Energy, eine in Hessen ansässige Landesinitiative zur Vernetzung von Akteuren der Energiewende. Laut Mansoori soll das Zukunftsnetz einen umfassenden Blick auf die künftige Strominfrastruktur ermöglichen.

Dafür führen die Beteiligten Planungen zu künftigem Energiebedarf, zu Erzeugungsleistungen sowie zu Flexibilitäten aus verschiedenen Sektoren zusammen und gleichen sie ab. Die Verfügbarkeit und Bezahlbarkeit von Energie bleibe ein zentraler Standortfaktor für Hessen, erklärte der Minister. Ziel sei es, optimale Bedingungen für Industrie- und Digitalstandort auch langfristig zu sichern und gleichzeitig die Kosten des Netzausbaus zu begrenzen.

Planungen sollen zusammengeführt werden

Das Projekt richtet sich an ein breites Spektrum relevanter Akteure. Nach Angaben des Ministeriums sollen unter anderem Netzbetreiber, Stadtwerke, Kommunen, Industrieunternehmen sowie Wirtschafts- und Branchenverbände eingebunden werden. Sie sollen ihre Annahmen zu künftigen Entwicklungen einbringen und gemeinsam diskutieren. Dazu zählen etwa die kommunale Wärmeplanung, die Elektrifizierung von Industrieprozessen oder der steigende Strombedarf durch neue digitale Anwendungen.

Konkret soll das Zukunftsnetz Hessen Unterschiede in bestehenden Planungsannahmen identifizieren, Impulse für eine bessere Verzahnung der Planungsprozesse liefern und zentrale Prämissen für Hessen zusammenführen. Diese Prämissen sollen als Bandbreiten möglicher Entwicklungspfade dienen und die Grundlage für weitere Netzausbauentscheidungen bilden. Der Austausch ist zunächst auf einen Zeitraum von rund sechs Monaten angelegt.

Amprion-CTO Hendrik Neumann weist darauf hin, dass eine belastbare Kenntnis regionaler Entwicklungen Voraussetzung für eine vorausschauende Netzplanung ist. Kommunale Entscheidungen etwa zu Fernwärme, Wärmepumpen oder zur Umstellung industrieller Prozesse auf Strom oder Wasserstoff hätten direkten Einfluss auf die Auslegung der Netze, sagte Neumann. Das Zukunftsnetz helfe, solche Entwicklungen frühzeitig zu erkennen und in die Planung einzubeziehen.

Ina Kamps, die COO von Tennet erklärte, der Ausbau gelinge nur im Zusammenspiel von Kommunen, Politik, Netzbetreibern und Industrie. Das Zukunftsnetz schaffe Transparenz, bündele Planungen und erhöhe die Planungssicherheit. Engpässe könnten so früher sichtbar werden, was einen effizienteren Ausbau ermögliche.

Als nächste Schritte plant das Ministerium drei digitale Vertiefungsworkshops. Diese sollen sich nach Angaben des Hauses mit der Entwicklung der regionalen Stromerzeugung, der Entwicklung der regionalen Verbrauchssektoren sowie mit Großbatteriespeichern und Rechenzentren befassen.

Das Niederspannungsleitsystem basiert auf der Intelligent Grid Platform von Envelio und bildet das Netz als digitalen Zwilling ab. Über diesen werden Netzzustandsdaten gemäß TAF10 übermittelt, sodass eine kontinuierliche Überwachung des Niederspannungsnetzes möglich ist. Bei auftretenden Engpässen können über das CLS-Management automatisiert Steuerbefehle ausgelöst und gezielt an steuerbare Anlagen übermittelt werden.

Für Westfalen Weser Netz bedeutet dies einen wesentlichen Schritt auf dem Weg zur Umsetzung des Paragraf 14a des Energiewirtschaftsgesetzes. Dieser ist die Grundlage für die Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen in das Stromnetz. Details dazu regeln zwei Festlegungen der Bundesnetzagentur.

„Eine besondere Herausforderung bei diesem Projekt war, dass das Niederspannungsleitsystem nicht über die Cloud abgebildet, sondern aus Sicherheitsaspekten direkt on-premises in unser Prozessdatennetz integriert werden musste“, erklärt Dennis Hunting.

Neben der Anbindung an das CLS-Management seien auch Schnittstellen zum ERP-System, zum Geoinformationssystem, zu Fernwirkgeräten sowie zum Mittelspannungsleitsystem umzusetzen gewesen, so der Projektmanager NS-Scada bei Westfalen Weser Netz.

In den kommenden Monaten soll die Lösung zunächst in 20 Niederspannungsnetzen mit zwei Betriebsstellen sowie der Leitstelle des Netzgebiets pilotiert werden. Dazu sind Tests bei „Friedly Usern“ vorgesehen. Darüber hinaus seien in allen Ortsnetzstationen dieser Netze Vorrichtungen zur Niederspannungsabgangsmessung installiert worden. Auf dieser Grundlage sollen Betriebserfahrungen gesammelt und ein Bedienkonzept entwickelt werden, bevor ein Rollout im gesamten Netzgebiet erfolgt.

Nach Angaben von GWAdriga und Envelio wurde mit diesem Projekt erstmals eine durchgängige Prozesskette für die Steuerung in der Niederspannung aufgebaut, die sich auch auf weitere Projekte übertragen lasse.

„Bislang war völlig unklar, wie die Anbindungen der NLS an die ERP-Systeme der Netz- und Messstellenbetreiber zum Austausch von Stamm- und Prozessdaten aussehen sollte“, sagt Frank Technow. Mit der neuen Schnittstelle liege nun ein einheitlicher Standard vor, der eine stabile Grundlage für das Steuern in der Niederspannung schaffe, so der Leiter der Projektgruppe von der IVU Informationssysteme GmbH.

Die Schnittstelle basiert auf einer REST-API und ist damit nach Darstellung der Projektgruppe auf die Verarbeitung großer Datenmengen ausgelegt. Technow zufolge bestand die zentrale Herausforderung darin, unterschiedliche fachliche Perspektiven von ERP- und NLS-Anbietern zusammenzuführen. „Die größte Herausforderung bei der Entwicklung war es, die unterschiedlichen Sichten auf Seiten der ERP- und NLS-Anbieter auf einen gemeinsamen Nenner zu bringen. Das ist durch einen intensiven Austausch, wie er bei edna auch sonst unter Wettbewerbern gepflegt wird, gelungen.“

Die Projektgruppe beabsichtigt, die Schnittstelle nun den zuständigen Gremien im VDE FNN sowie dem BDEW vorzustellen. Dort könnte sie nach Vorstellung der Beteiligten weiterentwickelt und als Branchenstandard zur Verfügung gestellt werden.

Das digitale Angebot gliedert sich in zwei Teile: einen Informationsteil mit Erklärvideos über die wesentlichen Phasen, die beim Aufbau der Ladeinfrastruktur durchlaufen werden müssen, und einen Planungsteil, in den der aktuelle Bestand und der künftige Bedarf einfließen.

Der vorgeschlagene Maßnahmenkatalog umfasst 64 Punkte in den vier Phasen Orientierung und Vernetzung, Planung, Vergabe und Genehmigung sowie Errichtung und Betrieb. Je nach Situation vor Ort, können einzelne Maßnahmen hinzugefügt beziehungsweise angepasst werden.

Zu den Maßnahmen in Phase 1, also während der Orientierung und Vernetzung, gehören beispielsweise die Festlegung von Zuständigkeiten und die Einrichtung einer zentralen Koordinierungsstelle. Auch die strategische Entscheidung sollte sehr früh fallen, ob die Kommune lediglich die Rolle der Genehmigungsbehörde einnimmt oder auch mit eigenen Ladeinfrastrukturkonzepten und den entsprechenden Ausschreibungen in Erscheinung tritt.

Zentrales Element der Planungsphase ist die Bedarfsanalyse, um die Menge der Ladepunkte und ihre Standorte festlegen zu können. Die Nationale Leitstelle empfiehlt hier, auch über den Tellerrand hinauszuschauen und die Versorgungsage in Nachbarkommunen zu berücksichtigen, um Überkapazitäten zu vermeiden und eine harmonisierte Planung zu gewährleisten. In dieser Phase sollte auch das Betreibermodell festgelegt werden.

Angabe der installierten Ladeleistung und des prognostizierten Bedarfs

Mit Hilfe einer sogenannten Tool Box lässt sich online aus den Daten der Nationalen Leitstelle sehr schnell der Grad der aktuellen Bedarfsdeckung ermitteln. Dafür ist die Eingabe des amtlichen Regionalschlüssels oder des Namens der jeweiligen Kommune notwendig. Für die jeweilige Stadt wird dann der Grad der Bedarfsdeckung für 2025 angegeben und in Relation zum Bedarf der Jahre 2030 und 2035 gesetzt. Dazu werden jeweils die installierte Ladeleistung und der zusätzliche Leistungsbedarf angegeben.

Für Frankfurt am Main besteht den Angaben zufolge aktuell eine Bedarfsdeckung von 48 Prozent, bei einer gesamten installierten Ladeleistung von 39,4 MW. Der zusätzliche Bedarf wird mit 42,1 MW beziffert. Für die Bayerische Landeshauptstadt München steht aktuell eine Bedarfsdeckung von 49 Prozent zu Buche mit 55,8 MW installierter Leistung und 57,8 MW zusätzlichem Bedarf. In der Stadt Wismar ist der Bedarf mit 5,8 MW dagegen zu 100 Prozent gedeckt. Um den prognostizierten Bedarf 2035 zu decken, müssten laut Tool Box noch 3,5 MW installiert werden.

Während bei halböffentlichen Ladepunkten, etwa in Firmen oder im Handel, das Bauordnungsrecht maßgeblich ist, ist im öffentlichen Raum meist eine Sondernutzungserlaubnis zum Aufbau der Infrastruktur notwendig.

Schließlich weist die Nationale Leitstelle auf die Notwendigkeit hin, die Zusammenarbeit mit Bauunternehmen und Stromnetzbetreibern zu koordinieren und zu monitoren – eine zentrale Voraussetzung für eine erfolgreiche Umsetzung.
„Unser neues MasterplanTOOL ist ein weiterer Beleg dafür, dass wir in der Nationale Leitstelle Ladeinfrastruktur Kommunen als zentralen Akteur beim Ladeinfrastrukturausbau vor Ort betrachten“, sagt Johannes Pallasch, Leiter und Sprecher der Nationalen Leitstelle Ladeinfrastruktur.

Die Bundesregierung hatte im November 2025 den Masterplan Ladeinfrastruktur 2030 beschlossen. Damit soll ressortübergreifend eine Gesamtstrategie zum Ausbau des Ladenetzes etabliert werden. Der Masterplan umfasst 41 Maßnahmen in fünf Handlungsfeldern: Nachfrage und Investitionen stärken, Umsetzung vereinfachen und beschleunigen, Wettbewerb und Preistransparenz erhöhen, Integration ins Stromnetz verbessern sowie Nutzerfreundlichkeit und Innovation steigern.

Wie ein Sprecher von Badenova auf Anfrage dieser Redaktion mitteilt, hätten die Freiburger dem deutsch-schweizer Unternehmen Naturenergie im Rechtsstreit ein neues Angebot zu den Konditionen unterbreitet. „Wir sind nun in allen Streitpunkten mit großen Schritten auf Naturenergie zugegangen“, so der Sprecher.

Keine Einigung herrschte bisher in Fragen wie dem Kaufpreis für das Leitungsnetz und der Höhe der Erlösobergrenze aus den Netzentgelten. Badenova will mit dem aktuellen Schritt einen Preiskorridor vorgeschlagen haben, der den Vorstellungen von Naturenergie entgegenkommen müsste.

Konkret geht es um den Faktor, mit dem der offenbar unstrittige kalkulatorische Restwert der Netze zu multiplizieren ist. Hier sei der niedrigere Wert jener, auf den die beiden Unternehmen sich früher bereits in einem Eckpunktepapier geeinigt hätten, so Badenova. Der höhere Faktor sei jener, den Naturenergie jüngst vor Gericht im Rahmen des laufenden Klageverfahrens hinterlegt habe. Badenova möchte offenbar dazwischen landen.

Die Erlösobergrenzen beschreiben grundsätzlich den Betrag, den ein Netzbetreiber nach Abzug aller Kosten von den vereinnahmten Netzentgelten behalten darf. Kommt es zur Übergabe eines Netzes an einen anderen Betreiber, müssen die Unternehmen sich einigen, welcher Anteil der geltenden Erlösobergrenze auf den neuen Betreiber übergeht. Dies gilt so lange, bis die Bundesnetzagentur eine neue Obergrenze für das Netzgebiet bestimmt.

Auch Kauf unter Vorbehalt denkbar

Üblicherweise erfolgt die Festlegung des Anteils in einem gemeinsamen Antrag an die Bundesnetzagentur. Allerdings liegen Badenova und Naturenergie auch in dieser Frage über Kreuz. So sehr, dass Badenova nun vorschlägt, statt einer Einigung direkt die Regulierungsbehörde entscheiden zu lassen.

Es gibt noch einen dritten Vorstoß zur Beschleunigung der Netzübergabe. Badenova würde sich auch auf einen Kauf der Netze unter Vorbehalt einlassen. Dies würde die Überprüfung des Deals durch einen Gutachter beinhalten.

Während Badenova davon spricht, sich auf „ein zeitnahes Annehmen des Angebots im Sinne der Bürgerinnen und Bürger im Kandertal“ zu freuen, hält Naturenergie sich auf Anfrage dieser Redaktion bedeckt. Das zu EnBW gehörende Unternehmen befinde sich in „konstruktiven Gesprächen mit dem Wettbewerber“, könne daher aktuell nicht mehr sagen.

Zum Streit, der sich Ende Januar um die Ratssitzung in Lörrach rankte, meldete Naturenergie sich dagegen am 6. Februar noch zu Wort. Badenova hatte dem Unternehmen undemokratisches Verhalten und Rufschädigung vorgeworfen. Naturenergie bedauere es, so eine Sprecherin, falls durch die Anwesenheit von „zahlreichen Mitarbeitenden“ in Lörrach „ein falscher Eindruck entstanden“ sei.

Naturenergie akzeptiere die demokratische Entscheidung, die die Lörracher Stromnetze in die Hände der Stadtnetze Lörrach GmbH & Co. KG legt, einem Joint Venture der Kommune und Badenovas. Dass es zu einer schnellen und einvernehmlichen Übergabe der Netze kommen wird, ist damit nicht gesagt. „Wie üblich in derartigen Verfahren“, so die Sprecherin, „haben alle Beteiligten die Möglichkeit, im Nachgang die Entscheidung zu prüfen.“

Nach Angaben des Unternehmens war 2025 von einer strategischen Neuausrichtung geprägt. Dazu gehörten eine Stärkung der Kapitalstruktur sowie der vorzeitige Abschluss des für 2025 und 2026 geplanten Beteiligungs- und Veräußerungsprogramms. Aus diesem Programm erzielte Orsted Erlöse von umgerechnet rund 6,2 Milliarden Euro. Zuvor hatte der Konzern im Rahmen einer Kapitalerhöhung Bruttoerlöse von rund 8,1 Milliarden Euro erzielt.

Arbeiten in den USA laufen wieder

Konzernchef Rasmus Errboe bezeichnete das Jahr als wegweisend für den Konzern. „2025 war ein prägendes Jahr für Orsted.“ Zugleich betonte er, dass der Umbau des Unternehmens noch nicht abgeschlossen sei. „Wir haben große Schritte hin zu einem stärkeren, fokussierteren und wettbewerbsfähigeren Orsted gemacht, auch wenn noch viel Arbeit vor uns liegt.“ Zur weiteren Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit kündigte Orsted organisatorische Anpassungen an. Bis Ende 2027 soll die Belegschaft um rund 2.000 Stellen reduziert werden, um die Kostenstruktur zu verbessern und die Organisation flexibler aufzustellen.

Im operativen Geschäft meldet Orsted Fortschritte beim Bauprogramm für Offshore-Windparks. Das Unternehmen arbeitet derzeit an einem Offshore-Windportfolio mit einer Leistung von 8,1 GW in der Bauphase. Bis Ende 2027 soll die installierte Offshore-Leistung auf mehr als 18 GW steigen.

Die Offshore-Stromerzeugung nahm 2025 im Vergleich zum Vorjahr um sechs Prozent zu, obwohl die Windgeschwindigkeiten unter dem Durchschnitt lagen. Als Gründe nennt Orsted eine höhere Verfügbarkeit der Anlagen sowie den Produktionshochlauf des deutschen Offshore-Windparks Gode Wind 3.

Gleichzeitig bestehen weiterhin Risiken, insbesondere in den USA. Bei den Projekten Revolution Wind und Sunrise Wind hatten die zuständigen Behörden zeitweise Baustopps verhängt. Nach gerichtlichen Entscheidungen konnten die Arbeiten wieder aufgenommen werden, die rechtlichen Verfahren sind jedoch noch nicht abgeschlossen. Orsted erklärte, weiterhin Gespräche mit der US-Regierung zu führen, um eine dauerhafte Lösung zu erreichen.

Für 2026 erwartet Orsted ein Ebitda von mehr als 3,8 Milliarden Euro. Die geplanten Bruttoinvestitionen beziffert der Konzern auf 6,7 bis 7,4 Milliarden Euro. Offshore-Wind bleibt dabei der zentrale Schwerpunkt der Unternehmensstrategie.

Damit betreiben die Partner laut RWE nun gemeinsam drei große Solaranlagen und einen Batteriespeicher im Tagebau Hambach. Die insgesamt über 109.000 Solarmodule liefern zusammen in der Spitze eine elektrische Leistung von 61 MW. Der Batteriespeicher mit einer Kapazität von 8 MW hilft, die Stromeinspeisung noch besser an den Bedarf anzupassen.

Weitere Beteiligung möglich

Zudem hätten die Kommunen die Option, sich über die Neuland Hambach GmbH auch an zukünftigen Erneuerbare-Energien-Projekten von RWE im Tagebau Hambach zu beteiligen. Katja Wünschel, CEO RWE Renewables Europe & Australia sagt: „Die Beteiligung der Kommunen zeigt: Die Energiewende findet Akzeptanz, wenn Menschen mitgestalten.“ RWE bleibe auch nach der Braunkohle in der Region verankert.

Braunkohle-Vorstand Lars Kulik der RWE-Power ergänzte: „Mit Solaranlagen in Kombination mit einem Speicher nutzen wir unsere Flächen im Tagebau Hambach sinnvoll und nachhaltig.“ Für Niederzier betonte Bürgermeister Frank Rombey: „Die Erträge aus der Photovoltaikanlage geben uns Spielräume, den Raum von morgen in Teilen aktiv zu gestalten.“

RWE baut erneuerbare Energien im Rheinischen Revier aus

Insgesamt betreibt RWE neun Onshore-Windparks und neun Photovoltaikanlagen im Rheinischen Revier – vier davon mit integriertem Batteriespeicher. Weitere Wind- und Solarparks sind in der Region im Bau und in Planung. Insgesamt komm das Unternehmen nach eigenen Angaben hier auf über 100 MW Leistung. Weitere Solarprojekte seien in Bau und in Planung. Solarparks im Tagebau profitieren von einer bestmöglichen und bereits vorhandenen Energieinfrastruktur mit nahezu unbegrenzten Einspeisekapazitäten. Genehmigungsstrategisch von Vorteil seien auch die deutlich vereinfachten Bauleitplanverfahren.

So ging der RWE „indeland“-Solarpark als Leuchtturmprojekt der Region nach nur 20 Wochen Bauzeit ans Netz. RWE hatte 11 Millionen Euro in die 1,4 Kilometer breite Anlage mit ihren 26.500 Modulen investiert. Dem ersten Spatenstich gingen gut zwei Jahre Projektplanung voraus – deutlich weniger als bei Vergleichsprojekten auf deutschem Grund. Auch im Umfeld der Tagebaue entwickelt RWE Solarprojekte. Ein Beispiel dafür ist der Solarpark Bedburg, welcher auf einer rekultivierten Fläche entlang der Autobahn A44 errichtet wurde und seit September 2024 Grünstrom erzeugt.

Strom: Im OTC-Markt wurde der Montag mit 135,00 Euro im Base gehandelt. Am Donnerstag war für den Freitag ein Preis von 122,25 Euro in der Grundlast gesehen worden. Maßgeblich für den Preisanstieg von Freitag auf Montag ist die geringere Einspeiseleistung der Erneuerbaren, die für den Montag erwartet wird. Diese soll sich nur auf 12,1 Gigawatt belaufen, hingegen hat Eurowind 14,5 Gigawatt für den Berichtstag vorhergesagt. Für die Folgetage ist zunächst mit ähnlich niedrigen Beiträgen von Wind und Solar wie für den Montag zu rechnen. Erst am Mittwoch soll sich bei den Erneuerbaren ein Umschwung zu einer deutlich höheren Einspeiseleistung ergeben.
Am langen Ende zeigte sich das Cal 27 trotz der Zugewinne bei Gas bis zum Nachmittag mit einem Minus von 1,93 auf 82,02 Euro je Megawattstunde. In ihrem Impuls auf das Strom-Frontjahr überwogen die massiven Verluste bei CO2.

CO2: Mit einem deutlichen Minus haben sich die CO2-Preise am Freitag präsentiert. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.10 Uhr 1,15 auf 77,05 Euro je Tonne und setzte damit seine massiven Abgaben vom Vortag gedämpft fort. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 44,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 79,72 Euro, das Tief bei 76,20 Euro. Hinter den Kulissen der EU-Kommission wird derzeit über die Zukunft des Emissionshandels (EU ETS I) debattiert. Während Berichte nahelegten, dass eine Verlängerung des Systems über das bisherige Endjahr 2039 und eine Fortführung der kostenlosen Zertifikatszuteilung bald beschlossen werden sollen, zeichnet ein aktueller Bericht von Reuters ein etwas vorsichtigeres Bild.
Demnach prüft die EU-Kommission zwar alle Optionen, um die Industrie bei der Dekarbonisierung zu unterstützen, jedoch hat sie noch keine finalen Entscheidungen getroffen.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat März am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.30 Uhr 0,625 auf 34,475 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE zog der Day-ahead um 1,395 auf 37,575 Euro je Megawattstunde an. Händler verwiesen auf die kühleren Temperaturen, die für die nächste und übernächste Woche prognostiziert werden. Damit könnte sich der Rückgang der Füllstände bei den deutschen Gasspeichern beschleunigen. Die deutschen Gasspeicher waren am Mittwoch zu 29,1 Prozent gefüllt. Das sind 5,3 Prozentpunkte weniger als am vorvergangenen Mittwoch.