3. März 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
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Inhalt
POLITIK & RECHT
STROMNETZ: Dynamische Netzentgelte scheitern an Betreibern
WINDKRAFT ONSHORE: Naunhof stimmt gegen Windräder
PERSONALIE: Mehr Expertise in Bonn für Regulierungsfragen
HANDEL & MARKT
WIRTSCHAFT: Treuhand für deutsche Rosneft-Töchter auf neuer Basis
GAS: Sefe vermarktet Speicher Rehden
VERTRIEB: Stadtwerke Düsseldorf senken Ladepreise
TECHNIK
F&E: Kommunale Wärmeplanung nach Schema F
KLIMASCHUTZ: Zustimmung zu CO2-Preis bleibt stabil
STATISTIK DES TAGES : Wöchentliche Importmenge von LNG nach Europa
UNTERNEHMEN
PERSONALIE: Oliver Strangfeld startet als CFO der Transnet BW
PERSONALIE: Führungswechsel beim Nova-Institut
GLASFASER: Stadtwerke Osnabrück nutzen Netz von Glasfaser Nordwest
TOP-THEMA
Bayerische Wirtschaft will mehr Tempo beim Klimaschutz
Quelle: Stefan Sagmeister
KLIMASCHUTZ.
Der Bund und Bayern verfehlen reihenweise ihre Ziele, so der Tenor des 14. Energiewende-Monitorings der Vereinigung der bayerischen Wirtschaft.
Die Vereinigung der bayerischen Wirtschaft (VBW) ist unzufrieden mit der Energiewende. Bei der Vorlage ihres 14. Energiewende-Monitorings vor Journalisten in München war die Kritik von VBW-Hauptgeschäftsführer Bertram Brossardt an der Politik deutlich. Der Ausbau der erneuerbaren Energien und der Netze gehe zu langsam voran, die Energiepreise seien zu hoch, die Transformation komme nicht recht voran.
Grundlage seiner Aussagen sind die Ergebnisse des nun zum 14. Mal in Folge von der Baseler Beratungsgesellschaft Prognos für den Verband erstellten Energiewende-Monitorings. Vier Parameter bewerteten die Autoren mittels eines Ampelsystems beziehungsweise der Noten 1, 2 und 3. Grundlage für die Bewertung durch Prognos ist die Erreichung der von Bund und Freistaat ausgegebenen Ziele in Sachen Energiewende.
Preise für Industrie nur leicht gesunken
Der Parameter Versorgungssicherheit bekam für Deutschland ein gelbes Zeichen und die Note 2,3. Die Zunahme bei den Erneuerbaren bekam ebenfalls ein gelbes Zeichen und die Note 2,3. Die Umweltverträglichkeit wurde mit einem grünen Zeichen und der Note 1,0 ausgezeichnet. Die drei Parameter haben sich dabei zum Vorjahr nicht verändert.
Die positive Ausnahme war die Bezahlbarkeit als vierter Parameter. Der Wert blieb zwar rot, die Bewertung stieg aber von 3,0 auf 2,5. Der Grund: Die Strompreise für private Haushalte sanken 2025 etwas. Für Industriekunden gingen die Preise ebenfalls zurück, allerdings blieben die Preise im europäischen Vergleich hoch, sagt Sven Kreidelmeyer von Prognos bei der Vorstellung. Aber die Netzentgelte hätten sich seit 2008 deutlich erhöht und zählen zu den höchsten in Europa.
Hohe Kosten für die Systemsicherheit
Der Parameter Versorgungssicherheit ist immer noch sehr hoch in Deutschland und im weltweiten Vergleich spitze, doch werde es immer kostspieliger, die Sicherheit aufrechtzuerhalten. So lagen die Kosten für Systemsicherheitsmaßnahmen 2024 bei rund drei Milliarden Euro. Der Ausbau der Übertragungsnetze kommt zwar voran, bleibt jedoch hinter ursprünglichen Planungen zurück.
Auch der Parameter Ausbau der Erneuerbaren und Energieeffizienz verläuft nicht nach Plan und zudem sehr uneinheitlich. Bei der Photovoltaik wurde 2025 ein Zubau von 16.300 MW erreicht und damit das Jahresziel von 13.800 MW übertroffen. Die Windenergie an Land blieb mit 4.600 MW deutlich unter dem Zielwert von 10.300 MW.
In Bayern lag der Zubau bei der Windenergie 2025 bei lediglich 80 MW gegenüber einem ausgegebenen Ziel von 700 MW, erläutert Almut Kirchner von Prognos. Der Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch in Deutschland erreichte 2025 rund 54 Prozent und bleibt damit unter dem Zielpfad von 80 Prozent bis 2030.
Zwar ging der Bruttostromverbrauch 2025 auf 517 Milliarden kWh zurück. Der Rückgang wird im Monitoring aber nicht als struktureller Effizienzgewinn gewertet, sondern maßgeblich auf Produktionsrückgänge in energieintensiven Branchen zurückgeführt. VBW-Chef Brossardt: „Der Rückgang ist daher kein energiepolitischer Erfolg, sondern Ausdruck einer stagnierenden Konjunktur.“
Rückgang bei der Kohleverstromung
Bei den Treibhausgasemissionen verzeichnete Deutschland 2023 laut Bericht einen Rückgang auf 649 Millionen Tonnen CO2. Das entspricht einer Minderung um 48 Prozent gegenüber 1990. Haupttreiber war vor allem der Rückgang der Kohleverstromung in der Energiewirtschaft.
Doch wiesen die Prognos-Experten darauf hin, dass man für die knapp 50 Prozent Treibhausgasminderung nun 33 Jahre gebraucht habe, für die weiteren 50 Prozent stünden nur noch etwas mehr 20 Jahre zur Verfügung, wenn man es mit der Klimaneutralität bis 2045 in Deutschland auch wirklich so meine.
Das Fazit von Brossardt: „Ähnlich wie in den 13 Jahren zuvor kommen wir zu dem Schluss: Der Fortschritt der Energiewende ist noch nicht zufriedenstellend.“ Doch er zeigte sich trotzdem optimistisch. Die Energiewende sei auch im 14. Monitoring-Jahr vorangekommen. „Nicht gerade schnell. Doch Schrittgeschwindigkeit ist besser als Stillstand.“
Um schneller voranzukommen, seien Akteure auf „allen politischen Ebenen gefordert“. Auf EU-Ebene müsse Brüssel die Beihilfevorschriften rasch anpassen, da diese bislang einen wirksamen Industriestrompreis verhinderten. Zugleich dürfe Berlin bei der „Ausbaugeschwindigkeit auf keinen Fall vom Gaspedal gehen“ – weder beim Ausbau erneuerbarer Energien noch bei den Netzen. „Der energiepolitische Weg Deutschlands ist der richtige. Wir müssen diesen Weg jetzt aber deutlich schneller zurücklegen.“
Das „14. Monitoring der Energiewende“ von Prognos steht auf der VBW-Homepage zum Download zur Verfügung.
Quelle: Katia Meyer-Tien
Dynamische Netzentgelte scheitern an Betreibern
STROMNETZ. Das Modell der Bundesnetzagentur für dynamische Netzentgelte scheitert nach Ansicht von Energieverbänden an der fehlenden technischen Umsetzbarkeit.
Die Bundesnetzagentur hat ein Modell vorgelegt, mit dem Einspeiser, Speicher und Verbraucher dynamische Netzentgelte umsetzen sollen. Laut der Auffassung vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sowie dem Bundesverband Neue Energie (BNE) sei es aber nicht praxistauglich.
BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae sagte, die Zielsetzung der Bundesnetzagentur, den Anstieg der Redispatch- und der Netzausbaukosten anders zu verteilen und im besten Fall zu dämpfen, sei grundsätzlich richtig und ambitioniert. „Fest steht jedoch bereits jetzt, dass das vorgelegte Konzept zu dynamischen Netzentgelten für Erzeuger, Speicher, Netzbetreiber und Verbraucher im Praxistest durchfällt“, so Andreae weiter.
Modell zu komplex
Der Vorschlag sei „überkomplex, praktisch so nicht umsetzbar und nicht geeignet, die gewünschte Entlastung der Netze herbeizuführen“, fasste sie die Stellungnahme des BDEW zusammen. Einspeiser sähen sich unkalkulierbaren Preis- und Finanzierungsrisiken gegenüber. Diese würden vermeidbare Zusatzkosten bei der Kreditfinanzierung für den Neubau von Erneuerbare-Energien-Anlagen, Speichern und Kraftwerken verursachen.
Auch auf Verbraucherseite können viele Kunden nicht ausreichend flexibel reagieren, das betrifft insbesondere Industrieunternehmen. Es entsteht für alle eine deutlich höhere Planungsunsicherheit. In dieser Gesamtbewertung ist sich die Branche einig. „Bevor Förderungen als Finanzierungsgrundlage gestrichen und die Einspeisung pauschal begrenzt wird, müssen Netzbetreiber den digitalisierten Unterbau für die Direktvermarktung auch bereitstellen können“, forderte BNE-Geschäftsführer Robert Busch.
Smart-Meter-Rollout hinkt hinterher
Nötig seien dafür ein beschleunigter, günstiger und wettbewerblicher Smart-Meter-Rollout, standardisierte Marktkommunikation und klare Vorgaben und Fristen für die Verteilnetzbetreiber, die auch sanktionsbehaftet sind. „Davon ist nichts in Sicht und es wird auch nichts eingefordert“, kritisierte Busch die Bundesnetzagentur und den Gesetzgeber.
Nach seiner Auffassung blockieren die Verteilnetzbetreiber Netzzugang, Digitalisierung und Speicher. Deshalb könnten Solarstromanlagen und Gebäudeenergiesysteme nicht flexibilisiert werden und stärker zu Zeiten geringer Netzauslastung einspeisen, sagte Busch.
„Deshalb lehnen wir das Konzept der Bundesnetzagentur ab“, schloss Andreae. Statt auf dynamischen Netzentgelten sollte der Schwerpunkt auf einer generellen Optimierung der Netznutzung liegen, um die vorhandenen Netzkapazitäten effizienter auszunutzen. „Ein Kapazitätspreis für Verbraucher, wie ihn der BDEW gemeinsam mit EWI vorgeschlagen hat, wäre hierfür eine geeignete Lösung“, erinnerte sie.
Die Stellungnahme des BDEW zu den dynamischen Netzentgelten steht im Internet bereit.
Naunhof stimmt gegen Windräder
Quelle: Jonas Rosenberger
WINDKRAFT ONSHORE. Mehr als 2.400 Naunhofer wollen keine Windräder vor der Haustür. Ein entsprechender Bürgerentscheid hat für mindestens drei Jahre Bestand.
In der sächsischen Stadt Naunhof (Landkreis Leipzig) haben sich die Einwohner in einem Bürgerentscheid mehrheitlich gegen die Errichtung von Windrädern ausgesprochen. Die Stadt soll nach Informationen der Deutschen Presse-Agentur demnach alle rechtlichen Möglichkeiten nutzen, um Windenergieanlagen auf dem Gemeindegebiet zu verhindern.
Laut der Stadtverwaltung stimmten 2.405 Menschen mit „Ja“ und damit gegen Windenergieanlagen. Mit „Nein“ votierten 1.006 Personen. Die Wahlbeteiligung lag den Angaben zufolge bei 47,8 Prozent. Das nötige Quorum von 1.783 Stimmen wurde erreicht.
„Die Ergebnisse sind als vorläufig zu betrachten“, hieß es. Sie werden nach einer Prüfung am 2. März durch den Wahlvorstand festgestellt. Abstimmungsberechtigt waren Personen, die wahlberechtigt zur Kommunalwahl sind. Sie mussten am Abstimmungstag mindestens 18 Jahre alt sein und im Gebiet der Gemeinde ihren Wohnsitz haben.
Ein Bürgerentscheid hat die Wirkung eines Beschlusses des Stadtrats. Er kann den Angaben zufolge innerhalb von drei Jahren nur durch einen neuen Bürgerentscheid abgeändert werden.
Mehr Expertise in Bonn für Regulierungsfragen
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
PERSONALIE. Die Bundesnetzagentur erweitert den „Wissenschaftlichen Arbeitskreis für Regulierungsfragen“ um drei Professoren.
Energieökonomik, Digitalisierung und Regulierungsökonomie – auf diesem Gebiet holt die Bundesnetzagentur drei neue Köpfe in den „Wissenschaftlichen Arbeitskreis für Regulierungsfragen“, abgekürzt WAR. Dieses Expertengremium soll rechtliche, ökonomische und technische Aspekte der Regulierung beleuchten und Expertisen erarbeiten. Für Verstärkung sorgen künftig Prof. Dr. Jan Krämer, Prof. Dr. Indra Spiecker genannt Döhmann sowie Prof. Dr. Heike Wetzel, wie die Bonner Behörde am 26. Februar mitteilte.
Wetzel ist Professorin für Mikroökonomik und empirische Energieökonomik an der Universität Kassel. Zuvor war sie unter anderem am Energiewirtschaftlichen Institut an der Universität zu Köln tätig und leitete die Abteilung Dezentrale Energiewirtschaft am Institut dezentrale Energietechnologien in Kassel. Ihre Forschungsschwerpunkte sind Verbraucherverhalten, Marktdesign und Regulierung in Energiesystemen.
Krämer ist Professor für Wirtschaftsinformatik an der Universität Passau. Seine Forschungsschwerpunkte liegen in der ökonomischen Regulierung von Telekommunikations- und Internetmärkten, digitalen Plattformen und künstlicher Intelligenz sowie datengetriebenen Geschäftsmodellen.
Bundesnetzagentur: Wachsender Beratungsbedarf
Spiecker genannt Döhmann ist Inhaberin des Lehrstuhls für Öffentliches Recht, Informationsrecht und Rechtstheorie an der Universität zu Köln. Sie ist zudem Direktorin des Instituts für Digitalisierung. Ihre Schwerpunkte liegen im Digitalisierungs-, IT-Sicherheits- und Datenschutzrecht.
Der Vorsitzende des WAR, Jürgen Kühling, verweist auf den wachsenden Beratungsbedarf: „Die bereichernde Verstärkung fällt in eine Zeit der gewachsenen Herausforderungen für die Bundesnetzagentur und damit auch für uns im WAR.“ Die Kollegin Wetzel werde mit ihrer Energieexpertise bei der weiteren kritischen Begleitung der Bundesnetzagentur etwa im Anschluss an unsere jüngste Stellungnahme zur künftigen Regulierung von Strom- und Gasnetzen eine wichtige Hilfe sein, wird Kühling zitiert. „Mit der Kollegin Spiecker genannt Döhmann und dem Kollegen Krämer können wir die Bundesnetzagentur bei ihren vielfältigen neuen Aufgaben im digitalen Bereich breiter beraten.“
Quelle: Pixabay / Nicola Giordano
Treuhand für deutsche Rosneft-Töchter auf neuer Basis
WIRTSCHAFT. Deutsche Raffinerien sind teilweise in russischen Händen. Dem Zugriff aus dem Osten ist durch eine öffentliche Treuhandlösung ein Riegel vorgeschoben. Diese wurde nun rechtlich erneuert
Gemäß Mitteilung des Wirtschaftsministeriums (BMWE) vom 28. Februar hat die Bundesregierung auf Grundlage des neu eingeführten Paragrafen 6a Außenwirtschaftsgesetz (AWG) eine AWG-Treuhandverwaltung über die deutschen Rosneft-Töchter Rosneft Deutschland GmbH (RDG) und RN Refining & Marketing GmbH (RNRM) angeordnet.
Die Bundesnetzagentur wird erneut als Treuhänderin eingesetzt und erhält auf der neu geschaffenen Rechtsgrundlage die Kontrolle über Rosneft Deutschland und damit auch über den jeweiligen Anteil an den drei Raffinerien PCK Schwedt (Brandenburg), „MiRO“ (Karlsruhe) und Bayernoil (Neustadt und Vohburg an der Donau, Bayern).
Die russische Rosneft ist an 13 Prozent der deutschen Rohöl-Verarbeitungskapazität von insgesamt 95,7 Millionen Tonnen pro Jahr beteiligt. Die Struktur der Anteilseigner bei den drei Raffinerien mit Rosneft-Beteiligung stellt sich wie folgt dar:
- PCK Raffinerie GmbH mit 11,5 Millionen Tonnen jährlicher Verarbeitungskapazität: Rosneft Deutschland GmbH und Shell Deutschland GmbH je 37,5 Prozent sowie AET Raffineriebeteiligungs-Gesellschaft 25 Prozent. Die AET wiederum ist ein Gemeinschaftsunternehmen der RN Refining & Marketing GmbH (66,7 Prozent) und der Enilive Deutschland GmbH. RNRM ist eine Tochtergesellschaft des russischen Staatsunternehmens Rosneft. Damit beläuft sich der durchgerechnete Anteil von Rosneft an PCK Schwedt auf 54,17 Prozent. Der Nettoanteil von Rosneft wird mit 6,2 Millionen Tonnen Rohöl pro Jahr angegeben.
- Bayernoil Raffineriegesellschaft GmbH mit 10,3 Millionen Tonnen jährlicher Verarbeitungskapazität: Varo Energy GmbH 51,43 Prozent, Rosneft Deutschland GmbH 28,57 Prozent, Enilive Deutschland GmbH 20 Prozent. Der Nettoanteil von Rosneft an dieser größten Raffinerie im bayerischen Raum beläuft sich auf 2,9 Millionen Tonnen Rohöl pro Jahr.
- Miro Mineraloelraffinerie Oberrhein GmbH & Co. KG mit 15,0 Millionen Tonnen jährlicher Verarbeitungskapazität: Shell Deutschland GmbH 32,25 Prozent, Esso Deutschland GmbH (Exxonmobil-Konzern) 25 Prozent, Rosneft Deutschland GmbH 24 Prozent, Phillips 66 Continental GmbH 18,75 Prozent. Der Nettoanteil von Rosneft an dieser größten Raffinerie in Deutschland beträgt 3,6 Millionen Tonnen pro Jahr.
Längerfristige Perspektive
Hintergrund für den im Februar 2026 neu eingeführten Paragrafen 6a Außenwirtschaftsgesetz war das 18. Sanktionspaket der EU gegen Russland aus dem Juli 2025. Dieses hat das bestehende Transaktionsverbot konkretisiert, das gegenüber Rosneft gilt. Demnach sind auch EU-Töchter vom Transaktionsverbot erfasst, wenn sie im Namen oder auf Anweisung der gelisteten russischen Muttergesellschaften handeln.
Das Sanktionsrecht sieht hierfür unter anderem dann eine Ausnahme vor, wenn die EU-Töchter unter einer öffentlich-rechtlichen Treuhand stehen. Durch die Anordnung der AWG-Treuhandverwaltung werden die deutschen RDG und RNRM somit davor geschützt, nach dem Ende der Treuhandverwaltung gemäß Energiesicherungsgesetz (EnSiG) selbst unter die EU-Sanktionen gegen Russland zu fallen und damit von Geschäftstätigkeiten ausgeschlossen zu werden.
Sefe vermarktet Speicher Rehden
Quelle: Katia Meyer-Tien
GAS. Für die Periode 2026/27 vermarktet Securing Energy for Europe (Sefe) Kapazitäten im Erdgasspeicher Rehden.
Sefe Storage kündigt den Beginn der Vermarktung gebündelter Speicherkapazitäten in Rehden für das Speicherjahr 2026/27 an. Nach dem Prinzip „first come, first served“ werden verbindliche Buchungen nach der Reihenfolge der Nutzeranfragen bedient.
Die Veröffentlichung des Speicherprodukts und des festen Speicherentgelts erfolgt im Internet. Für alle bei „PRISMA“ registrierten Nutzer erfolge zusätzlich eine Benachrichtigung per E-Mail, teilte das Unternehmen am 2. März mit.
Buchungsanfragen seien verbindlich auf Basis des veröffentlichten festen Speicherentgelts. Die Angebotsdauer gelte ab dem Tag der Veröffentlichung bis zur Veröffentlichung einer erneuten Auktion von Speicherkapazitäten in Rehden auf Prisma.
Der Buchungsprozess erfolge per E-Mail an sales@sefe-storage.de, wobei die Angabe der Speicherlokation und Anzahl der gewünschten Bündel erforderlich ist. Sefe Storage bestätige an Werktagen die Verfügbarkeit innerhalb von 60 Minuten nach Eingang der Anfrage. Die Buchungsbestätigung gilt als Speichervertrag.
Beginn des Vertrags ist jeweils am 1. April eines Speicherjahres. Bei FCFS-Angeboten innerhalb des Speicherjahres beginnt der Vertrag zum 1. eines Monats unter Berücksichtigung einer Vorlaufzeit von 14 Kalendertagen. Noch nicht registrierte Unternehmen, die Interesse an einer Teilnahme haben, werden gebeten, eine Anfrage unter Berücksichtigung der Registrierungsfrist über PRISMA zu stellen.
Die Veröffentlichung des Speicherprodukts und des festen Speicherentgelts stehen im Internet bereit.
Stadtwerke Düsseldorf senken Ladepreise
Quelle: Fotolia / electriceye
VERTRIEB. Das Versorgungsunternehmen in der nordrhein-westfälischen Landeshauptstadt setzt zum 1. April die Preise an öffentlichen Ladepunkten herab.
E-Automobilisten, die eine Ladekarte der Stadtwerke Düsseldorf haben, bezahlen an für AC-Ladestrom ab 1. April 44 Cent/kWh. Bisher sind 47 Cent/kWh fällig. Der Tarif für das Schnellladen (DC) sinkt ebenfalls um 3 Cent von 59 auf 56 Cent/kWh, teilt das Unternehmen mit.
Darüber hinaus führen die Stadtwerke neue Sondertarife ein. An den drei Schnellladeparks des Versorgers − Schnellladestandorte mit jeweils mindestens vier Schnellladesäulen − gilt künftig ein Abend- und Nachttarif von 46 Cent/kWh für die Zeit von 21 bis 8 Uhr.
Am City-Schnellladepark an der Fährstraße, der zusätzlich mit einer Photovoltaikanlage ausgestattet ist, gibt es an den Schnellladesäulen auch um die Mittagszeit einen ermäßigten Tarif. Von 11 bis 15 Uhr kostet die Kilowattstunde 52 Cent.
Der Grundpreis für die Nutzung der Ladekarte beträgt monatlich drei Euro, diese Gebühr entfällt nach Angaben der Stadtwerke, „sobald ein Ladekartenumsatz in mindestens gleicher Höhe erreicht wird“.
Eine Reihe von Versorgern hat die Ladestrom-Tarife bereits zum 1. Januar gesenkt. Die Wuppertaler Stadtwerke (WSW) berechnen für das AC-Laden seither 35 Cent/kWh (vorher: 39 Cent/kWh). Zwischen 21 Uhr und 6 morgens kostet die Kilowattstunde 29,9 Cent. Den Tarif für das DC-Laden liegt in Wuppertal bei 49 Cent (vorher: 59 Cent/kWh).
Quelle: Fotolia / alphaspirit
Kommunale Wärmeplanung nach Schema F
F&E. Ein Forschungsprojekt soll es Kommunen ermöglichen, die Wärmeplanung systematisch zu vereinheitlichen. Wissenschaftler entwickeln dazu ein „Geodatenanalyse-Werkzeug“.
Eine Arbeitsgrundlage für alle Kommunen: „Wir wollen den Nachweis erbringen, dass die für die Wärmeplanung erforderliche Daten- und Auswertungsgrundlage bundeslandweit standardisiert bereitgestellt werden kann“, beschreibt Sascha Koch das Ziel. Der Professor für Informatik an der Jade Hochschule hat ein Forschungsprojekt gestartet, mit dem Kommunen die Wärmewende vergleichbarer und effizienter planen können. „Die typischerweise sehr lange Vorlaufzeit“ für die Datenbereitstellung soll verkürzt werden, Verantwortliche sollen „schneller in die Entscheidungsfindung kommen“, erklärt Koch.
Modellregion ist Niedersachsen. Dort liege ein repräsentativer Querschnitt aller Gemeindegrößen über das gesamte Bundesland verteilt vor. Dadurch sei die Übertragbarkeit der Ergebnisse auf andere Bundesländer gewährleistet, heißt es. An dem Projekt, das vom Bundeswirtschaftsministerium mit 1,8 Millionen Euro gefördert wird, sind neben der Jade Hochschule die Hochschule Bremen, das Energiecluster OLEC und das Landesamt für Geoinformation und Landesvermessung Niedersachsen beiteilgt. Bis Ende 2027 streben die Experten eine „Harmonisierung der Daten- und Methodengrundlage“ für die Wärmeplanung an.
Evaluierung von Ergebnissen mit Modellkommunen
Der „Niedersächsische Wärmeplaner“, so der Projektname, ein interaktives „Geodatenanalyse-Werkzeug“ werden. Dieses Werkzeug soll es Kommunen ermöglichen, Projektergebnisse gemeinsam mit Modellkommunen zu evaluieren, erklärt die Jade Hochschule. Es werde so konzipiert, „dass die Entscheidungshoheit ausdrücklich bei den Kommunen verbleibt“. Gedacht sei es vor allem für kleinere Kommunen, die nicht über eigene Geodatenanalyse-Kompetenzen und entsprechende Werkzeuge verfügen.
Trotz der im Wärmeplanungsgesetz formulierten Vorgaben ist derzeit jedoch nicht zu erwarten, dass Wärmepläne bundesweit in gleich hoher Qualität und mit komplett einheitlicher Methodik entwickelt werden, schreiben die Wissenschaftler. Diese Heterogenität erschwere Vergleichbarkeit, Zusammenarbeit und Fortschreibung der Wärmepläne erheblich. Der Niedersächsische Wärmeplaner soll hier helfen.
Zustimmung zu CO2-Preis bleibt stabil
Quelle: Shutterstock / Black Salmon
KLIMASCHUTZ. Eine Studie der Hochschule Bochum zeigt, dass rund 60 Prozent der Befragten CO2-Preise weiterhin unterstützen. Dies gelte langfristig, trotz Energiekrise und steigenden Kosten.
Eine Langzeitstudie der Hochschule Bochum kommt zu dem Ergebnis, dass die öffentliche Unterstützung für die CO2-Bepreisung in Deutschland auch während der Energiekrise weitgehend stabil geblieben ist. Das Forschungsteam um Stephan Sommer, Professor im Fachbereich Wirtschaft, analysierte dafür Einstellungen von Bürgerinnen und Bürgern zwischen 2019 und 2022.
Die Wissenschaftler werteten einen Längsschnittdatensatz mit rund 4.000 Teilnehmenden aus. Diese beantworteten zu drei Zeitpunkten Fragen zur CO2-Bepreisung und zur Verwendung der Einnahmen. Der Untersuchungszeitraum umfasst sowohl die Einführung und Anhebung des nationalen CO2-Preises im Verkehrs- und Wärmesektor als auch die Energiepreissprünge infolge des russischen Angriffs auf die Ukraine.
„Unsere Ergebnisse zeigen, dass die Unterstützung für die CO2-Bepreisung deutlich stabiler ist, als häufig angenommen wird – sie bricht auch unter stark gestiegenen Energiepreisen nicht ein“, so Stephan Sommer. Zu allen drei Befragungszeitpunkten befürworteten rund 60 Prozent der Teilnehmenden niedrige CO2-Preise zwischen 10 und 30 Euro pro Tonne. Etwa 40 Prozent sprachen sich jeweils für höhere Preisniveaus von 50 Euro oder 100 Euro pro Tonne aus. Diese Anteile veränderten sich trotz steigender Energiepreise und Anpassungen des CO2-Preises kaum.
Finanzielle Leistungsfähigkeit entscheidend
Allerdings zeigen die Ergebnisse deutliche Unterschiede zwischen einzelnen Bevölkerungsgruppen. Personen mit hohen Energiekosten reduzierten ihre Unterstützung für die CO2-Bepreisung signifikant. Veränderungen politischer Einstellungen oder der grundsätzlichen Akzeptanz des Klimawandels erklären laut Studie dagegen nur einen geringen Teil der individuellen Meinungsänderungen. Entscheidend seien vor allem konkrete finanzielle Belastungen sowie das persönliche Umweltbewusstsein.
Stärker als die grundsätzliche Zustimmung zur CO2-Bepreisung verschoben sich im Zeitverlauf die Erwartungen an die Verwendung der Einnahmen. Investitionen in Klimaschutz und grüne Infrastruktur finden zwar weiterhin breite Unterstützung, ihre Zustimmung nahm jedoch ab. Gleichzeitig gewinnt der soziale Ausgleich an Bedeutung.
Sozialer Ausgleich notwendig
Insbesondere die gezielte Entlastung einkommensschwacher Haushalte wird häufiger gefordert. Vor allem bei Befragten mit hohen Energiekosten zeigt sich laut den Forschenden eine klare Verschiebung: Sie bevorzugen zunehmend direkte finanzielle Entlastungen statt Investitionen in Klimaschutzmaßnahmen.
Aus Sicht der Autoren unterstreichen die Ergebnisse die Bedeutung einer flexiblen Ausgestaltung der Klimapolitik. Die öffentliche Unterstützung für die CO2-Bepreisung sei zwar grundsätzlich robust, wachse aber nicht automatisch. Um die politische Tragfähigkeit langfristig zu sichern, sollten steigende Belastungen berücksichtigt und die Einnahmen so eingesetzt werden, dass sie als fair wahrgenommen werden.
Sommer betont zudem die Bedeutung früher Kommunikation: Aus politischer Sicht sei es entscheidend, Unterstützung für eine umweltpolitische Maßnahme bereits vor ihrer Einführung aufzubauen, da diese Zustimmung mit hoher Wahrscheinlichkeit auch nach der Umsetzung bestehen bleibe.
Die Studie: „How resilient is public support for carbon pricing?“ steht in englischer Sprache im Internet bereit.
Wöchentliche Importmenge von LNG nach Europa
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES . Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
In der Kalenderwoche 44 des Jahres 2025 wurden laut dem Thinktank Bruegel rund 3,02 Milliarden Kubikmeter LNG von europäischen Staaten importiert. Gemessen an der Importmenge war Frankreich im Jahr 2023 mit circa 22 Millionen Tonnen das größte Importland von LNG in Europa. Für den Import des verflüssigten Rohstoffs werden Terminals benötigt. Innerhalb Europas befinden sich die meisten dieser Infrastrukturanlagen (Stand: September 2024) in Frankreich, Italien und Spanien. Das größte Terminal auf dem Kontinent, das eine jährliche Kapazität von 21 Milliarden Kubikmeter aufweist, befindet sich hingegen im Vereinigten Königreich. Für den europäischen Markt waren die USA zuletzt das mit Abstand wichtigste Exportland von LNG.
Dr. Oliver Strangfeld. Quelle: Transnet BW
Oliver Strangfeld startet als CFO der Transnet BW
PERSONALIE. Dr. Oliver Strangfeld hat zum 1. März 2026 sein Amt als Mitglied der Geschäftsführung bei Transnet BW angetreten. Er verantwortet Finanzen und Netzwirtschaft sowie Digitalisierung.
Dr. Oliver Strangfeld löst den bisherigen Finanzvorstand Dr. Rainer Pflaum ab, dessen Vertrag zum 28. Februar 2026 endete. Pflaum war seit 2010 Mitglied der Geschäftsführung der heutigen Transnet BW. Ab 1. März verantwortet Strangfeld die Ressorts Finanzen, Einkauf sowie Netzwirtschaft und Digitalisierung.
Der gebürtige Heidenheimer wechselte bereits zum 1. September 2025 zu Transnet BW, um sich mit der Übernahme von strategischen Aufgaben in der Gesellschaft auf seine neue Rolle vorzubereiten. Zuvor war er kaufmännischer Geschäftsführer der EnBW Kernkraft (EnKK) und der Gesellschaft für nukleares Reststoffrecycling (GNR).
Aufsichtsratsvorsitzender Dirk Güsewell kommentierte bei der Bestellung von Strangfeld durch den Aufsichtsrat von Transnet BW im Juli 2025: „In seiner Funktion wird er nicht nur die Bezahlbarkeit der Energiewende im Blick behalten, sondern auch die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit sowie die Digitalisierung im Unternehmen weiter vorantreiben.“
Energiemanager mit langjähriger Führungserfahrung
Strangfeld war nach dem Studium der Physik in Bonn zunächst als Vorentwickler bei der Moeller GmbH in Bonn mit Schwerpunkt auf Entwicklung modularer Konzepte für Schalt- und Schutzanlagen tätig. Anschließend arbeitete er als Unternehmensberater bei McKinsey und promovierte im Bereich der Wirtschaftswissenschaften in Vallendar.
Im Jahr 2009 stieß Oliver Strangfeld zur EnBW und war im Konzern zunächst im Strategiebereich tätig. Ab 2011 übernahm er Führungsverantwortung im Controlling der EnKK. Von 2014 bis 2019 war er kaufmännischer Geschäftsführer der GNR und übernahm dieses Amt erneut im Jahr 2024. Von 2015 bis 2022 war er zusätzlich kaufmännischer Leiter des Gesamtprojekts Rückbau. 2019 bis 2025 war er Mitglied der EnKK-Geschäftsführung und für das Ressort Finanzen zuständig.
Führungswechsel beim Nova-Institut
Quelle: Pixabay / Maria
PERSONALIE. Der Gründer des Nova-Instituts, Michael Carus, hat sich aus dem operativen Geschäft zurückgezogen.
Zäsur beim Nova-Institut für politische und ökologische Innovation: Michael Carus hat nach mehr als drei Jahrzehnten an der Spitze die Leitung des Geschäftsbereichs Renewable Carbon an Lars Böger übergeben. Der Wechsel erfolgte nach Angaben der Forschungs- und Beratungsgesellschaft mit Sitz in Hürth zum 1. März.
Carus (69) bleibt dem Unternehmen als Gesellschafter und Senior Advisor erhalten, heißt es. Mit Böger als Chef soll der Fokus auf praxisnahe Forschungs- und Beratungsprojekte verstärkt werden. Der 53-Jährige war bereits im März vergangenen Jahres als Geschäftsführer bestellt worden, für den Chefwechsel war eine einjährige Übergangsphase geplant.
Bevor Böger nach Hürth kam, arbeitete er unter anderem bei BASF in Deutschland und China sowie beim Mineralölunternehmen Neste in Finnland. Zudem gehörte er dem Vorstand des Verbands European Bioplastics an.
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| Michael Carus Quelle: Nova-Institut |
Weiterhin zur Institutsleitung zählt Linda Engel. Die 43-Jährige ist seit September 2020 Geschäftsführerin. Das Nova-Institut beschäftigt nach eigenen Angaben rund 50 Wissenschaftler und bearbeitet internationale Innovationsprojekte. Neben Forschung bietet es Management- und Strategieberatung an. Analysiert werden Technologien und Rohstoffe im Hinblick auf Eignung, Marktpotenziale, regulatorische Rahmenbedingungen, Nachhaltigkeit und Vermarktung.
Stadtwerke Osnabrück nutzen Netz von Glasfaser Nordwest
Glasfaser Nordwest und die Stadtwerke Osnabrück haben eine Vermarktungskooperation vereinbart. Quelle: Glasfaser Nordwest
GLASFASER. Glasfaser Nordwest und die Stadtwerke Osnabrück haben eine Kooperation vereinbart. Sie sehen ein Vermarktungspotenzial von knapp 90.000 Haushalten.
Glasfaser Nordwest und die Stadtwerke Osnabrück haben eine Kooperationsvereinbarung unterzeichnet. Die Stadtwerke treten damit als weiterer Telekommunikationsanbieter auf dem Glasfasernetz des Oldenburger Infrastrukturanbieters auf und vermarkten eigene Produkte in Osnabrück und Wallenhorst. Erste Kundenschaltungen sind nach Unternehmensangaben ab Juni vorgesehen.
Nach Angaben der Partner umfasst das Vermarktungspotenzial knapp 90.000 Haushalte und Unternehmen. Rund 35.000 Adressen in 38 Ausbaugebieten könnten künftig zwischen zusätzlichen Angeboten wählen. Grundlage ist das Open-Access-Modell von Glasfaser Nordwest, bei dem das Netz diskriminierungsfrei mehreren Anbietern offensteht. Die Stadtwerke Osnabrück erweitern mit dem Einstieg ihr Portfolio um den Bereich Telekommunikation. Als kommunaler Versorger sind sie bislang in den Geschäftsfeldern Energie, Immobilien, Bäder und Mobilität tätig.
Felix Frers, Key Account Manager bei Glasfaser Nordwest, erklärte, die Gespräche seien von Beginn an offen und konstruktiv verlaufen. Der Austausch habe dazu beigetragen, den Markteintritt der Stadtwerke vorzubereiten und die Umsetzung der Kooperation zu strukturieren.
Auch Martin Saßen, Leiter Markt und Produkte bei Glasfaser Nordwest, verwies auf die Rolle des offenen Netzes. Dieses ermögliche es Stadtwerken, eigene Glasfaserprodukte direkt an Kundinnen und Kunden zu vertreiben. Dadurch entstünden mehr Wahlmöglichkeiten und zusätzlicher Wettbewerb. Das Projektteam in Osnabrück arbeite daran, die Voraussetzungen für die ersten Schaltungen zu schaffen.
Einstieg in neues Geschäftsfeld auch ohne Vorerfahrung
Daniel Waschow, Vorstandsvorsitzender der Stadtwerke Osnabrück, sagte, die Kooperation ermögliche einen Einstieg in den Telekommunikationsmarkt. Ziel sei es, leistungsfähige Glasfaseranschlüsse anzubieten und bestehende Kundenbeziehungen zu nutzen.
Glasfaser Nordwest wurde Anfang 2020 als Joint Venture von Telekom Deutschland und dem Energiekonzern EWE gegründet. Das Unternehmen verantwortet in Teilen des Nordwestens Deutschlands den eigenwirtschaftlichen Ausbau von Glasfasernetzen sowie deren Betrieb. Die Infrastruktur wird nach Unternehmensangaben dem gesamten Telekommunikationsmarkt diskriminierungsfrei zur Verfügung gestellt. Zunächst haben EWE und Telekom Deutschland das Netz genutzt, nun sind weitere Vermarktungspartner vorgesehen.
Mit dem Beitritt der Stadtwerke Osnabrück wächst die Zahl der regionalen Anbieter auf dem Netz. Der Schritt der Stadtwerke zeige, dass auch Regionalversorger ohne umfassende Vorerfahrung im Telekommunikationsmarkt erfolgreich in dieses Geschäftsfeld einsteigen, heißt es in einer Mitteilung von Glasfaser Nordwest.
Die Kooperation steht exemplarisch für das Open-Access-Modell, bei dem Infrastruktur- und Vertriebsrollen getrennt sind. So können unterschiedliche Anbieter auf ein bereits verlegtes Glasfasernetz zugreifen. Kunden können ihren Anbieter frei wählen, während ein unwirtschaftlicher Doppelausbau von Glasfasernetzen in derselben Ortschaft vermieden wird. Open Access ist für Glasfasernetze gesetzlich zwar nicht geregelt, wird jedoch von zahlreichen Telekommunikations- und Netzanbietern freiwillig unterstützt.
DIE E&M DAILY ALS PDF LESEN
MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Geopolitik setzt Energiemärkte unter Druck
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Während Strompreise überwiegend fester tendierten und auch das Frontjahr zulegte, entwickelten sich die CO2-Zertifikate gegenläufig und gerieten weiter unter Druck. Der Benchmark-Kontrakt Dec 26 unterschritt im Tagesverlauf die Marke von 70 Euro. Deutliche Aufschläge verzeichneten hingegen die fossilen Energieträger. Auslöser war die faktische Lähmung des Tankerverkehrs durch die Straße von Hormus infolge der Eskalation im Nahen Osten. Die geopolitischen Risiken überlagerten damit klassische Fundamentaldaten wie Einspeiseprognosen oder Speicherstände.
CO2: Am Emissionsmarkt zeigte sich ein anderes Bild. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,72 auf 69,57 Euro je Megawattstunde. Das Tageshoch lag bei 71,20 Euro, das Tief bei 67,90 Euro. Bis zu diesem Zeitpunkt wechselten 34,4 Millionen Zertifikate den Besitzer.
Nach Einschätzung von Vertis stehen die europäischen Emissionszertifikate (EUAs) zum Wochenstart unter Druck. Sollten Anschlusskäufe ausbleiben, könnte der Preis nachhaltig unter 70 Euro fallen. In diesem Fall rücke die charttechnische Unterstützung bei 65 Euro in den Fokus. Die Analysten verweisen dabei auf frühere, schnelle Positionsbereinigungen während des Iran-Israel-Konflikts im Juni 2025.
Zusätzlich belastet der geopolitische Schock das Marktumfeld strukturell. Hohe Energiepreise und wachsender politischer Druck, regulatorische Vorgaben zur Sicherung der industriellen Wettbewerbsfähigkeit anzupassen, verstärken laut Vertis die Unsicherheit. Daraus könne sich für die Europäische Kommission Spielraum ergeben, den Reduktionspfad temporär zu flexibilisieren, falls sich die Marktverwerfungen ausweiten. „Das Tempo und die geografische Ausdehnung der Eskalation bleiben die entscheidenden Variablen. Die Krise von 2022 kehrt nicht zurück – doch sie wirft deutliche Schatten auf die aktuelle Lage“, so die Analysten.
Strom: Fast durch die Bank fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt. Der Day-ahead kostete im Base 106,75 Euro je Megawattstunde und im Peak 103,75 Euro je Megawattstunde. Der Montag selbst war am Freitag an der Börse mit 91,8 Euro je Megawattstunde bewertet worden.
Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte mit 19,3 Gigawatt am Dienstag deutlich geringer ausfallen als am Montag, für den knapp 25 Gigawatt erwartet wurden. Am Mittwoch dürfte die Einspeiseleistung weiter zurückgehen, für Donnerstag wird dann wieder ein Anstieg erwartet. Das US-Wettermodell sieht noch bis zum 13. März eine unterdurchschnittliche Wind-Einspeiseleistung. Gleichzeitig dürften die Temperaturen in diesem Zeitpunkt auf dem aktuellen überdurchschnittlichen Niveau verharren.
Am langen Ende des deutschen Strommarktes gewann das Cal 27 bis zum Nachmittag 1,96 auf 82,49 Euro je Megawattstunde.
Erdgas: Auch am Gasmarkt reagierten die Preise deutlich. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 10,525 auf 42,350 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE stieg der Kontrakt um 7,925 auf 40,550 Euro je Megawattstunde.
Hintergrund ist die strategische Bedeutung der Straße von Hormus für den globalen Energiehandel. Rund 20 Prozent des weltweiten LNG-Handels sowie etwa 25 Prozent der seeseitigen Rohölströme passieren die Meerenge zwischen Iran und Oman. Katar, das nahezu ein Fünftel des globalen LNG-Angebots stellt, transportiert seine Lieferungen über diese Route. Für die Europäische Union deckt das Land etwa 8 Prozent der LNG-Importe und rund 4 Prozent der gesamten Gasimporte einschließlich Pipelinegas ab.
Iran hat die Passage formal nicht geschlossen. Angriffe auf Schiffe und Warnungen an Reedereien führten jedoch zu erheblichen Verzögerungen. Versicherungsprämien steigen, Frachten verschieben sich und physische Lieferketten geraten ins Stocken. Sollten katarische Tanker den Persischen Golf über längere Zeit nicht verlassen können, dürfte sich der internationale Wettbewerb um verfügbare Spot-Ladungen anderer Produzenten verschärfen und zusätzlichen Preisdruck erzeugen.
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