Der niederländische Ladenetzbetreiber Fastned, der auch in Deutschland aktiv ist und eine Niederlassung hat, hatte der Auffassung von Tank & Rast sowie der Ostdeutschen Autobahntankstellen GmbH widersprochen. Diese hatte mit der Autobahn GmbH des Bundes im April 2022 eine Ergänzungsvereinbarung geschlossen, nach welcher die bestehenden Konzessionen um eine Schnellladeinfrastruktur erweitert werden sollten. Ein vorheriges Vergabeverfahren sei nicht notwendig gewesen, da §132 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) für eine reine „Auftragsänderung“, welche keine „wesentliche Änderung“ ist, keine Ausschreibungspflicht vorsehe. Dieser Auffassung hatte sich das OLG zunächst angeschlossen.

Nach einer Beschwerde von Fastned und Tesla – Tesla ist zwischenzeitlich aus dem Verfahren ausgeschieden – hatte das OLG das Verfahren dem Europäischen Gerichtshof vorgelegt. Dieser hatte geurteilt, die Konzession für Schnellladeinfrastruktur müsse erforderlich sein, um einen ordnungsgemäßen Betrieb der Tankstellen und Raststätten zu gewährleisten. Nur dann sei eine Ausschreibung nicht notwendig.

Schließlich hat das OLG entschieden, dass die Autobahn GmbH ein Vergabeverfahren durchführen muss, wenn sie weiterhin Schnellladeinfrastruktur an Bundesautobahnen errichten lassen will. Denn Tankstellen und Raststätten könnten weiterbetrieben werden, ohne dass die Betreiber auch die Schnellladeinfrastruktur anböten. Das Recht, Tankstellen für benzin- und dieselgetriebene Kraftfahrzeuge zu betreiben, umfasse nicht auch das Recht, Schnellladesäulen für batteriegetriebene Elektrofahrzeuge zu betreiben. Bei den zwischen der Autobahn GmbH und den Tankstellen- und Raststättenbetreibern geschlossenen Ergänzungsvereinbarung handle es sich um „eine wesentliche Änderung“ im Sinne des §132 GWB. Fastned wurde in diesem Verfahren von der Berliner Kanzlei Blomstein anwaltlich vertreten.

Qualitäts- und Sicherheitsansprüche der Nutzer

Michiel Langezaal, CEO und Gründer des Ladenetzbetreibers, würdigt die Entscheidung des Gerichts: „Sie bestätigt, dass Schnellladen eine eigenständige zukunftsweisende Branche ist, die eigene transparente Ausschreibungen verdient – statt automatischer Verlängerungen bestehender Tankkonzessionen.“

Linda Boll, Country Director Fastned Deutschland, betont auf Anfrage dieser Redaktion, die Entscheidung bringe endlich mehr Klarheit darüber, wie Schnellladen entlang der Autobahnen reguliert werden soll. „Genau diese Klarheit braucht es, damit wir beim Ausbau der Infrastruktur nicht länger Kompromisse eingehen“, so Boll.

Fastned sei bereit zu investieren und werde sich auch grundsätzlich an zukünftigen Ausschreibungen der Autobahn GmbH beteiligen. Dem Argument, der Ladenetzbetreiber hätte im Rahmen der ausschreibungslosen Vergabe mit der Tank & Rast gemeinsam Ladeinfrastruktur errichten können, entgegnet sie Qualitäts- und Sicherheitsbedenken. „Das Modell einzelner Ladesäulen in Parkbuchten ist nicht zukunftsfähig“, sagt Boll. Es werde dem steigenden Anteil an E-Autos nicht gerecht und sei für E-Autofahrende häufig wenig attraktiv – und eben auch mit Sicherheitsrisiken verbunden. Vor allem an hochfrequentierten Standorten direkt an Autobahnen seien überdachte Schnellladehubs mit sicherem Durchfahrtskonzept und einer angemessenen Anzahl an Ladepunkten notwendig. „Das wäre in diesem Modell so nicht umsetzbar gewesen“, beklagt sie.

Nun liege es an der Autobahn GmbH, die Chance zu nutzen und zukunftsfähige, wirklich kundenfreundliche Ladestandorte an den Rastplätzen auszuschreiben. Maßstab sei der der Qualitätsanspruch der Nutzenden. „Dazu gehören zum Beispiel ausreichend Fläche für komfortables Durchfahrtsladen, klare Beschilderungen, schützende Dächer, gute Beleuchtung und Kameraüberwachung“, so die Deutschland-Chefin von Fastned. Denn es sei vor allem auch wichtig, dem Sicherheitsempfinden der Nutzerinnen und Nutzer Rechnung zu tragen.

Fastned baut und betreibt Schnellladeinfrastruktur in acht weiteren europäischen Ländern. Daher wisse man, „wie mehr Spielraum für den Ideenreichtum der Anbieter und weit gefasste Servicekonzepte für Elektroautofahrerinnen mehr Verlässlichkeit, bessere Standorte und ein insgesamt besseres Ladeerlebnis schaffen“, betont Boll.

Unterzeichnende eines offenen Briefes sind die Bürgerenergie-Genossenschaften aus Dortmund, Datteln und Umgebung (Lippe-Kraft), Lünen, Stimberg (Oer-Erkenschwick), Castrop-Rauxel, der Region Lippe-Seseke, aus Hagen und Umgebung (BEG 58) sowie Fair Planet aus Münster. Sie sehen speziell die dezentrale Energiewende in Bürgerhand durch das kommende Netzpaket der Ministerin massiv geschwächt und dazu den Ausbau erneuerbarer Energien erheblich behindert.

Ihre Kritik richtet sich zum Beispiel gegen Reiches Vorhaben, den bisherigen
Anschluss- und Einspeisevorrang für Erneuerbare aufzugeben. Dieses sei für Bürgerenergiegesellschaften, mittelständische Akteure und Kommunen wegen der damit verbundenen Planungs- und Investitionssicherheit essenziell.

Große Sorge bereiten auch Reiches Ideen, ganze Regionen bei mehr als 3 Prozent Abregelungsquote als „kapazitätslimitiert“ einzustufen. Neue Anlagen würden dadurch bis zu zehn Jahre lang keine Entschädigung mehr erhalten. Die Genossenschaften erkennen darin eine massive Behinderung von Investitionen, dies würde auch „jegliche Refinanzierung gefährden“.

Reiches Netzpaket führe in der derzeitigen Fassung zu einem „sofortigen Absterben der Energiewende in Bürgerhand“. Dafür sorgten auch zusätzliche finanzielle Risiken durch Baukostenzuschüsse sowie die Gefahr, dass Netzbetreiber eigenständig Prioritäten bei Netzanschlüssen setzen könnten. Dezentrale Akteure seien dadurch strukturell benachteiligt.

Als „echte Lösungen“ propagieren die Genossenschaften dagegen

• beschleunigte Netzplanung und -genehmigung,
• Modernisierung und Digitalisierung der Netzanschlüsse,
• Flexibilisierung und Mehrfachnutzung bestehender Netzanschlüsse,
• echte Transparenz über Kapazitäten und Netzplanung sowie
• faire Rahmenbedingungen für Bürgerenergie.

Katherina Reiche fordern sie auf, den Entwurf zurückzuziehen oder substanziell zu überarbeiten, den Vorrang erneuerbarer Energien bei Netzanschluss und Einspeisung beizubehalten, Bürgerenergie als tragende Säule der Energiewende zu stärken und gemeinsam mit Verbänden, Kommunen und Energiegenossenschaften an einem realistischen, konstruktiven Netzmodernisierungspaket zu arbeiten.

Seinen Vorstoß präsentierte Aiwanger am 7. März vor dem Landesverband Bayerischer Transport- und Logistikunternehmen (LBT), der in Ingolstadt seine Gründung vor 80 Jahren feierlich beging. Die explodierenden Preise für Rohöl infolge des Angriffs der USA und Israels auf den Iran nahm der Minister zum Anlass, eine „komplette Aussetzung“ des CO2-Preises auf fossile Brennstoffe zu fordern.

Die Transport- und Logistiklobby wird es gerne gehört haben, dass Aiwanger grundsätzlich – und damit auch außerhalb von Krisenzeiten – eine reduzierte Treibhausgas-Abgabe für „dringlich“ hält. Mit dem Emissionshandel seien die Kosten im Transportsektor gestiegen, was wiederum die Inflation anheize. Den Unternehmen in dieser Branche, in Bayern zählen etwa 1.100 meist mittelständische Firmen zum Verband, dürfe die Politik „nicht die Luft zum Atmen nehmen“.

Einen schnelleren Ausbau der Elektromobilität und damit größere Unabhängigkeit von den Rohstoffmärkten sieht er nicht als „Allheilmittel“. Verteufeln wolle er den E-Sektor zwar nicht, es seien aber „alle Antriebsarten“ zu berücksichtigen, auch moderne Diesel- und Benzinmotoren, Hybride und Wasserstoffantriebe. 

Sollte es sich bei Aiwangers Einlassung um einen Versuch gehandelt haben, auf den letzten Metern noch Einfluss auf die Kommunalwahl in Bayern zu nehmen, war der Erfolg überschaubar. Die Freien Wähler konnten – Auszählungsstand jetzt – nicht zulegen, sondern verloren landesweit etwas an Boden. Entweder lief Aiwangers Vorstoß also ins Leere oder er kam – einen Tag vor dem Urnengang – schlicht zu spät, um mit einem populistischen Thema wie der Spritpreisbremse noch zu punkten.

Da die EU ebenso plane, demnächst Beschränkungen für den Kauf von russischem Gas, inklusive LNG einzuführen und diese 2027 schließlich ganz zu verbieten, schlussfolgerte er: „Nun öffnen sich andere Märkte. Und vielleicht ist es für uns profitabler, jetzt die Lieferungen an den europäischen Markt einzustellen. Wir sollten uns auf die sich öffnenden Märkte konzentrieren und dort Fuß fassen.“ Noch liege hierzu kein Beschluss vor, aber er wolle die Regierung anweisen, zusammen mit Unternehmen an dieser Frage zu arbeiten. 

Lieferungen nach Asien umlenken

„Auf Anweisung des russischen Präsidenten haben wir uns heute mit dieser Frage befasst. Wir haben die aktuelle Lage und die Möglichkeiten zur Gasumlenkung eingehend erörtert. Es wurde beschlossen, einen Teil LNG-Mengen, die derzeit nach Europa geliefert werden, an andere Märkte umzulenken, mit denen konstruktive und pragmatische Beziehungen aufgebaut werden, wo Nachfrage und die Möglichkeit zum Abschluss langfristiger Verträge besteht“, erklärte Alexander Nowak zu einer Sitzung mit Kabinettsmitgliedern und Branchenspitzen am 6. März.

Das besondere Augenmerk liegt laut offizieller Regierungsmitteilung „auf der Umleitung russischer Gaslieferungen aus Europa auf zuverlässigere und profitablere Märkte im Zusammenhang mit der schrittweisen Drosselung der Gaslieferungen aus Russland, die die Europäische Union beschlossen hat.“ Es gehe um neue langfristige Verträge, „ohne auf weitere Beschränkungen aus Europa zu warten“, erklärte Nowak russischen Medien zufolge und bekräftigte, die Unternehmen befänden sich bereits in Verhandlungen, „und in Kürze werden Gasmengen vom europäischen Markt direkt in befreundete Länder fließen.“

Konkret nannte er Indien, Thailand, die Philippinen und China. Angesichts einer möglichen längeren Blockade der Straße von Hormus und Lieferengpässen aus Katar könnte es zu einem Wettlauf um LNG, auch aus Russland, kommen, äußerte Alexej Griwatsch vom Nationalen Energiesicherheitsfonds gegenüber der russischen Nachrichtenagentur Tass am 5. März.

Besondere Knappheit in Europa

Auf dem Weltmarkt herrsche eine gravierende Knappheit, aufgrund derer die Preise in Europa um 70 Prozent gestiegen seien, während sie sich im asiatisch-pazifischen Raum fast verdoppelt hätten, so Nowak. „Die nächste Runde von Beschränkungen für Gaslieferungen aus Russland tritt am 25. April in Kraft. Dies wird zweifellos sehr negative Auswirkungen auf die europäischen Verbraucher, die Gaspreise in Europa und die europäische Bevölkerung haben. Die Menschen werden schlichtweg mehr bezahlen müssen.“ Die Gasknappheit auf dem Weltmarkt wird sich ihm zufolge besonders auf Europa auswirken.

Im vergangenen Jahr lieferte Russland 38 Milliarden Kubikmeter Gas und belegte damit nach Norwegen, den USA und Algerien den vierten Platz. Auch wenn die LNG-Lieferungen um knapp 6 Prozent auf rund 20 Milliarden Kubikmeter sanken, war Russland hinter den USA der zweitgrößte Lieferant für die EU. Im Januar und Februar 2026 stiegen die russischen LNG-Lieferungen an die EU um 11 Prozent auf fast 4,5 Milliarden Kubikmeter.

Zugleich hatte Präsident Putin mit Blick auf Ungarn und die Slowakei erklärt: „Wir beliefern sie mit unseren Energieressourcen: Öl und Gas. Und wir wollen das auch in Zukunft tun, vorausgesetzt natürlich, die Führung dieser Länder verfolgt weiterhin dieselbe Politik wie heute und bleibt uns ein verlässlicher Partner.“ Die Regierungsspitzen beider Länder lehnen den beschlossenen Ausstieg der EU aus russischen Öl- und Gasimporten ab. Putin warnte demnach vor einer Kursänderung in Ungarn durch eine Abwahl von Premier Viktor Orban im April. Dann kann Ungarn aus Sicht Putins den Status eines zuverlässigen Partners offenbar verlieren.

Laut einer Sprecherin der Brüsseler Behörde sei die Versorgung mit Öl und Gas trotz des Iran-Kriegs weiterhin nicht unmittelbar gefährdet. „Europa ist trotz seiner hohen Abhängigkeit von den globalen Märkten als Nettoimporteur von Energie gut vorbereitet“, sagte sie. Europa beziehe Gas und Öl von verschiedenen Anbietern. Zudem gebe es strategische Reserven: Die Öl-Notvorräte seien gefüllt und auch die Gas-Vorräte seien hoch genug, um Europa bis zum Ende der Heizperiode zu versorgen. Die Auswirkungen auf die Versorgung seien vorerst auch deshalb begrenzt, weil die EU kein Öl oder Gas aus dem Iran importiere. „Wir sind weit weniger besorgt über die Versorgungssicherheit als über die hohen Energiepreise“, sagte die Sprecherin. Die Behörde kommentiere aber keine Marktpreise. Am europäischen Gashandelsplatz Title Transfer Facility (TTF) hat sich der Gaspreis innerhalb weniger Tage von rund 32 Euro auf bis zu 65 Euro pro MWh erhöht.

Laut einer Mitteilung festigte Agriportance 2025 seine Rolle als zentraler Technologie- und Umsetzungspartner für Bio­methan­-Pro­jekte in Europa. Das Unternehmen bietet eigenen Angaben nach auditsichere digitale Lösungen für die THG-Bilanzierung, Massenbilanzierung, Zertifizierungsprozesse (unter anderem REDcert, ISCC) sowie ein revisionssicheres Bilanzkreismanagement. Die Plattform ermöglicht, wie es weiter heißt, eine durchgängige Nachweisführung und einen konsistenten Datenfluss entlang der gesamten Wertschöpfungskette − von der Erzeugung über die Vermarktung bis zur Einbindung in bestehende Gas- und Energiemärkte.

Von 2024 bis 2025 stieg die Zahl der Kunden um 63 Prozent auf 252 in 15 Ländern und der Umsatz um 50 Prozent auf mehr als 3 Millionen Euro. Ergebniszahlen wurden nicht bekanntgegeben, der Bundesanzeiger hat auch noch keinen Geschäftsbericht veröffentlicht. Die Belegschaft vergrößerte sich um zwei Beschäftigte auf 34.

Agriportance plant nun nach eigenen Worten unter anderem die kontinuierliche Weiterentwicklung und Stabilisierung der Softwarelösungen sowie eine ausgebaute Marktposition seines Brokerage-Teams. Henning Dicks (31), Gründer zusammen mit Thorsten Nascimento Rohling (32), erklärt nun „den Übergang von der Start-up-Phase zu einem strukturiert aufgestellten Unternehmen mit nachhaltiger Perspektive“.

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 2,64 und 3,70 Euro/Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.
 

Die Studie untersucht nach Angaben des Ministeriums 19 Wirtschaftszweige sowie ausgewählte Handwerksberufe. Sie bewertet verfügbare Technologien, wirtschaftliche Rahmenbedingungen und regulatorische Voraussetzungen für die Umstellung auf CO2-arme oder CO2-freie Prozesse. Laut dem SMWA soll die Analyse insbesondere kleinen und mittleren Unternehmen eine Orientierung bieten, die ihre Produktionsprozesse künftig stärker auf klimafreundliche Energieträger ausrichten müssen.

Der sächsische Wirtschafts- und Energieminister Dirk Panter (SPD) erklärte, der klimabewusste Umbau der Wirtschaft habe bereits begonnen. Gerade für mittelständische Unternehmen könne der frühzeitige Einstieg in neue Technologien zur Sicherung von Wettbewerbsfähigkeit und Arbeitsplätzen beitragen, sagte der Minister. Sachsen verfolgt wie die Bundesregierung das Ziel, Wirtschaft und Energiesystem bis 2045 klimaneutral zu gestalten.

Energieverbrauch senken

Im Mittelpunkt der Untersuchung steht der Energieverbrauch ausgewählter Branchen. Zusammen benötigen diese laut Studie jährlich rund 15,5 Milliarden kWh Endenergie. Etwa 42 Prozent davon entfallen bereits auf elektrifizierte Anwendungen. Der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch in Sachsen liegt nach Angaben der Autoren bei etwa 28 Prozent.

Besonders energieintensiv sind laut der Analyse die Papierindustrie mit rund 2,2 Milliarden kWh jährlichem Energiebedarf sowie die Branchen Ernährung und Getränke mit etwa 2,1 Milliarden kWh und die Herstellung von Datenverarbeitungsgeräten mit rund 2,0 Milliarden kWh. Diese Bereiche gelten laut Studie als wichtige Ansatzpunkte für Emissionsminderungen.

Um die direkt durch Energieverbrauch entstehenden Treibhausgasemissionen zu reduzieren, identifizieren die Autoren mehrere zentrale Hebel. Dazu zählen Effizienzmaßnahmen, eine stärkere Elektrifizierung von Produktionsprozessen sowie der Wechsel von fossilen Brennstoffen zu alternativen Energieträgern. Beispiele sind Wärmepumpen oder Elektroöfen sowie der Einsatz von Biogas oder grünem Wasserstoff.

Technologien analysiert

Welche Technologie geeignet ist, hängt laut der Studie stark von den jeweiligen Prozessanforderungen ab. Besonders relevant ist dabei das benötigte Temperaturniveau. Während sich Prozesse mit niedrigen und mittleren Temperaturen vergleichsweise gut elektrifizieren lassen, könnten in anderen Bereichen alternative Brennstoffe erforderlich sein.

Neben technischen Fragen betrachtet die Studie auch die Rolle der Energieinfrastruktur. Unternehmen können neue Technologien nur einsetzen, wenn ausreichend Stromnetze, Erzeugungskapazitäten und künftig auch Wasserstoffinfrastrukturen vorhanden sind. Laut Panter hängt die praktische Umsetzbarkeit vieler Dekarbonisierungsoptionen von zuverlässigen Netzanschlüssen sowie von der Verfügbarkeit und den Kosten klimafreundlicher Energieträger ab.

Als weiteres Ergebnis enthält die Untersuchung detaillierte Branchensteckbriefe. Diese sollen Unternehmen laut Ministerium eine erste Orientierung über mögliche Transformationspfade geben. Für Industriezweige wie Glas, Keramik, die Verarbeitung von Steinen und Erden, Papier, Textilien, Chemie und Pharma, Gummi und Kunststoffe, Metallverarbeitung, Maschinenbau oder die Lebensmittelindustrie werden prozessspezifische Lösungsansätze dargestellt.

Steckbriefe fürs Handwerk

Darüber hinaus umfasst die Studie eigene Steckbriefe für ausgewählte Handwerksberufe. Dazu zählen unter anderem Bäckereien, Fleischereien und Textilreinigungen. Für diese Bereiche beschreiben die Autoren den aktuellen Stand der Technik, mögliche Dekarbonisierungsoptionen sowie wirtschaftliche Auswirkungen der Umstellung.

Die Untersuchung wurde nach Angaben des Ministeriums von der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V. (FfE) mit Sitz in München erstellt. Auftraggeber war die Sächsische Energieagentur – SAENA GmbH, eine landeseigene Einrichtung mit Sitz in Dresden, die Kommunen, Unternehmen und Institutionen bei Energie- und Klimathemen berät. 

Die Studie „Dekarbonisierungsoptionen für die sächsische Wirtschaft“ steht im Internet bereit.

 
Die Statistik zeigt die Kohleförderung in der Europäischen Union in den Jahren von 1981 bis 2024 in Millionen Tonnen. Berücksichtigt wurden ausschließlich handelsübliche feste Brennstoffe, zum Beispiel bitumenhaltige Steinkohle und Anthrazit (Hartkohle), Hart- und Weichbraunkohle. Im Jahr 2024 belief sich die Kohleförderung in der Europäischen Union auf rund 255,7 Millionen Tonnen.

Nach den aktuellen Überlegungen der Bundesregierung soll der Staat für bis zu 50 Prozent des Stromverbrauchs energieintensiver Unternehmen einen gedeckelten Preis festlegen. Dieser soll bei der Hälfte des Großhandelspreises liegen, jedoch mindestens 50 Euro pro MWh betragen. Die Regelung soll über drei Jahre gelten und insbesondere große Industriebetriebe entlasten. 
 
ZEW-Ökonom Joscha Krug sieht darin Risiken für den Wettbewerb innerhalb einzelner Branchen. „Der Industriestrompreis wirkt kurzfristig entlastend – aber solche Vergünstigungen können Unternehmen, die im selben Markt aktiv sind, sehr ungleich behandeln und damit den Wettbewerb verzerren“, erklärt Krug laut ZEW. 

Große Unterschiede bei Stromkosten

Bereits heute zahlen Industrieunternehmen laut der Analyse, die im „ZEW policy brief Nr. 3“ erschienen ist, unterschiedlich hohe Strompreise. Im Jahr 2024 lagen die durchschnittlichen Kosten für kleinere Stromverbraucher bei etwa 272 Euro pro MWh. Große Verbraucher zahlten dagegen im Schnitt rund 155 Euro pro MWh. Die Differenz beträgt damit 117 Euro pro MWh. 

Nach Angaben der Studienautoren entsteht ein Großteil dieser Preisunterschiede durch staatlich beeinflusste Bestandteile des Strompreises. Netzentgelte, Steuern und Abgaben machen demnach etwa 63 Prozent der Differenz zwischen kleinen und großen Verbrauchern aus. 

Folgen für Effizienz und Marktstruktur

Die Forschenden sehen zudem Risiken für die Energieeffizienz der Industrie. Unternehmen ohne staatliche Vergünstigungen reagieren bei steigenden Energiepreisen häufig mit Einsparmaßnahmen oder verlieren Marktanteile. Begünstigte Unternehmen können dagegen weiterhin zu niedrigeren Kosten produzieren und ihre Position im Markt ausbauen. 

Kathrine von Graevenitz, stellvertretende Leiterin des ZEW-Forschungsbereichs Umwelt- und Klimaökonomik, warnt daher vor langfristigen Effekten auf Innovation und Wettbewerbsfähigkeit. Würden insbesonders große Stromverbraucher geschützt, sinke der Anreiz für diese Unternehmen, Energie effizienter einzusetzen. „Langfristig besteht das Risiko, dass Innovation gebremst und die Wettbewerbsfähigkeit des Wirtschaftsstandorts Deutschland geschwächt wird“, sagt sie laut ZEW. 

Die modellgestützten Auswertungen der Studie zeigen zudem, dass Unternehmen mit höheren Energiepreisen in Phasen steigender Stromkosten häufiger aus Märkten ausscheiden. Betriebe mit niedrigeren effektiven Energiepreisen expandieren dagegen häufiger oder erschließen neue Märkte. Dadurch können sich laut Analyse die Marktanteile innerhalb ganzer Industriezweige verschieben. 

Alternative zum Industriestrompreis

Als Alternative zum Industriestrompreis schlagen die Autoren breiter angelegte Maßnahmen vor, die die Standortbedingungen für Unternehmen insgesamt verbessern sollen. Dazu zählen Investitionen in Infrastruktur und Digitalisierung sowie ein Abbau bürokratischer Hürden. Zudem müsse sich der Strommarkt stärker an die veränderten Rahmenbedingungen anpassen, etwa an den steigenden Anteil erneuerbarer Energien und eine zunehmend dezentrale Stromerzeugung. 

Die siebenseitige Analyse „Groß gegen Klein? Der Industriestrompreis als Risiko für Effizienz und Wettbewerb“ basiert laut ZEW auf aktuellen Strompreisdaten, Informationen zu bestehenden Entlastungsinstrumenten und modellgestützten Berechnungen.

Die Analyse ist über die Internetseite des ZEW im „Policy Brief Nr. 03 Januar 2026“ abrufbar.

Der Projekttitel „300toZero“ steht für das Ziel, mindestens 300 Wohneinheiten an eine deutlich klimafreundlichere und effizientere Wärmeversorgung anzuschließen und so die CO2-Belastung in diesen Beständen gen Null zu reduzieren. Die Investitionen liegen bei rund 1,5 Millionen Euro. Nach Angaben der Projektpartner sinken die Emissionen der Wärmeversorgung um mindestens 280 Tonnen CO2 pro Jahr.

Die modernisierten Anlagen erreichen eine installierte thermische Leistung von rund 1,3 MW. Die jährliche Wärmeerzeugung liegt bei etwa 2 Millionen kWh. Insgesamt umfasst der Gebäudebestand rund 20.000 Quadratmeter Wohnfläche. 

Hybridkonzept mit Wärmepumpe und Gasgerät

Kern des Projekts bildet eine hybride Wärmeerzeugung. Eine elektrisch betriebene Wärmepumpe deckt den überwiegenden Anteil des Wärmebedarfs für Heizung und Warmwasser. Bei niedrigen Außentemperaturen übernimmt ein Erdgas-Brennwertgerät zusätzliche Lasten.

Das Gasgerät springt laut Stadtwerken nur bei höherem Leistungsbedarf oder zur Abdeckung von Spitzenlasten ein. Der Ansatz erlaubt nach Auskunft des Versorgers eine schrittweise Umstellung auf elektrischen Wärmeeinsatz, ohne dass das Gebäude vorher vollständig energetisch zu sanieren sei.

Die Investitionen in die Wärmeerzeugungsanlage fielen damit niedriger aus als bei einer ausschließlich auf Wärmepumpen basierten Lösung. Das Konzept erlaube zudem eine flexible Anpassung der Leistung. Sinkt der Wärmebedarf durch spätere Sanierungen, lässt sich der Anteil der Wärmepumpe erhöhen. Gleichzeitig bleibt eine Reserve für sehr kalte Tage verfügbar.

„Aufgrund dieser Vorteile eignen sich hybride Systeme besonders dort, wo eine vollständige Wärmedämmung oder der Einbau von Flächenheizungen nicht rentabel oder technisch umsetzbar ist“, erklärt Andy Völschow, Leiter Kunden- und Quartierslösungen bei den WSW.

Hybride Systeme entlasten Netze

Ein weiterer Aspekt betrifft die Integration elektrischer Wärmeerzeuger in die Verteilnetze. Die Kombination aus Wärmepumpe und zusätzlichem Kessel begrenzt die elektrische Spitzenlast. Lastmanagement und zeitliche Steuerung der Anlagen sollen Netzbelastungen reduzieren.

Nach Angaben der Stadt Wuppertal umfasst der lokale Gebäudebestand mehr als 55.000 Gebäude mit rund 195.000 Wohnungen. Etwa 80 Prozent entfallen auf Mehrfamilienhäuser. Rund 43 Prozent der Gebäude entstanden vor dem Jahr 1980. Die GWG bewirtschaftet rund 5.600 Wohnungen in Wuppertal. Die Wuppertaler Stadtwerke betreiben neben dem Fernwärmenetz auch Nah- und Quartiersnetze. In dicht bebauten Quartieren setzen sie auf zentrale Anlagen zur Wärmebereitstellung.

Für das Jahr 2026 planen die Partner weitere Maßnahmen. In zwei Quartieren und mindestens 100 zusätzlichen Wohneinheiten steht die Modernisierung der Heizungsanlagen an.

Das Bundesinstitut für Bau-, Stadt- und Raumforschung (BBSR) stellt nun eine Studie vor, die den Einsatz sogenannter urbaner digitaler Zwillinge in der kommunalen Wärmeplanung untersucht. Das BBSR ist eine Forschungseinrichtung im Bundesamt für Bauwesen und Raumordnung (BBR) mit Sitz in Bonn. Laut dem Institut können digitale Modelle Städte und ihre Energieinfrastruktur räumlich abbilden und damit Planungsprozesse unterstützen.

Die Veröffentlichung „Urbane digitale Zwillinge in der Wärmeplanung“ entstand im Rahmen der Begleitforschung zum Förderprogramm Modellprojekte Smart Cities. Das BBSR fungiert als Herausgeber. Das Deutsches Institut für Urbanistik (Difu) sowie das Fraunhofer-Institut für Experimentelles Software Engineering (IESE) haben die Handlungshilfe laut BBSR erarbeitet.

Digitale Modelle bündeln Daten

Digitale Zwillinge verknüpfen laut der Studie räumliche, technische und organisatorische Daten einer Kommune. Sie können etwa darstellen, wo in einer Stadt besonders viel Wärme benötigt wird, wie Netze verlaufen oder welche Energiequellen sich für einzelne Quartiere eignen. Dadurch lassen sich verschiedene Szenarien für die zukünftige Wärmeversorgung vergleichen.

Grundlage der Untersuchung sind nach Angaben des BBSR Daten aus 189 Kommunen. Diese hatten im Frühjahr 2025 bereits eine kommunale Wärmeplanung erstellt oder arbeiteten daran. Die Analyse zeigt laut Institut, dass digitale Zwillinge vor allem in frühen Planungsphasen zum Einsatz kommen. Kommunen nutzen sie beispielsweise für Bestandsaufnahmen, Potenzialanalysen oder zur Entwicklung von Zielszenarien.

Viele Städte und Gemeinden greifen dabei auf externe Dienstleister zurück. Gleichzeitig hängt der Nutzen der digitalen Modelle laut Studie stark davon ab, wie gut sie zu den vorhandenen Datenbeständen, personellen Ressourcen und technischen Strukturen einer Kommune passen. Die Anwendungen reichen demnach von einfachen Visualisierungen bis hin zu komplexeren Simulationen möglicher Entwicklungspfade.
 Praxisbeispiele aus Städten und Regionen

Die Studie beschreibt vier Beispiele, die unterschiedliche Ansätze zeigen. Die Stadt München etwa nutzt nach Angaben des BBSR einen digitalen Zwilling, um Analysen und Simulationen intern durchzuführen. Diese Auswertungen bilden laut der Untersuchung eine Grundlage für strategische Entscheidungen in der Wärmeplanung.

In Halle (Saale) arbeitet die Verwaltung mit einem extern entwickelten Modell. Dieses visualisiert insbesondere Gebäudebestände und wertet Energieverbräuche aus. Damit erhalten Planer laut Studie einen Überblick über den Wärmebedarf einzelner Stadtteile.

Der Landkreis Lörrach verfolgt einen interkommunalen Ansatz. Mehrere Gemeinden greifen hier auf eine gemeinsame Datenbasis zu. Laut BBSR kann ein solcher Ansatz kleinere Kommunen entlasten, weil sie nicht jeweils eigene Systeme aufbauen müssen. Als internationales Beispiel betrachtet die Studie zudem Zürich. Dort liegt der Schwerpunkt laut Untersuchung auf klar geregelten Zuständigkeiten innerhalb der Verwaltung und auf der Hoheit über die verwendeten Daten.

Schrittweise Einführung empfohlen

Die Autoren der Studie raten Kommunen dazu, digitale Zwillinge nicht sofort in voller Komplexität aufzubauen. Ein klar definierter Anwendungsfall könne den Einstieg erleichtern. Zu Beginn reichten oft bereits grundlegende Datensätze und einfache Visualisierungen aus. Weitere Funktionen wie detaillierte Analysen oder Simulationen könnten später ergänzt werden.

Dieses schrittweise Vorgehen könne laut BBSR helfen, die Wärmeplanung handhabbar zu halten, auch wenn Personal und Zeit in den Verwaltungen begrenzt sind. Gleichzeitig gewinnt die Aufgabe durch gesetzliche Vorgaben an Bedeutung. Bund und Länder verpflichten Kommunen dazu, ihre Wärmeversorgung systematisch zu planen.

„Urbane digitale Zwillinge helfen Kommunen, Wärmeplanung aus der abstrakten Datenebene in den konkreten Stadtraum zu holen“, sagt laut BBSR-Projektleiter Ralf Schüle aus dem Referat „Digitale Stadt, Risikovorsorge und Verkehr“ des Instituts. Die Modelle könnten Szenarien vergleichbar machen und Entscheidungen unterstützen, sofern sie zu den kommunalen Strukturen passen.

Die Publikation „Urbane digitale Zwillinge in der Wärmeplanung“ steht als PDF zum Download bereit.

Auch die Geschäftszahlen entwickelten sich laut Unternehmen deutlich. Das bereinigte Betriebsergebnis (Ebit) stieg im Vergleich zum Jahr 2024 um 44  Prozent auf 1,57 Milliarden Euro. Im Vorjahr hatte es 1,09 Milliarden Euro betragen. Der bereinigte Umsatz lag bei 6,24 Milliarden Euro und damit um sechs Prozent über dem Wert von 2024 mit 5,90 Milliarden Euro.

Die regulierte Anlagenbasis, die sogenannte Regulated Asset Base (RAB), wuchs laut Tennet ebenfalls deutlich. Sie erhöhte sich um 32,4 Prozent auf 36,79 Milliarden Euro. Ein Jahr zuvor hatte sie bei 27,83 Milliarden Euro gelegen. Die Entwicklung spiegele das umfangreiche Investitionsprogramm und den Ausbau des Netzes wider, erklärte das Unternehmen.

Netze ermöglichen Energiewende

Der Vorstandsvorsitzende von Tennet Germany, Tim Meyerjürgens, sieht darin eine zentrale Voraussetzung für die Energiewende. Leistungsfähige Stromnetze seien entscheidend für Versorgungssicherheit und wirtschaftliche Stabilität, erklärte Meyerjürgens. Die aktuelle geopolitische Lage zeige zudem, wie wichtig ein schneller Ausbau erneuerbarer Energien und der Stromnetze sei, um Abhängigkeiten von fossilen Energieimporten zu verringern.

Parallel zum Ausbau hat das Unternehmen nach eigenen Angaben seine Eigenkapitalbasis für die kommenden Jahre gesichert. Im September 2025 vereinbarte die Muttergesellschaft Tennet Holding Beteiligungen mehrerer internationaler Investoren. Dazu gehören der niederländische Pensionsfondsinvestor APG, der Staatsfondsmanager GIC Private Limited sowie Norges Bank Investment Management aus Norwegen. Diese Investoren wollen zusammen bis zu 9,5 Milliarden Euro Eigenkapital bereitstellen.

Kapital gesichert

Im Februar 2026 kündigte zudem die staatliche Förderbank Kreditanstalt für Wiederaufbau an, im Auftrag des Bundes 25,1 Prozent der Anteile an Tennet Germany für 3,3 Milliarden Euro zu übernehmen. Laut Unternehmen ist damit die Eigenkapitalbasis für das Investitionsprogramm gesichert. Der Abschluss der Transaktionen steht noch unter regulatorischem Vorbehalt und wird für Mitte 2026 erwartet.

Seit Anfang 2025 arbeiten die deutschen und niederländischen Aktivitäten der Tennet-Gruppe organisatorisch getrennt. Das Unternehmen hat im vergangenen Jahr auch seine Finanzierung neu organisiert. Im Oktober 2025 schloss Tennet Germany nach eigenen Angaben eine revolvierende Kreditfazilität über zwölf Milliarden Euro ab. An der Finanzierung beteiligen sich Banken aus Europa, Japan und den USA.

Darüber hinaus erhielt das Unternehmen im September 2025 im Nachhaltigkeitsrating der Agentur ISS ESG die Bewertung „B“. Tennet Germany zählt damit laut Unternehmen zu den besten zehn Prozent im Versorgersektor. 

Netzausbau geht voran

Beim Netzausbau meldet Tennet Fortschritte sowohl auf See als auch an Land. In der Nordsee stellte das Unternehmen die Offshore-Netzanbindungssysteme BorWin5 und DolWin5 fertig. Nach deren vollständiger Inbetriebnahme soll die Übertragungskapazität für Offshore-Windenergie in der deutschen Nordsee von derzeit acht auf etwa zehn GW steigen.

Auch an Land laufen mehrere große Leitungsprojekte. Die Gleichstromverbindungen SuedLink und SuedOstLink befinden sich inzwischen in allen sieben beteiligten Bundesländern im Bau. Beide Leitungen sollen künftig große Mengen Windstrom aus Norddeutschland in den Süden transportieren.

Für das laufende Geschäftsjahr 2026 erwartet TenneT Germany einen weiteren Ausbau der Investitionen. Das Unternehmen geht von einem Anstieg im unteren zweistelligen Prozentbereich gegenüber 2025 aus. Auch die regulierte Anlagenbasis dürfte laut Prognose weiter wachsen. Beim bereinigten EBIT rechnet der Netzbetreiber mit einem Zuwachs im mittleren zweistelligen Prozentbereich.
 

Tennet Kennzahlen im Geschäftsjahr 2025 und 2024 in Millionen Euro

	GJ 2025	GJ 2024	Veränderung
Investitionen (HGB)	10.047	6.863	+ 46 %
Regulated Asset Base (RAB)	36.790	27.834	+ 32 %
Bereinigter Umsatz	6.244	5.903	+ 6 %
Bereinigtes EBIT	1.568	1.087	+ 44 %
Bereinigtes Jahresergebnis	697	461	+ 51 %

Quelle: Tennet

Die Leitung führt dem Bruchsaler Werk von John Deere Fernwärme zu, die aus dem bestehenden Stadtwerke-Netz über den neuen Abzweig fließen wird. Den Liefervertrag unterzeichneten Vertreter beider Unternehmen laut einer Mitteilung am 5. März. Er schließt auch Vereinbarungen zur Energiezentrale ein.

Die Stadtwerke Bruchsal sprechen in der Mitteilung von einem Alleinstellungsmerkmal, ihre Fernwärme sukzessive auf erneuerbar umzustellen. Diese Möglichkeit besteht, da der Versorger aus dem Kraichgau perspektivisch vollständig auf Geothermie als Wärmequelle setzen will. Zunächst liege der Grün-Anteil bei 60 Prozent, schon 2035 dann bei 100 Prozent.

Die Stadtwerke um Geschäftsführer Sebastian Haag betrachten John Deere als einen „Ankerkunden“, der als Großabnehmer von Fernwärme dem weiteren Netzausbau einen entscheidenden Schub verleihe. Der Landmaschinen-Riese unterhält in Bruchsal sein Ersatzteilzentrum für Europa, ein Werk zur Produktion von Kabinen und ein Trainingszentrum. Werkleiter Sven Künstler spricht laut Mitteilung von einem „starken Signal für unseren Produktionsstandort durch den Einsatz geothermisch erzeugter, grüner Wärme“.
 Stadtwerke und John Deere arbeiten in Bruchsal schon länger zusammen. Ergebnisse dieser Kooperation sind zum Beispiel eine großflächige Solaranlage auf dem Dach des Ersatzteilzentrums. Das Unternehmen kam Anfang der 1980er-Jahre überhaupt nur nach Bruchsal, da die Stadtwerke eine Versorgung mit Erdgas über ein damals neu anzulegendes Leitungsnetz zusicherten. Das Erdgas weicht nun also nach und nach der geothermischen Wärme.

Der Rat der mittelhessischen Kleinstadt gab nun grünes Licht für eine strukturelle Änderung des Versorgers und für den Erwerb von Anteilen an einem örtlichen Windpark. Dieser befindet sich zwischen dem benachbarten Erksdorf und Stadtallendorf und besteht aus vier Enercon-Anlagen vom Typ E-160. Sie kommen auf eine Nabenhöhe von 166 Metern und – bei einem Rotordurchmesser von 160 Metern – auf eine Gesamthöhe von nahezu 250 Metern. 

Bau und Betrieb des Turbinen-Quartetts verantwortet die Windpark Hopfenberg GmbH. Daran hält der kommunale Energiekonzern EAM aus Kassel mit seiner Tochter „Natur“ aktuell 98 Prozent. In Kürze gibt EAM allerdings eine gehörige Menge der Anteile ab und bleibt künftig unter der Mehrheitsschwelle. Dieser Schritt erscheint nicht zuletzt deshalb unkompliziert und logisch, weil auch Stadtallendorf zu den vielen kommunalen Anteilseignern des Unternehmens zählt.

Einsteigen wird dann auch die Energiegenossenschaft Marburg-Biedenkopf mit 37 Prozent. Die Stadt Stadtallendorf übernimmt über ihren Eigenbetrieb 26 Prozent. Dafür zahlt die Kommune zwischen 2,9 und 3,1  Millionen Euro. Die Gesamtinvestitionen für den Park, der in wenigen Wochen in Betrieb gehen soll, belaufen sich auf rund 35 Millionen Euro. Die Betreiber erwarten eine Ernte von 43 Millionen kWh Grünstrom pro Jahr. 

Binnen 20 Jahren erwarten Stadt und Versorger Einnahmen aus der Beteiligung in Höhe von 4,8 Millionen Euro. Geld, das laut Rolf Weber in neue Solarkraftwerke fließen soll. Die Stadtwerke, so ihr Betriebsleiter auf Anfrage dieser Redaktion, wollten mit den Rückflüssen weitere Solaranlagen auf den Dächern öffentlicher Gebäude finanzieren. Bislang haben die Stadtwerke etwa eine Handvoll Kollektoren-Sammlungen auf Bädern und anderen Immobilien errichtet, Ziel sei hier die Selbstversorgung mit Grünstrom.

Die Stadtwerke Stadtallendorf sind ein hundertprozentiger Eigenbetrieb der 21.000-Einwohner-Kommune und haben Wasser und Abwasser, Straßenreinigung sowie den Betrieb mehrerer Bäder unter ihren Fittichen. Seit einer jüngsten Gesetzesänderung ist es auch Eigenbetrieben ohne Rang einer Gesellschaft möglich, an Projekten zur Energieproduktion mitzuwirken. Der Rat der Stadt gab entsprechend grünes Licht für einen neuen Betriebszweig der Stadtwerke („Erneuerbare Energien“).

Der im April 2025 in Betrieb genommene Solarpark liegt entlang der Bahnstrecke Berlin – Halle. Er verfügt über eine mehr als 20 Jahre gesicherte EEG-Vergütung. Darüber hinaus ermöglicht die flexible Vermarktungsstruktur zusätzliche Ertragschancen auf dem Strommarkt.

„Der Abschluss verdeutlicht, dass wir Solarprojekte dieser Größenordnung zuverlässig und strukturiert von der Planung bis zur Übergabe realisieren können“, kommentiert Maurice Jäckel, Senior Investment Manager bei Trianel, den Deal. 

Trianel ist als kommunaler Entwickler von Wind- und Solarparks etabliert und baut derzeit das Engagement im Bereich von Batteriespeichersystemen (BESS). Im vergangenen Jahr wurden vier Hybridprojekte aus PV-Anlage und Speicher mit einer Gesamtleistung von über 50 MWp realisiert und veräußert. Weitere Projekte befinden sich in der Umsetzung und werden in Kürze in Betrieb genommen.

Neue Äußerungen von US-Präsident Donald Trump trugen zur Besorgnis an den Märkten bei. Der infolge des Iran-Kriegs stark gestiegene Ölpreis ist nach den Worten von US-Präsident Donald Trump nur ein kleines notwendiges Opfer angesichts der Bedrohung durch das iranische Atomprogramm. „Kurzfristige Ölpreise, die schnell wieder sinken werden, wenn die Zerstörung des iranischen Atomprogramms beendet ist, sind ein sehr geringer Preis, der für Sicherheit und Frieden in den USA und auf der Welt zu zahlen ist“, schrieb Trump am Sonntag in seinem Onlinedienst Truth Social. „Nur Narren würden anders denken“, fügte er hinzu.

Strom: Die kriegsbedinge bullishe Energiepreis-Entwicklung hat sich erwartungsgemäß auch auf die deutschen Strompreise ausgewirkt. Der Day-ahead kostete am OTC-Markt im Base 140,25 Euro je Megawattstunde und im Peak 141,75 Euro je Megawattstunde. Börslich wurden für die Grundlast 139,92 Euro ermittelt und für die Spitzenlast 141,32 Euro.

Die Meteorologen von Eurowind erwarten für den Dienstag eine Erneuerbaren-Einspeiseleistung von 13,8 Gigawatt. Für Mittwoch und Donnerstag werden Beiträge von Wind und Solar in ähnlicher Höhe erwartet. Etwas mehr Einspeiseleistung dürfte dagegen am Freitag anfallen. Am Wochenende soll in Deutschland das gegenwärtig warme Wetter von Durchschnittstemperaturen abgelöst werden. Das US-Wettermodell geht zudem von einem volatilen, in Summe jedoch leicht unterdurchschnittlichen Windaufkommen für die kommenden 16 Tage aus.

Am langen Ende des deutschen Strommarktes gewann das Cal 27 bis zum Nachmittag massive 8,15 Euro auf 98,83 Euro je Megawattstunde.

CO2: Wenig verändert haben sich die CO2-Preise am Montag. Der Dec 26 zeigte sich gegen 13.45 Uhr unverändert mit 70,57 Euro je Megawattstunde und widersetzte sich damit der durch den Irankrieg ausgelösten extrem bullishen Tendenz an den Energiemärkten. Im Gegenteil: Vor dem Hintergrund des Kriegs und der damit verbundenen Preissprünge bei Öl und Gas erhöhen derzeit die Kritiker des EU-CO2-Preissystems ihr Drängen auf eine Reform des ETS1. Das Thema dürfte auch beim Gipfel der EU-Staats- und Regierungschefs am 19. März auf der Agenda stehen.

Erdgas: Sehr fest zeigte sich am Montag der europäische Erdgasmarkt. Der Frontmonat April am niederländischen TTF legte bis 13.32 Uhr um 8,275 Euro auf 60,500 Euro je Megawattstunde zu.

Die europäischen Erdgaspreise setzten damit ihre atemberaubenden Gewinne der vergangenen Woche fort, weil der Irankrieg im Nahen Osten die Energiemärkte weiterhin erschüttert und die Versorgung erheblich beeinträchtigt. Der Anstieg folgt auf die erzwungene Schließung von Ras Laffan in Katar, dem weltweit größten Flüssigerdgas-Verschiffungskomplex.

Selbst wenn der Konflikt sofort beendet würde, könnten die Versorgungsengpässe laut Marktexperten noch Monate andauern. „Der Preis für europäisches Erdgas stieg letzte Woche um 67 Prozent und verzeichnete damit den größten wöchentlichen Anstieg seit der Energiekrise von 2022“, so die Analysten von ANZ. Die Störung kommt zu einem Zeitpunkt, an dem Westeuropa aufgrund niedriger Gasvorräte besonders anfällig ist, was bei Händlern Bedenken hinsichtlich der Möglichkeit weckt, die Vorräte vor dem nächsten Winter wieder genügend aufzufüllen.