Es sei klar, dass diese „Investitionslücke“ nicht durch öffentliche Gelder gefüllt werden könne, heißt es dazu in Brüssel. Deswegen hat die Kommission eine „Investitionsstrategie für saubere Energie“ vorgelegt, mit der mehr privates Kapital mobilisiert werden soll. Sie setzt auf zwei Hebel: die Reduzierung des Risikos für private Investoren und eine engere Zusammenarbeit zwischen Energie- und Finanzwirtschaft. In einem „Energiewende-Rat“ (Energy Transition Investment Council) sollen Vertreter der Energiewirtschaft, von institutionellen Investoren, Banken, Versicherungen, der Mitgliedsstaaten und der Kommission gemeinsam beraten, wie mehr Geld für die Energiewende aufgebracht werden kann. Im Mittelpunkt steht dabei der Ausbau der Infrastruktur entsprechend dem Netzpaket der Kommission (wir berichteten).

So soll der Infrastrukturfonds der EU (SII Fund) Anteile an Netzbetreibern übernehmen, um deren Eigenkapitalbasis zu stärken. Auf dieser Grundlage könnten die Unternehmen zusätzliche Kredite für Investitionen aufnehmen. Solche Kredite könnte dann die Europäische Investitionsbank(EIB) bereitstellen, von bis zu 75 Milliarden Euro in drei Jahren ist die Rede.

Verbriefung von Krediten an Energieunternehmen

Ein weiteres Instrument könnte nach Ansicht der Kommission die Verbriefung von Krediten an die Energieunternehmen sein. Banken könnten ihre Forderungen daraus an Dritte weitergeben und so ihren Kreditspielraum ausweiten. Auch dabei könnte die EIB eine Rolle spielen.

In der nächsten Finanzplanung der EU will die Kommission deutlich mehr Geld als bisher (bis zu 30 Milliarden Euro) für die Energieinfrastruktur und den Aufbau europäischer Wertschöpfungsketten für saubere Technologien bereitstellen. Das steht aber unter dem Vorbehalt der Zustimmung durch die Mitgliedsstaaten.

Innovationen spielten für die Energiewende eine große Rolle, heißt es in dem Strategie-Papier weiter. Für etwa ein Drittel der notwendigen Emissionssenkungen seien Technologien nötig, die noch nicht am Markt verfügbar seien: CCS, CCU, Speichertechnik, neue Formen erneuerbarer Energien und andere. Die mit dem Hochlauf dieser Technologien verbundenen Risiken sollen die Investoren an einen „Hochlauffonds“(Scale Up Europe Fund) weiterreichen können. Mittel aus dem EU-Haushalt und diversen Fonds stünden auch für die Verbesserung der Energieeffizienz und zur Mobilisierung von Synergien im Energiesektor zur Verfügung. In der Regel handelt es sich allerdings nicht um zusätzliche Mittel, sondern um Gelder, die bereits vorhanden sind.

Atomkraft: Bis zu 53.000 MW aus Kleinreaktoren

Zu den „innovativen Technologien“ gehört für die Kommission auch die Kernkraft. Es sei ein „strategischer Fehler“ gewesen, darauf zu verzichten, sagte Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen auf einer Konferenz in Paris. Der Energiemix aus Erneuerbaren und Atomkraft sei für die Europäer eine Garantie für Energiesicherheit.

Am selben Tag stellte Energiekommissar Dan Jörgensen in Straßburg die Nuklear-Strategie der Kommission vor, die auf die Entwicklung sogenannter Klein-Reaktoren (Small Modular Reaktors: SMR) setzt. In Brüssel geht man davon aus, dass die SMR zu den tragenden Säulen einer emissionsfreien Stromerzeugung gehören. Die europäische Industrie soll hier den Anschluss nicht verpassen, sondern weltweit eine führende Rolle übernehmen.

In der EU könnten die SMR bis 2050 zwischen 17 und 53 GW Kapazität bereitstellen. Neben der Stromerzeugung seien sie auch geeignet, Fernwärme oder Wärme für die Industrie anzubieten.

Die SMR-Technik steckt allerdings noch in den Kinderschuhen. Pilotprojekte unter anderem in Frankreich waren bislang nicht erfolgreich. In Brüssel hofft man, diese Schwierigkeiten durch eine enge Zusammenarbeit der interessierten Mitgliedsstaaten zu überwinden, zu denen Deutschland bislang nicht gehört. Ziel sei es eine wettbewerbsfähige europäische Wertschöpfungskette für die SMR-Technik aufzubauen und den ersten SMR made in Europe bis 2030 ans Netz zu bringen, heißt es in der Mitteilung der Kommission, die dafür 200 Millionen Euro zusätzlich aus den Einnahmen aus dem Emissionshandel bereitstellen will.

In Brüssel wird damit gerechnet, dass ungefähr die Hälfte der Mitgliedsstaaten am Einsatz der SMR-Technik interessiert sind.

Nach Darstellung der Ministerin reagieren Kraftstoffpreise derzeit sehr schnell auf steigende Rohölkosten, während sie bei sinkenden Kosten deutlich langsamer zurückgehen. Diesen Mechanismus wolle die Bundesregierung durchbrechen. Dafür sei eine Änderung des Kartellrechts notwendig, erklärte Reiche.

Neben der geplanten Regel prüft die Bundesregierung auch eine strengere Missbrauchsaufsicht im Kraftstoffsektor. Laut Reiche könnte das Bundeskartellamt stärker kontrollieren, ob Preise und Kosten der Mineralölunternehmen nachvollziehbar sind.

Iran-Krieg treibt Preise

Hintergrund der Überlegungen sind steigende Kraftstoffpreise seit Beginn der amerikanisch-israelischen Angriffe auf den Iran. Benzin- und Dieselpreise erhöhten sich in Deutschland zwölf Tage in Folge. Politiker mehrerer Parteien kritisierten daraufhin, Pendler würden übermäßig belastet und Preise an den Tankstellen zu früh angehoben. Auch Betreiber von Tankstellen äußerten Kritik an Mineralölkonzernen. 

Nach Angaben des ADAC stiegen im bundesweiten Tagesdurchschnitt eines Dienstags sowohl Superbenzin der Sorte E10 als auch Diesel um jeweils 1,7 Cent pro Liter. Am Mittwochmorgen lagen die Preise allerdings bereits wieder einige Cent unter dem Niveau des Vortags. Das könnte laut ADAC ein erster Hinweis auf eine mögliche Trendwende sein.

Österreich als Vorbild

Bei der geplanten Regelung orientiert sich die Bundesregierung am Modell in Österreich. Dort dürfen Tankstellen ihre Preise seit 2011 nur einmal täglich erhöhen, und zwar um 12 Uhr. Senkungen sind jederzeit möglich. Die entsprechende Verordnung wurde kürzlich bis Ende 2028 verlängert. Nach Einschätzung der Bundesregierung erleichtert diese Regel Autofahrern die Suche nach günstigeren Tankstellen. Zudem erwartet das Reiche einen dämpfenden Effekt auf die Preise.

Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) rechnet unterdessen nicht mit einer großen Belastung für die Erholung der deutschen Wirtschaft. Seine Experten gehen davon aus, dass der stärkste Energiepreisschub bereits vorbei ist und die Öl- und Gaspreise im zweiten Quartal abebben. In diesem Fall solle das Wirtschaftswachstum lediglich um 0,1 bis 0,2 Prozentpunkte gedämpft werden.

G7 beraten über Freigabe von Ölreserven

Parallel zu den nationalen Maßnahmen diskutieren die führenden Industrienationen über mögliche Schritte zur Stabilisierung des Ölmarkts. Deutschland und die übrigen G7-Staaten erklärten sich grundsätzlich offen für eine Freigabe strategischer Ölreserven, auf Bitten der Internationale Energieagentur (IEA), zunächst in Höhe von 400 Millionen Barrel. Diese größte Freigabe in der Geschichte der IEA bestätigte Reiche vor Journalisten in Berlin. Dies sei ein sichtbares Signal in den Markt, um hohe Risikoaufschläge und Spekulationsgewinne einzudämmen, hofft Reiche. Deutschland wolle 2,4 Millionen Tonnen Öl freigeben.

Zu den G7 gehören neben Deutschland auch die USA, Japan, Kanada, Vereinigtes Königreich, Frankreich und Italien. Die Energieminister der Staaten erklärten laut dem aktuellen G7-Vorsitz Frankreich, man unterstütze grundsätzlich proaktive Maßnahmen zur Stabilisierung der Märkte, einschließlich der Nutzung strategischer Reserven. Am Nachmittag wollen die Staats- und Regierungschefs der Länder in einer Videokonferenz über die wirtschaftlichen Folgen des Kriegs und die Lage auf den Energiemärkten beraten. Dabei könnte auch eine Entscheidung über die Freigabe nationaler Ölreserven fallen.

Große Ölreserven bei IEA-Mitgliedern

Die Mitgliedstaaten der Internationale Energieagentur (IEA) verfügen nach Angaben der Organisation über strategische Ölreserven von rund 1,2 Milliarden Barrel. Ein Barrel entspricht 159 Litern. Zusätzlich lagern laut IEA etwa 600 Millionen Barrel in Industrievorräten. Solche Reserven setzen Staaten in Krisensituationen ein, um Märkte zu stabilisieren oder Versorgungsengpässe auszugleichen. Seit der Gründung der IEA Mitte der 1970er-Jahre kam es laut der Organisation bislang fünfmal zu koordinierten Freigaben strategischer Ölreserven.

Zu den Anlässen gehörten der Golfkrieg, Schäden an der US-Ölinfrastruktur durch die Hurrikans Katrina und Rita im Jahr 2005 sowie der Ausfall libyscher Ölexporte 2011. Zuletzt setzten mehrere Staaten 2022 wegen der Folgen des russischen Angriffs auf die Ukraine strategische Ölreserven frei.

Die Konferenz steht unter der Schirmherrschaft der Ministerpräsidentinnen und Ministerpräsidenten der ostdeutschen Länder. Gastgeber ist der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). Regional ausgerichtet wird das Treffen von der BDEW-Landesgruppe Mitteldeutschland. Nach Angaben des Verbandes steht die Energiewende inzwischen in der Umsetzungsphase.

Gleichzeitig steige der Druck auf Energieinfrastruktur und Versorgungssysteme. Gründe dafür seien geopolitische Krisen, volatile Energiemärkte sowie steigende Anforderungen an Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und gesellschaftliche Akzeptanz. Mario Müller, Geschäftsführer der BDEW-Landesgruppe Mitteldeutschland, betonte die Bedeutung der kommenden Jahre für die Entwicklung der Infrastruktur.

Ostdeutschland vorn in der Energiewende

„Die kommenden Jahre sind entscheidend. Wir brauchen leistungsfähige Netze, klare regulatorische Rahmenbedingungen und eine realistische Priorisierung der Maßnahmen“, sagte Müller. Die Infrastrukturkonferenz soll relevante Akteure zusammenbringen, um über diese Fragen zu beraten. Ostdeutschland verstehe sich dabei nicht als Region des Nachholens, sondern als Region, die Entwicklungen vorantreiben könne.

Auch die Regierungschefs mehrerer ostdeutscher Bundesländer äußerten sich zur Bedeutung der Energieinfrastruktur für Wirtschaft und Versorgung. Brandenburgs Ministerpräsident Dietmar Woidke sieht vor allem die Energiepreise als Herausforderung für Unternehmen. Brandenburg habe bei der jüngsten Ministerpräsidentenkonferenz einen Beschluss zur Energiewende und zu wettbewerbsfähigen Energiepreisen eingebracht.

Entlastung der Industrie gefordert

Nun müsse die Bundesregierung die geplanten Schritte zur Entlastung von Wirtschaft und Bevölkerung zeitnah umsetzen, erklärte Woidke. Ziel sei es, Arbeitsplätze zu sichern und gleichzeitig den Übergang zu einer klimafreundlichen Industrie zu gestalten. Sachsen-Anhalts Ministerpräsident Sven Schulze hob die Bedeutung stabiler Energiepreise für die industrielle Wettbewerbsfähigkeit hervor.

Besonders die chemische Industrie spiele eine zentrale Rolle für die Wirtschaft seines Bundeslandes und für Deutschland insgesamt. Schulze fordert einen verlässlichen energiepolitischen Pfad sowie einen konsequenten, zugleich aber ausgewogenen Ausbau der Stromnetze. Gleichzeitig müsse Bürokratie abgebaut werden, damit Unternehmen ihre Innovationsfähigkeit stärker auf die Entwicklung neuer Produkte konzentrieren könnten.

Auch Thüringens Ministerpräsident Mario Voigt verwies auf die Rolle der Energie- und Wasserversorgung als Teil der kritischen Infrastruktur. Eine sichere und bezahlbare Versorgung sei Voraussetzung für Investitionen und Planungssicherheit für Unternehmen und Bevölkerung. Thüringen setze deshalb auf einen ausgewogenen Strommix, einen netzdienlichen Ausbau erneuerbarer Energien und eine technologieoffene Energiepolitik. Gleichzeitig müsse die Resilienz der Energie- und Wasserversorgung gestärkt werden, etwa durch Maßnahmen zur Cybersicherheit.

Infrastrukturausbau im Fokus

Inhaltlich konzentrierte sich die Konferenz laut Veranstalter auf Fragen der praktischen Umsetzung der Energiewende und des Infrastrukturausbaus. Diskutiert wurden unter anderem aktuelle energiepolitische Entwicklungen sowie die Rolle Ostdeutschlands für industrielle Wertschöpfung. Ein weiterer Schwerpunkt lag auf dem Ausbau der Stromnetze und den regulatorischen Rahmenbedingungen für Investitionen.

Darüber hinaus beschäftigten sich die Teilnehmenden mit Themen wie Versorgungssicherheit, Krisenvorsorge und der Resilienz der Energieversorgung. Auch langfristige Perspektiven standen auf der Agenda. Dazu gehörten laut Veranstalter Fragen zur Energieerzeugung im Jahr 2045, zur Digitalisierung der Energiesysteme sowie zur Wärmewende und deren wirtschaftlichen und gesellschaftlichen Rahmenbedingungen.

Die Infrastrukturkonferenz soll nach Angaben des BDEW dazu beitragen, Positionen aus Wirtschaft, Politik und Wissenschaft zusammenzuführen und Lösungsansätze für den weiteren Ausbau der Energieinfrastruktur zu diskutieren. Dabei geht es insbesondere um die Frage, ob Infrastruktur künftig eher zum Standortfaktor oder zum begrenzenden Element für wirtschaftliche Entwicklung werden könnte.

Im Januar beliefen sich die Einnahmen auf insgesamt rund 482 Millionen Euro, und die Ausgaben lagen bei 841 Millionen Euro. Der Saldo lag entsprechend bei knapp minus 359 Millionen Euro. Im Februar beziffern die Übertragungsnetzbetreiber in ihrer Übersicht das Plus auf 623 Millionen Euro, auf der Ausgabenseite wurden 648 Millionen Euro verbucht. Der Saldo ist für den Februar damit ebenfalls negativ und liegt bei 25 Millionen Euro. 

Auf der Einnahmenseite überwies der Bund im Januar 291 Millionen Euro und im Februar 452 Millionen Euro. Von den Einnahmen, die für beide Monate bei etwas mehr als 1 Milliarde Euro liegen, kamen damit 743 Millionen Euro aus dem Bundeshaushalt. Der Großteil der restlichen Einnahmen wurde über die Vermarktung der Anlagen eingenommen. 

Die deutschen Netzbetreiber gaben im vergangenen Jahr treuhänderisch knapp 19,6 Milliarden Euro für das Erneuerbaren-Fördersystem aus. Davon entfielen auf den Zuschuss des Bundes 16,5 Milliarden Euro. Dies geht aus dem EEG-Kontoabschluss zum 31. Dezember 2025 hervor, den die Übertragungsnetzbetreiber am 12. Januar veröffentlichten.

Strom aus Onshore-Windkraftanlagen brachte diesen Februar 8,723 Cent/kWh (Vormonat: 9,536 Cent/kWh). Im Vergleich zu Februar 2025 war der Grünstrom 2,868 Cent/kWh weniger im Handel wert.

Windkraft auf See gab bei der Pflichtvermarktung im Vergleich zum Januar um 1,149 auf 9,370 Cent/kWh nach. Im Februar vergangenes Jahr betrug der Marktwert 11,741 Cent/kWh.

Graustrom notierte im Februar bei 9,658 Cent/kWh nach 11,009 Cent/kWh im Januar. Vor einem Jahr errechnete sich für Februar ein durchschnittlicher Spotmarktpreis von 12,852 Cent/kWh. Anders als in diesem Jahr zeigte sich 2025 von Januar nach Februar ein Preisanstieg. Rund 1,4 Cent/kWh machte er aus.

Auch die Marktwerte für Windstrom waren vor einem Jahr in der Zeit von Januar bis Februar gestiegen: Strom aus Wind an Land um 3,085 Cent, Strom aus Wind auf See um 2,039 Cent/kWh. Der Marktwert von Solarstrom hingegen war um 0,412 Cent/kWh gesunken.

23 Viertelstunden mit Minusvorzeichen

Ein Minusvorzeichen stellte sich im Februar an zwei Tagen. Für den 27. und 28. des Monats weist die Transparenzplattform 23 Viertelstunden-Intervalle mit negativem Strompreis aus. Alle Werte liegen nur knapp unter null. Am niedrigsten war der Preis mit minus 0,065 Cent/kWh am 28. Februar in der Zeit von 12.45 bis 13 Uhr. Am höchsten kletterte der Spotmarktpreis am 9. Februar. 24,477 Cent kostete die Kilowattstunde zwischen 17.30 und 17.45 Uhr.

 
Die Statistik zeigt die Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Braunkohle in Deutschland in den Jahren 1990 bis 2025. Im Jahr 2025 wurden in Deutschland rund 75 Milliarden kWh Strom aus dem fossilen Energieträger Braunkohle erzeugt.

Lieferantenwechsel lohnen sich

Im Jahr 2025 haben 6,7 Millionen Haushalte ihren Stromlieferanten gewechselt. Damit sparten sie insgesamt rund 280 Millionen Euro ein. Ein Großteil der Verbraucherinnen und Verbraucher sind jedoch bei ihrem Lieferanten geblieben. Zugleich wird der Bundesnetzagentur in diesem Zusammenhang zunehmend von Problemen auf der Verteilernetzebene berichtet, die diesen Lieferantenwechsel erschweren.

Im selben Zeitraum haben ungefähr 2,1 Millionen Haushalte den Gas-Anbieter gewechselt. Dabei ergab sich eine Gesamtersparnis von rund 126 Millionen Euro.
Seit Beginn der Erhebung war 2025 das zweithöchste Wechseljahr. Den historischen Höchststand verzeichnete das Jahr 2024: 6,9 Millionen Haushaltskunden wechselten ihren Stromlieferanten und 2,4 Millionen ihren Gaslieferanten. Dies führte zu einer geschätzten finanziellen Entlastung von rund 2,3 Milliarden Euro im Strom- und 1,1 Milliarden Euro im Gasbereich.

Weitere Entlastung für Haushalte möglich

Nach der Modellierung der Bundesnetzagentur sind die Neukundenpreise für Strom und Gas im Januar 2026 im Vergleich zum Vorjahr gesunken. Im Januar 2026 lag der modellierte Strompreis für Neukunden bei 34,9 Cent/kWh und damit rund sieben Prozent unter dem Vorjahreswert. Bei einem durchschnittlichen Jahresverbrauch von 3.500 kWh können Haushalte durch einen Lieferantenwechsel im Schnitt rund 95 Euro pro Jahr einsparen. Sollten Haushalte 2026 ähnlich häufig wechseln wie 2025, könnten sich die Entlastungen auf rund 590 Millionen Euro summieren.

Der modellierte Gaspreis für Neukunden lag im Januar 2026 bei 9,6 Cent/kWh. Er sank im Vergleich zum Vorjahr um rund 13 Prozent. Bei einem typischen Jahresverbrauch von 20.000 kWh liegt das Einsparpotenzial für Haushalte, die ihren Versorger wechseln, etwa bei 360 Euro pro Jahr. Bei einer Wechselaktivität auf dem Niveau des Jahres 2025 würde sich die Entlastung auf rund 390 Millionen Euro belaufen.

Weitere Kennzahlen der Bundesnetzagentur stehen im Internet bereit.

Die technologische Basis der Fabasphere bildet der Fabasphere AI Core, bestehend aus Fabasoft Cloud und Mindbreeze AI. Die Anwendungen nutzen unter anderem große Sprachmodelle und Retrieval Augmented Generation (RAG), um Antworten auf Basis unternehmensinterner Daten zu erzeugen. Laut Fabasoft verbleiben die Informationen dabei vollständig beim Kunden und werden nicht für externe Trainingszwecke verwendet.

Gesprächspartner:

• Andreas Dangl, Geschäftsführer der Fabasoft Approve GmbH

 
Das KI-gestützte DMS/QMS Fabasoft Approve setzt insbesondere dort an, wo große Dokumentenmengen entstehen und komplexe Freigabeprozesse erforderlich sind. Dazu zählen etwa Energie- und Industrieunternehmen mit umfangreichen Projekt- und Anlagendokumentationen. KI-Funktionen analysieren Inhalte, stellen diese kontextbezogen bereit und reduzieren manuelle Prüfschritte. Low-Code/No-Code-Funktionen ermöglichen es Anwendern, Workflows ohne tiefgehende Programmierkenntnisse anzupassen. 

Ein Beispiel für den Einsatz von Fabasoft Approve ist die Zusammenarbeit mit Siemens Energy. Das Unternehmen nutzt das cloudbasierte Produkt, um technische Projektdokumentationen mit Lieferanten und Kunden zu teilen und Freigaben digital abzuwickeln. Zuvor erfolgte der Austausch über Download-Server und E-Mail, Rückmeldungen mussten manuell in das Dokumentenmanagementsystem übertragen werden. Laut Siemens Energy ließ sich der administrative Aufwand durch die Integration der Software in bestehende Systeme reduzieren und Abstimmungsprozesse beschleunigen.

Fabasoft Approve betreibt zertifizierte Rechenzentren in Europa und setzt auf eine Cloud-Architektur mit Fokus auf Datenschutz und Informationssicherheit. Die Fabasoft-Gruppe ist an mehreren Standorten in Deutschland, Österreich, der Schweiz und den USA vertreten und richtet seine Solutions sowohl an private Unternehmen als auch an öffentliche Institutionen.

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Deutschland plant einen deutlichen Ausbau der Photovoltaik auf Freiflächen. Ein erheblicher Teil der neuen Anlagen soll auf landwirtschaftlich genutzten Flächen entstehen. Laut dem BNE schließen sich Energieerzeugung und landwirtschaftliche Nutzung jedoch nicht aus. Vielmehr könnten die Flächen weiterhin als Grünland bewirtschaftet werden. Neben der Stromproduktion entstehe dadurch zusätzlicher Lebensraum für verschiedene Tier- und Pflanzenarten.

Bündnis PV-Branche mit Tierhaltern

Solarparkbetreiber seien auf Landwirtinnen und Landwirte angewiesen, die die Flächen pflegen und bewirtschaften, erklärte der Verband. Bislang fehlten jedoch wissenschaftliche Daten zur Qualität und Menge der Biomasse in den Anlagen. Deshalb unterstützte der BNE ein Forschungsprojekt zur Vegetation und Bewirtschaftung von Solarparkflächen.

Über einen Zeitraum von 18 Monaten untersuchten Dina Hamidi von der Georg-August-Universität Göttingen und Christoph Hütt von der Universität zu Köln die Vegetation in mehreren Solarparks. Die Forschenden analysierten unter anderem, welche Pflanzenarten an unterschiedlichen Stellen innerhalb der Anlagen vorkommen, wie sich Weidetiere in den Flächen bewegen und welche Nährstoffgehalte die dort wachsenden Pflanzen aufweisen.

Für die Messungen setzten sie unter anderem „LiDAR“-Technologie ein. Mit einem Laser-Scanner, der mobil genutzt oder an einer Drohne befestigt werden kann, erfassten sie den Pflanzenaufwuchs in den Anlagen. Laut dem Forschungsbericht ließ sich damit die Biomasse in den Solarparks präzise vermessen, auch in Bereichen unter den Solarmodulen.

Nährstoffe wachsen ausreichend

Die Untersuchungen zeigen laut den beteiligten Wissenschaftlern, dass die Vegetation in Solarparks ausreichend Nährstoffe für die Beweidung mit Schafen und Rindern liefert. Unterschiede zeigten sich je nach Standort innerhalb der Anlagen. Pflanzen unter den Modulen wiesen demnach eine höhere Artenvielfalt und einen größeren Proteingehalt auf. Zwischen den Modulreihen fiel dagegen die Biomassemenge tendenziell höher aus.

Neben der Vegetation analysierte das Forschungsteam auch das Verhalten von Schafen in Solarparks. Dabei zeigte sich laut Bericht, dass sich die Tiere bei höheren Temperaturen häufiger im Schatten der Module aufhielten. Dieser Effekt könnte angesichts steigender Temperaturen im Zuge des Klimawandels an Bedeutung gewinnen.

Der Geschäftsführer des BNE, Robert Busch, sieht in den Ergebnissen einen Hinweis auf das landwirtschaftliche Potenzial von Photovoltaik-Freiflächenanlagen. Wenn Betreiber gut gepflegte Solarparks anstreben, müsse die Landwirtschaft stärker einbezogen werden, erklärte Busch. Bisher habe es kaum Daten dazu gegeben, welche Pflanzen in den Anlagen wachsen oder ob die Futterqualität für Weidetiere ausreicht. Die neuen Untersuchungen würden diese Wissenslücke teilweise schließen.

Positive Effekte für Weidetiere

Aus Sicht des BNE zeigen die Ergebnisse, dass Grünland in Solarparks grundsätzlich als Weidefläche geeignet ist. Die Tiere profitierten laut Busch in zweifacher Hinsicht: Die Module böten Schutz vor Sonne und Witterung, während gleichzeitig eine vielfältige Vegetation wachse.

Der Verband empfiehlt deshalb, die Bewirtschaftung von Solarparkflächen stärker im landwirtschaftlichen Kontext zu betrachten. Die neue Datenlage zur Vegetationsqualität und zum Verhalten von Weidetieren spreche dafür, landwirtschaftliche Nutzung in solchen Anlagen auszubauen. Diese Form der Flächennutzung sollte nach Ansicht des BNE als Landwirtschaft anerkannt werden – zusätzlich zu Konzepten der Agri-Photovoltaik, bei denen landwirtschaftliche Produktion und Stromerzeugung technisch kombiniert werden.

Der jetzt veröffentlichte Bericht bündelt laut dem Verband mehrere wissenschaftliche Veröffentlichungen aus dem Projekt. Weitere Publikationen der beteiligten Forschenden seien in den kommenden Monaten geplant.

Die BNE-Studie zur Agri-PV steht als PDF zum Download bereit.

In einer aktuellen Mitteilung des Unternehmens weist dessen Chief Innovation Officer darauf hin, dass KI ihren vollen Nutzen nur entfalten kann, wenn sie entlang der Prozesskette orchestriert wird, wenn das gewünschte Ergebnis klar ist und wenn klar ist, wer die End-to-End-Verantwortung trägt. Genau diese, die Systemgrenzen übergreifende Verantwortung ist das zentrale Prinzip der Lösungsplattform GY.

„Wilken verantwortet das integrierte Zusammenspiel im gesamten Plattform-Ökosystem – mit klarer Governance für Integration, Partnerlösungen und Services einschließlich KI“, heißt es wörtlich in der Mitteilung.

In der aktuellen Ausbaustufe hat der neue KI-Assistent mit der Bezeichnung „GY:PT“ vor allem noch Assistenz- und Selbsthilfefunktionen. Er soll typische energiewirtschaftliche Fachfragen beantworten, etwa bei Fehlermeldung, Prozessfragen oder bei regulatorischen Anforderungen. Ziel sei es, Mitarbeitenden konkrete Handlungsempfehlungen zu geben „ohne aufwändige Recherchen oder Support-Tickets“, wie es weiter heißt.

Perspektivisch auch Grundlage für Prognosen und Simulationen

Über die Assistenzfunktion hinaus wird die KI jedoch schrittweise weiterentwickelt, um sie stärker in operative Abläufe einbinden zu können, damit sie Prozesse aktiv vorbereiten und begleiten kann. Durch Agentic AI soll sie auch zunehmend zur Automatisierung beitragen.

Die weiteren Ausbaustufen zielen nach Unternehmensangaben darauf ab, die KI vom wissensbasierten Assistenten zu einem Unterstützer von Analysen und Entscheidungen zu entwickeln. Vergleichsrechnungen oder die Bewertung alternativer Handlungsoptionen sollen dann möglich sein – und perspektivisch auf dieser Grundlage auch Prognosen und Simulationen, beispielsweise zur Abschätzung von Kundenabwanderungsrisiken. Die KI soll dann auch gleich eine Antwort auf die Frage liefern, ob diese etwa durch Portfolioanpassungen oder Preis- und Tarifänderungen abgewendet werden können. Es gehe also darum, Fachbereiche sowohl im operativen Tagesgeschäft als auch bei strategischen Fragestellungen zu entlasten.

Um zu zeigen, wie operativ die KI genutzt werden kann und die gesamte Prozesskette unterstützt, zieht Wilken das Beispiel der Wiederverkäuferbescheinigung heran. In der aktuellen Ausbaustufe prüfe sie automatisiert, ob relevante Stammdaten, etwa die Klassifikation als Wiederverkäufer oder die Gültigkeit einer Bescheinigung, im System korrekt hinterlegt sind. Sofern eine Bescheinigung fehlt, soll sie künftig über Agentic AI direkt angefordert werden. Diese Funktion sei bereits bei der vergangenen E-world demonstriert worden.

Perspektivisch werde die KI dann auch die weitere Verarbeitung im System unterstützen, angeforderte Daten automatisch prüfen und gegebenenfalls systemseitig ergänzen.

Grundlage ist ein neuer Vertrag, auf dessen Basis Gisa künftig Leistungen in den Bereichen Gateway Administration (GWA), Meter Data Management (MDM/pEMT) sowie erstmals das Controllable Local System (CLS/aEMT) vollständig als Software as a Service (SaaS) bereitstellt.

Der Betrieb der Gateway-Administration und des Meter Data Managements erfolgte bereits zuvor über die Plattform im SaaS-Modell. Mit der Vertragsverlängerung übernimmt der IT-Dienstleister nun auch das CLS-Management. Dieses wird laut Unternehmen in einem dreistufigen Modell betrieben, einschließlich Leistungen für Architektur- und Application Management sowie Servicemanagement.

„TMZ hat sich in den letzten Jahren zu einem wichtigen Marktpartner für die Gateway-Administration und das Messdatenmanagement etabliert. Dies verdanken wir in großen Teilen einem stabilen, sicheren und skalierbaren IT-Betrieb der zentralen Kernsysteme bei der Gisa“, kommentiert TMZ-Geschäftsführer Andreas Nehring in einer Mitteilung die Vertragsverlängerung.

Skalierbarkeit bei steigenden Gerätezahlen

Die Kooperation zwischen beiden Unternehmen besteht seit 2017. Neben dem Plattformbetrieb wurden nach Angaben der Partner gemeinsame Projekte umgesetzt und Funktionen der Plattform weiterentwickelt. Die Zahl der Einbauten intelligenter Messsysteme auf der Plattform sei kontinuierlich gestiegen.

Für den intelligenten Messstellenbetrieb bedeutet das Modell laut Unternehmen unter anderem eine zentrale Zuständigkeit für den Betrieb der Kernsysteme, eine geringere Komplexität bei der Steuerung von IT-Dienstleistern sowie Skalierbarkeit bei steigenden Geräte- und Datenmengen.

Beide Partner planen zudem weitere gemeinsame Projekte. Genannt werden zusätzliche Services zur Verarbeitung von Netzzustandsdaten, Vorhaben im Kunden-Onboarding sowie gemeinsame Branchenaktivitäten. „Dass die Partnerschaft nun weiterwächst, ist ein Zeichen gegenseitigen Vertrauens und ein wichtiger Schritt in Richtung gemeinsamer Zukunftsprojekte“, so Heino Feige, CEO von Gisa.

Die Gisa Smart Energy Platform basiert im Kern auf Softwareprodukten der Robotron Datenbank-Software GmbH. Sie dient laut Anbieter als Plattform für den Betrieb zentraler Systeme im Smart-Meter-Rollout.

Die Publikationen sollen Fachleute durch zentrale Planungsphasen serieller Sanierungen führen. Dazu gehören laut Dena insbesondere die Bestandsaufnahme von Gebäuden, technische Lösungen für vorgefertigte Fassaden- und Dachelemente sowie Fragen der Befestigungstechnik. Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf Strategien zur Kreislauffähigkeit von Baustoffen und Bauteilen.

Beim seriellen Sanieren werden Gebäude mit digitalisierten Planungsprozessen und industriell vorgefertigten Bauteilen modernisiert. Fassaden- oder Dachelemente entstehen dabei in der Produktion und werden anschließend auf der Baustelle montiert. Nach Angaben der Dena lassen sich so Bauzeiten verkürzen und Eingriffe in bewohnte Gebäude reduzieren. Auch Kosten und Planungsaufwand sollen durch standardisierte Prozesse sinken.

Energiesprong in Deutschland

Der Ansatz orientiert sich am internationalen Energiesprong-Modell, das in mehreren europäischen Ländern eingesetzt wird. Ziel ist es, energetische Modernisierungen von Bestandsgebäuden schneller umzusetzen und damit zur Reduktion von Treibhausgasemissionen im Gebäudesektor beizutragen. Christian Stolte, Bereichsleiter „Klimaneutrale Gebäude“ bei der Dena, sieht in seriellen Sanierungen einen wichtigen Ansatz für die Transformation des Gebäudebestands.

„Um die Klimaziele im Gebäudesektor zu erreichen, muss die Energieeffizienz von Gebäuden deutlich verbessert werden. Serielle Sanierungen sind dabei ein wichtiger Baustein und schaffen zudem Innovationen mit entsprechenden Wertschöpfungspotenzialen“, erklärte Stolte. Die neuen Leitfäden sollen Fachleuten praxisnahe Werkzeuge an die Hand geben, um Projekte effizient, nachhaltig und mit geringeren Risiken umzusetzen.

Viele Zielgruppen angesprochen

Die Dena richtet sich mit den Materialien an mehrere Zielgruppen. Dazu zählen Architektur- und Fachplanungsbüros sowie Energieberater. Auch Anbieter serieller Sanierungslösungen und Hersteller von Bauelementen wie Modulen, Befestigungen oder Fassadensystemen sollen davon profitieren. Darüber hinaus nennt die Organisation Wohnungsunternehmen als wichtige Nutzergruppe.

Nach Darstellung der Dena sollen die Leitfäden vor allem in der frühen Projektphase Orientierung bieten. Sie enthalten technische Hinweise, Praxisbeispiele und Entscheidungsgrundlagen für verschiedene Sanierungsvarianten. Dadurch sollen Planungsteams schneller klären können, welche Lösungen sich für ein konkretes Gebäude eignen.

Ein Schwerpunkt liegt dabei auf der systematischen Erfassung des Gebäudebestands. Laut Dena bildet eine präzise Bestandsanalyse die Grundlage für serielle Sanierungen, weil sie die Planung der vorgefertigten Elemente bestimmt. Ungenaue Daten könnten dagegen zu Anpassungen auf der Baustelle führen und damit den Zeitvorteil der industriellen Vorfertigung verringern.

Neben technischen Fragen greifen die Leitfäden auch Aspekte der Materialkreisläufe auf. Nach Angaben der Organisation sollen Bauteile möglichst so geplant werden, dass sie später wiederverwendet oder recycelt werden können. Damit verbindet die Dena serielle Sanierungskonzepte mit Ansätzen der Kreislaufwirtschaft im Bauwesen.

Mit der Veröffentlichung will das Kompetenzzentrum nach eigenen Angaben dazu beitragen, die Umsetzung serieller Sanierungen in Deutschland zu beschleunigen. Die Leitfäden sollen Erfahrungen aus bisherigen Projekten zugänglich machen und damit den Wissenstransfer innerhalb der Branche stärken.

Weitere Informationen zum Seriellen Sanieren stehen im Internet bereit.

Vorstandschef Jens Meier bezeichnete das Projekt laut Mitteilung als Teil kommunaler Daseinsvorsorge. Die Stadtwerke wollten eine Infrastruktur schaffen, die Sicherheit, Unabhängigkeit und Energieeffizienz verbinde. Das Rechenzentrum solle sensible Daten direkt in Lübeck verarbeiten und speichern. Das Angebot richte sich insbesondere an Unternehmen, Behörden und Betreiber kritischer Infrastrukturen.

Technisch sei die Anlage für sensible und geschäftskritische Anwendungen ausgelegt. Laut den Stadtwerken seien alle zentralen Systeme redundant ausgelegt. Hinzu kämen leistungsfähige Netzanbindungen sowie Schutzmechanismen gegen Cyberangriffe. 

IHK verweist auf Bedarf in der Region

Den wirtschaftlichen Bedarf begründen die Stadtwerke mit einer Umfrage der Industrie- und Handelskammer (IHK) zu Lübeck aus dem August 2022. Daran hätten 156 Mitgliedsbetriebe teilgenommen. Laut Mitteilung habe sich jedes zweite Unternehmen mit eigener IT-Infrastruktur vorstellen können, ein regionales Rechenzentrum zu nutzen. Als wichtigste Gründe hätten die Befragten Datensouveränität, Sicherheit, Verfügbarkeit sowie regionale Ansprechpartner genannt.

Christoph Schweizer, Chief Operating Officer (COO) der Stadtwerke Lübeck Gruppe, sieht in dem Projekt eine Reaktion auf die Diskussion über digitale Abhängigkeiten. Die hohe Auslastung zum Start zeige, dass Unternehmen und öffentliche Einrichtungen in der Region ihre Datenhaltung zunehmend neu bewerteten. Aus seiner Sicht schaffe das Rechenzentrum eine skalierbare Infrastruktur für wachsende digitale Anforderungen.

Auch aus Sicht der IHK bringt die Anlage Vorteile für den Standort. Stefan Stengel, Vorsitzender des Arbeitskreises Informationstechnik, Kommunikation und Digitalisierung der IHK zu Lübeck, bezeichnete das Rechenzentrum als wichtigen Standortfaktor. Es stärke die digitale Wettbewerbsfähigkeit der Region und verbessere die Voraussetzungen für neue Geschäftsmodelle. Nach Angaben der IHK hätten sich zudem zwei ehrenamtlich engagierte Unternehmer früh in den Prozess eingebracht und mit Ergebnissen der Unternehmensbefragung begleitet.

Energieversorgung als Teil des Konzepts

Die Stadtwerke verbinden das Rechenzentrum mit einem Energiekonzept für das benachbarte Quartier Geniner Ufer im Lübecker Stadtteil Genin. In diesem Gewerbe- und Technologiegebiet entstehen neue Unternehmensflächen, die ebenfalls an die Energieinfrastruktur angebunden werden sollen.

Im benachbarten Umspannwerk errichteten die Stadtwerke nach eigenen Angaben im Laufe dieses Jahres zwei Blockheizkraftwerke mit jeweils 100 kW elektrischer Leistung. Diese Anlagen sollen künftig das Quartier Geniner Ufer mit Wärme versorgen. Der dabei erzeugte Strom werde dann vorrangig dem Rechenzentrum zur Verfügung stehen, Überschüsse wollen die Stadtwerke in das öffentliche Netz einspeisen.

Derzeit bezieht das Rechenzentrum noch keinen Strom aus diesen Anlagen. Wie eine Sprecherin der Stadtwerke auf Nachfrage der Redaktion erklärte, wird das Rechenzentrum aktuell vollständig mit zertifiziertem Ökostrom aus dem Netz versorgt. Erst in einem späteren Schritt solle es den Strom aus den Blockheizkraftwerken sowie aus einer geplanten Photovoltaikanlage auf dem Dach des Gebäudes beziehen. Die Leistung dieser Anlage geben die Stadtwerke mit 180 bis 200 kW an. Außerdem solle die Abwärme der Server genutzt werden, um angrenzende Gebäude im Quartier zu beheizen.

Da die erste Ausbaustufe bereits weitgehend vergeben ist, haben die Stadtwerke bereits eine Erweiterung beschlossen. Der nächste Ausbau solle noch in diesem Jahr beginnen, wie es aus Lübeck heißt. Danach solle mehr als das Dreifache der heutigen Kapazität zur Verfügung stehen. Perspektivisch rechnet das Unternehmen zudem mit zusätzlichen Flächen für Hochleistungsrechnen sowie für Anwendungen aus dem Bereich Künstliche Intelligenz.

Das Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Ebit) lag bei 561,0 Millionen Franken. Ohne die Wertkorrektur auf die Beteiligung am Kohlekraftwerk Wilhelmshaven in Höhe von 113,7 Millionen Franken hätte das operative Ergebnis 674,6 Millionen Franken erreicht. Im Jahr zuvor hatte die BKW ein Ebit von 789,9 Millionen Franken erzielt. Der operative Reingewinn betrug 353,1 Millionen Franken. Im Jahr 2024 lag dieser Wert bei 550,4 Millionen Franken.

Der Erzeugungsbereich „Energy Solutions“ erzielte ein operatives Ergebnis von 387,9 Millionen Franken (2024: 586,5 Millionen Franken). „Einen signifikanten Einfluss auf das gesunkene Ergebnis hatte die wetterbedingt unterdurchschnittliche Stromproduktionsmenge in den Bereichen Wasser- und Windkraft“, schreibt der Versorger.
 130.000 intelligente Stromzähler installiert

Zudem fiel das Handelsergebnis geringer aus als im Vorjahr. Hintergrund sei eine weitere Normalisierung der Energiemärkte, die sich unter anderem in einer sinkenden Volatilität der Terminmarktpreise zeigt, so die BKW.

Das Netzgeschäft „Power Grid“ erzielte ein Ebit von 130,6 Millionen Franken (2024: 140,4 Millionen Franken). Die Investitionen in das Stromnetz beliefen sich auf 182,8 Millionen Franken. Dazu gehörten unter anderem neue Transformatorenstationen. Zudem installierte das Unternehmen rund 130.000 intelligente Stromzähler und nahm eine neue Netzleitstelle in Betrieb.

Das Geschäftsfeld „Infrastructure & Buildings“ steigerte seine Profitabilität weiter. Das Ebit lag bei 80,0 Millionen Franken (2024: 56,9 Millionen Franken) und damit 40,6 Prozent über dem Vorjahr. Der Umsatz der Sparte blieb mit 1,98 Milliarden Franken stabil. „Als größte Anbieterin von Architektur- und Ingenieurleistungen im DACH-Raum konnten wir in diesem Bereich weitere Großvorhaben gewinnen“, heißt es. Zu den Projekten zählen unter anderem Planungsarbeiten im Zusammenhang mit der möglichen Olympia-Bewerbung der Region Rhein-Ruhr sowie städtebauliche Projekte wie das Seidensticker-Areal in Bielefeld.

Projekte in Deutschland

2025 gelang der Eintritt in den deutschen Regelenergiemarkt mit der Übernahme des Flexibilitätsanbieters Südvolt GmbH. „Damit gehört die BKW nun zu den zehn größten Direktvermarktern in Deutschland“, heißt es dazu. Darüber hinaus ist das Unternehmen an mehreren großen Netzausbauprojekten beteiligt, darunter die Ostküstenleitung und die Gleichstromverbindung Ultranet in Deutschland. Zudem plant die BKW den Bau eines Großbatteriespeichers im nordrhein-westfälischen Waltrop mit 300 MW Leistung und einer Speicherkapazität von 600 MWh zusammen mit der Aachener Trianel (wir berichteten).

Die BKW beschäftigt nach eigenen Angaben mehr als 12.000 Mitarbeitende in rund 140 Tochterunternehmen. Die Standorte des Unternehmens verteilen sich auf mehrere europäische Länder, darunter Deutschland.

Der Strom wird der Versorgung der Flughafen-Infrastruktur dienen. Die Vereinbarung gilt als wichtiger Baustein der Nachhaltigkeitsstrategie „NetZero 2035“ des Münchner Airports.

Jan-Henrik Andersson, CCO und CSO der Flughafen München GmbH, erklärte dazu: „Der zusätzliche Grünstrom leistet einen wesentlichen Beitrag zur eigenen Energieversorgung, gleichzeitig wird er durch die Einsparung von rund 13.000 Tonnen Kohlendioxid pro Jahr wesentlich zur Erreichung der flughafeninternen Klimaziele beitragen.“

Ulf Kerstin, Chief Commercial Officer bei RWE Supply & Trading: „Stromlieferverträge wie dieser mit dem Flughafen München sind für uns ein wichtiger Schritt, um die Dekarbonisierung in Deutschland zu beschleunigen und gleichzeitig die Versorgung langfristig sicherzustellen. Mit großangelegten Offshore-Projekten wie dem Nordseecluster können wir zuverlässig mehr CO2-freien Strom ins Netz bringen und damit den Aufbau eines stabilen und zukunftsfähigen Energiesystems unterstützen.“

Deswegen führt die Baywa-Muttergesellschaft nun Gespräche mit Großaktionären und Banken über eine Änderung des Sanierungsplans. Eigentlich sollte der Konzern bis Ende 2028 wieder auf finanziell soliden Füßen stehen. 

Der größte deutsche Agrarhändler war 2024 nach missglückter internationaler Expansion in finanzielle Schieflage geraten, weil das Unternehmen die Zinsen seiner Milliardenschulden nicht mehr zahlen konnte. Das Gesundungskonzept sieht im Wesentlichen vor, die in den 2010er Jahren auf Kredit gekauften beziehungsweise aufgebauten Töchter wieder zu verkaufen und damit den Schuldenberg um vier Milliarden Euro zu verringern. 

Die Baywa ist in Süd- und Ostdeutschland von großer Bedeutung für die Landwirtschaft. Der Konzern kauft einerseits Ernten an und beliefert die Bauern andererseits mit Landmaschinen, Saatgut und Dünger. 

Der Verkauf der Baywa Re sollte 1,7 Milliarden Euro bringen. Das Gemeinschaftsunternehmen mit einem Schweizer Investor plant und entwickelt Solar- und Windparks, doch hat das Management seine Ergebnisziele drastisch nach unten geschraubt. Die - getrennt von der Mutter - laufende Sanierung der Tochter wird laut einer eigenen Mitteilung der Baywa Re voraussichtlich zwei Jahre länger dauern als geplant, das neue Zieldatum ist das Jahr 2030. 

Vorstand bekundet Optimismus 

Der Vorstand der Mutter Baywa AG geht nun davon aus, dass der Verkauf der Tochter „signifikant“ weniger als 1,7 Milliarden Euro einbringen wird. „Dies erfordert eine Anpassung des Sanierungskonzepts der Baywa AG“, hieß es in der Pflichtmitteilung an die Börse. Unbekannt ist nun nicht nur, wie hoch der Verkaufspreis sein könnte, sondern auch der angepeilte Zeitpunkt. 


Kurzfristig will die Baywa-Spitze eine Stillhaltevereinbarung mit Großaktionären und kreditgebenden Banken abschließen, die dem Konzern eine Atempause bis Herbst 2026 verschaffen soll. Wie der geänderte Sanierungsplan aussehen könnte, war der Ad-hoc-Mitteilung nicht zu entnehmen. „Der Vorstand geht davon aus, dass eine Einigung erreicht werden kann“, hieß es in der Mitteilung knapp. Die Veröffentlichung des Konzernabschlusses für 2025 aber wird sich möglicherweise bis ins vierte Quartal verzögern.

Gründer Mike Frank zieht sich aus der operativen Geschäftsleitung zurück. Die Gesamtverantwortung übernimmt Niels Keunecke, der die Unternehmensgruppe ab sofort als CEO führt. Gleichzeitig gibt Keunecke die Leitung der „meistro r.e. GmbH“ ab. Diese übernimmt künftig Bernhard Baumann.

Die Meistro Gruppe bietet seit 2006 bundesweit Leistungen entlang der gesamten energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette an. Zielgruppe sind somit vor allem gewerbliche Kunden und mittelständische Betriebe.

Die Aktivitäten erfolgen über die Tochtergesellschaften Meistro RE GmbH, Meistro Energie GmbH, Meistro Solution GmbH, Duobloq Energie GmbH sowie die Meistro Stiftung gGmbH. 

Baumann verantwortet künftig als Geschäftsführer der Meistro RE die strategische Ausrichtung des Unternehmens. Zu seinen Aufgaben gehören unter anderem die Projektentwicklung und -umsetzung, die Marktpositionierung sowie Partnerschaften.

Vor seinem Wechsel zur Meistro Gruppe war der studierte Landschaftsökologe in leitender Funktion bei der Solarblick GmbH tätig und begleitete dort die Entwicklung und Umsetzung von Photovoltaik- und Batteriespeicherprojekten.

Eine weitere personelle Veränderung betrifft die Meistro Energie. Dort wird Tycho Seeber neben Franziska Huber Geschäftsführer. Seeber ist seit Januar Teil des Unternehmens. In seiner neuen Funktion verantwortet er die strategische Organisation der Tochtergesellschaft.

Dazu zählen die Entwicklung, Konzeption und kommerzielle Betreuung neuer Energieprojekte sowie die Direktvermarktung, das Portfoliomanagement und das Bilanzkreismanagement. Seeber verfügt über rund 20 Jahre Erfahrung im Energiehandel sowie im Portfolio- und Risikomanagement.

Die Meistro Gruppe beschäftigt rund 110 Mitarbeitende.

 

Wie das Unternehmen mitteilte, gehören zum Verantwortungsbereich von Dettmer künftig Engineering sowie Bau und Betrieb von Wind- und Solarparks und Batteriespeichern. Außerdem ist sie für Arbeitssicherheit und Umweltschutz zuständig. In der Geschäftsführung ergänzt sie CEO Sopna Sury (Vorsitzende) und CFO Simon Bockmühl (Finanzen).

Dettmer arbeitet bereits seit mehreren Jahren im Unternehmen und war zuletzt als Director Construction bei RWE Renewables Europe & Australia tätig.

Markus Krebber, Vorstandsvorsitzender der RWE AG: „Sandra Dettmer ist mit unserem Renewables-Geschäft in Europa und Australien bestens vertraut und wird den sicheren Betrieb und die zügige Errichtung unsere Onshore-Wind-, Solar- und Batterieparks erfolgreich weiterführen. Diese Technologien sind ein wichtiger Eckpfeiler des werthaltigen Wachstums von RWE.“

Strom: Der deutsche OTC-Strompreis hat sich zur Wochenmitte uneinheitlich präsentiert, wobei die Aufwärtsimpulse überwogen. Der Day-ahead verlor in der Grundlast 10,25 auf 69,25 Euro je Megawattstunde und in der Spitzenlast 22,27 auf 49,75 Euro je Megawattstunde. An der Börse kostete der Donnerstag 69,05 Euro im Base und 49,44 Euro im Peak. Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte dem Dienstleister Eurowind zufolge am Donnerstag mit 35,8 Gigawatt über dem Niveau vom Mittwoch liegen, für den nur 33,9 Gigawatt vorhergesagt wurden. Am Freitag soll der Beitrag von Wind und Solar noch weiter zulegen.

Zudem wird der Strompreis auch von den erneuten Preisaufschlägen der Primärenergieträger getrieben, die am Vortag noch einen Rücksetzer erlebt hatten. Trotz der Bemühungen der Politik, die Notierungen für Öl und Gas einzuhegen, bleibt die Gefahr weiterer Preissteigerungen im Energiesektor bestehen.

Am langen Ende des Strommarktes gewann das Frontjahr 0,07 auf 92,88 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Mittwoch etwas nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.55 Uhr 0,30 auf 72,61 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 17,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 74,48 Euro, das Tief bei 72,45 Euro. Damit setzen die Zertifikate ihre neutrale Tendenz fort. Unterdessen sind die Nettolongpositionen spekulativer Anleger an der ICE in der vergangenen Woche um 10,9 Millionen auf 52,4 Millionen Zertifikate gesunken, was auf eine zuletzt skeptischere Einstellung zur Marktentwicklung hindeutet. 

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Mittwoch zugelegt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.01 Uhr 0,951 auf 50,250 Euro je Megawattstunde. Die europäischen Erdgaspreise steigen nach dem Rückgang am Dienstag erneut an, da die Einstellung der LNG-Lieferungen aus Katar in den kommenden Monaten weitreichende Auswirkungen auf die globalen Märkte haben dürfte, heißt es von Marktbeobachtern. Die Preise waren in der vorangegangenen Sitzung zurückgegangen, nachdem Präsident Donald Trump erklärt hatte, der Krieg im Iran werde bald beendet sein. Mehrere asiatische Länder greifen bereits auf den Spotmarkt zurück, um sich Erdgas zu sichern, heißt es von den Analysten der ANZ.

Etwas bullish dürften sich auch neue Wetterprognosen für die zweite Märzhälfte am Gasmarkt auswirken. Die Schönwetterphase in den Vorhersagekarten der Wetterdienste ist nunmehr von Prognosen einer allenfalls durchschnittlichen Temperaturentwicklung in Deutschland und Nordwesteuropa abgelöst worden. Das Windaufkommen soll im genannten Zeitraum sehr moderat ausfallen.