Kundenanlagen sind Energieinfrastrukturen auf räumlich zusammenhängenden Arealen wie Industrieparks, Werksgeländen oder Gebäudekomplexen. Sie dienen der Versorgung angeschlossener Verbraucher mit Strom oder Gas und sind mit dem öffentlichen Netz oder Erzeugungsanlagen verbunden. Nach bisherigem Verständnis gelten sie nicht als klassische Verteilnetze, da sie keine eigenständige Rolle im Wettbewerb spielen.

Hintergrund der Verbandsinitiative ist eine veränderte Rechtsprechung. Ein Urteil des Bundesgerichtshof (BGH) vom Mai 2025, das auf einer Entscheidung des Europäischer Gerichtshof basiert, stellt die bisherige Einordnung von Kundenanlagen infrage. Demnach könnten solche Infrastrukturen künftig als regulierte Netze gelten – entweder als geschlossenes Verteilernetz oder als Netz der allgemeinen Versorgung.

Christian Seyfert, Hauptgeschäftsführer des VIK, warnt vor weitreichenden Folgen: „Es geht nicht um ein Detail des Energierechts, sondern um die Investitionsfähigkeit der industriellen Wertschöpfung in Deutschland.“

Teure Folgen für Unternehmen

Für betroffene Unternehmen hätte der Wegfall der Kundenanlage laut den Verbänden spürbare Konsequenzen. Sie müssten zusätzliche regulatorische Vorgaben erfüllen und ihre Infrastruktur anpassen. Neben steigenden administrativen Anforderungen erwarten die Organisationen auch höhere Kosten, etwa für Fachpersonal und die Umrüstung von Messsystemen.

Zwar hat der Gesetzgeber Ende 2025 eine Übergangsregelung geschaffen. Diese gilt jedoch nur für Bestandsanlagen und ist bis Ende 2028 befristet. Aus Sicht der Verbände fehlt damit eine langfristige Perspektive. Neue Projekte könnten ins Stocken geraten oder ganz ausbleiben, da Unternehmen keine verlässliche Planungsgrundlage hätten. Zudem müssten einzelne Anlagen in aufwendigen Verfahren mit Netzbetreibern geprüft werden.

Auch Gebäudewirtschaft betroffen

Auch die Immobilienwirtschaft sieht Handlungsbedarf. Der Zentraler Immobilien Ausschuss (ZIA) fordert gemeinsam mit weiteren Akteuren eine europarechtskonforme Lösung. Hauptgeschäftsführerin Aygül Özkan erklärt laut Mitteilung, die bestehende Übergangsregelung sei ein erster Schritt, reiche aber für neue Projekte nicht aus.

Besonders betroffen sind demnach Mieterstrom- und Quartiersmodelle. Ohne rechtliche Klarstellung droht laut ZIA, dass interne Stromverteilungen in Gebäuden als regulierte Netze eingestuft werden. Dies könnte zusätzliche Bürokratie und steigende Kosten für Eigentümer und Mieter nach sich ziehen. Auch Investitionen in dezentrale Energieanlagen wie Photovoltaik oder Wärmetechnik könnten an Wirtschaftlichkeit verlieren.

Die Verbände betonen, dass Kundenanlagen bislang eine wichtige Rolle für Energieeffizienz, Versorgungssicherheit und Klimaschutz spielen. Sie fordern daher von der Bundesregierung, sich auf europäischer Ebene für eine Anpassung der rechtlichen Rahmenbedingungen einzusetzen. Nur so lasse sich ein rechtssicherer Weiterbetrieb gewährleisten und Planungssicherheit für neue Projekte schaffen.

Die finanzielle Beteiligung erstreckt sich auf 3.000 Anlagen. Im Schnitt seien an einer Anlage vier Gemeinden beteiligt. Kommunen erhalten durchschnittlich von etwa drei unterschiedlichen Betreibern Zahlungen, teilt der IT-Dienstleister mit. 

Als zentralen Grund dafür, dass Anlagenbetreiber Kommunen mitverdienen lassen, identifiziert Node Energy die „Erstattungsfähigkeit“. Die Auswertung zeige, „dass nur 20 Prozent der ausgezahlten Beträge aus nicht erstattungsfähigen Mengen bestehen und über 80 Prozent der Zuschüsse an die Kommunen wahrscheinlich nur deswegen ausgezahlt werden, da sich die Anlagenbetreiber die Beträge erstatten lassen können“, heißt es in einer Mitteilung.

Bürokratischer Aufwand

Als Knackpunkt für Betreibergesellschaften nennt das Unternehmen den administrativen Aufwand für die Abwicklung der Beteiligung. Gutschriften an Kommunen müssen dokumentiert, zusammengeführt und als Erstattungsantrag eingereicht werden. Die Zahl der Gutschriften des Kundenkreises im vergangenen Jahr beziffert der Dienstleister auf 2.844.

Auf Bundesebene geregelt ist die kommunale Beteiligung in Paragraf 6 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Die Regelung zielt darauf, dass Gemeinden mit 0,2 Cent pro eingespeister Kilowattstunde beteiligt werden. Zudem können die Bundesländer eigene Beteiligungsgesetze festschreiben.

Im Freistaat Bayern etwa gilt seit 1. Januar dieses Jahres, dass Vorhabenträger und Gemeinden Direktzahlungen bis zu maximal circa 0,3 Cent pro kWh vereinbaren können. Mecklenburg-Vorpommern schreibt vor, Kommunen und Bürger im Umkreis von 5 Kilometern einer Windkraftanlage „mit mindestens insgesamt 20 Prozent“ an der Betreibergesellschaft zu beteiligen. Nach einem Gesetzentwurf vom Oktober sieht die mecklenburg-vorpommersche Landesregierung im Umkreis von 2,5 Kilometern künftig eine „Soll“-Beteiligung von 0,6 Cent/kWh sowie eine „Kann“-Beteiligung von 0,4 Cent/kWh für die tatsächlich produzierte Strommenge vor.

Hintergrund ist das Klimaziel des Landes: Baden-Württemberg will bereits 2040 klimaneutral werden und damit fünf Jahre früher als Deutschland insgesamt. Laut dem Policy Brief setzt dies voraus, Emissionen konsequent zu vermeiden. Gleichzeitig entstünden in Industrien wie der Zement- und Kalkproduktion oder der Abfallverbrennung langfristig unvermeidbare CO2-Emissionen. Das Kohlenstoffmanagement soll diese Restemissionen adressieren und die Emissionsvermeidung ergänzen.

„Wenn wir Klimaneutralität erreichen und gleichzeitig den Industriestandort Baden-Württemberg sichern wollen, müssen wir jetzt ein integriertes Kohlenstoffmanagement auf den Weg bringen“, erklärt Anke Weidlich laut Mitteilung. Dieses müsse klar auf schwer vermeidbare Emissionen begrenzt bleiben.

Konkrete Empfehlungen an die Politik

Der Policy Brief empfiehlt, das Kohlenstoffmanagement verbindlich in Klima- und Industriestrategien zu verankern. Staatliche Förderung solle so ausgestaltet sein, dass sie keine zusätzlichen Emissionen begünstigt. Ziel sei es, Maßnahmen zur CO2-Abscheidung, Nutzung und Speicherung mit bestehenden Klimaschutzinstrumenten zu verzahnen.
Defizite sehen die Autorinnen und Autoren vor allem bei der Infrastruktur. Baden-Württemberg verfüge bislang weder über CO2-Abscheideanlagen noch über Transportnetze oder Speicherstätten. Laut Analyse wird das Land deshalb voraussichtlich auf überregionale Infrastrukturen angewiesen sein, etwa auf Speicher in der Nordsee. Voraussetzung sei, frühzeitig Anbindungen an Pipeline-Netze und multimodale Transportketten zu sichern und sich in nationale sowie europäische Planungen einzubringen.

Zudem verweisen die Forschenden auf die Notwendigkeit internationaler Abstimmung. Baden-Württemberg könnte aufgrund seiner Lage zu einem Knotenpunkt für grenzüberschreitende CO2-Infrastruktur werden. Dafür sei eine enge Zusammenarbeit mit Frankreich, der Schweiz und Österreich erforderlich.

Bessere Information nötig

Neben technischen und regulatorischen Fragen hebt der Policy Brief die gesellschaftliche Dimension hervor. Da Konzepte des Kohlenstoffmanagements in der Bevölkerung bislang wenig bekannt seien, könne es zu Akzeptanzkonflikten kommen. Die Autorinnen und Autoren empfehlen daher einen kontinuierlichen Dialog mit Industrie, Kommunen sowie Umwelt- und Bürgerinitiativen. Dieser solle Ziele, Risiken und Alternativen transparent darstellen.

Unter Kohlenstoffmanagement verstehen die Forschenden ein Bündel von Maßnahmen: Dazu zählen Technologien, die CO2 daran hindern, in die Atmosphäre zu gelangen, Verfahren zur Entnahme von CO2 aus der Luft sowie die Nutzung und Speicherung des Gases. Ziel sei es, Kohlenstoffkreisläufe zu schließen und den Einsatz fossiler Rohstoffe zu reduzieren. Während die Abscheidung aus Abgasströmen als technisch weit entwickelt gilt, befinden sich Verfahren zur direkten CO2-Entnahme aus der Luft laut Policy Brief noch in einem frühen Stadium.

Das Projekt „KoRPSA“ untersucht Strategien für das Kohlenstoffmanagement in der Oberrhein-Region. Beteiligt sind neben der Universität Freiburg das Karlsruher Institut für Technologie, eine technisch-naturwissenschaftliche Forschungsuniversität, sowie das Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI, das sich mit Innovationsanalysen befasst. Das Projekt ist Teil des Innovationscampus Nachhaltigkeit, einer gemeinsamen Initiative von Universität Freiburg und KIT. 

Die Publikation des Projekts „KoRPSA“ steht im Internet bereit.

Das Gremium lehnte zwei Anträge für einen sozial gerechteren Klimaschutz sowie gegen eine Abschwächung der europäischen Klimapolitik mehrheitlich ab. Die Koalitionsfraktionen aus CDU/CSU und SPD sowie die AfD stimmten dagegen, während sich die Fraktion Die Linke enthielt.
Auch ein dritter Antrag, mit dem die Grünen eine Beschleunigung für Klimaschutzmaßnahmen in Deutschland erreichen wollten, fand keine Mehrheit. Hier unterstützte Die Linke das Vorhaben, während CDU/CSU, SPD und AfD dagegen votierten.

Konkrete Kritikpunkte an der Regierung

Vertreter der Grünen warfen der Bundesregierung vor, den Klimaschutz auszubremsen. Aus ihrer Sicht drohe insbesondere auf europäischer Ebene eine Abschwächung des Emissionshandels für Industrie und Energie. Stattdessen sei es sinnvoller, energieintensive Branchen wie die Chemieindustrie gezielt zu unterstützen, etwa durch staatlich geförderte, vergünstigte Industriestrompreise. Entsprechende Maßnahmen seien bislang jedoch nicht umgesetzt worden.

Zudem kritisierten die Grünen mangelnde Klarheit bei zentralen Instrumenten der Klimapolitik. Dazu zählten sie die Entwicklung des CO2-Preises sowie die Ausgestaltung von Förderprämien für Elektrofahrzeuge. Eine Abgeordnete warnte laut Ausschussangaben, dass Deutschland Mittel in Milliardenhöhe aus dem europäischen Klimasozialfonds nicht ausschöpfen könnte.

Schwarz-Rot sieht sich auf richtigem Weg

Abgeordnete der Koalitionsfraktionen wiesen diese Vorwürfe zurück. Ein Vertreter der CDU/CSU betonte, die Bundesregierung nehme keine pauschale Absenkung des Klimaschutzniveaus vor. Angesichts der wirtschaftlichen Lage sei es jedoch erforderlich, Instrumente wie den europäischen Emissionshandel anzupassen. Ziel bleibe es, Emissionen zu senken und zugleich die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie zu sichern.

Auch die SPD stellte die Vorschläge der Grünen infrage. Ein Abgeordneter erklärte, den Anträgen fehle ein konsistentes Gesamtkonzept. Die Bundesregierung arbeite hingegen an einem umfassenden Klimaschutzprogramm. Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD) werde dieses bis zum 25. März vorlegen. Es solle die notwendigen Maßnahmen enthalten, um die nationalen Klimaziele zu erreichen.

Die AfD lehnte die Initiativen grundsätzlich ab. Ein Abgeordneter erklärte, Klimaschutzmaßnahmen seien aus Sicht seiner Fraktion nicht zielführend, da der Klimawandel ein natürlicher Prozess sei. Zudem stellte er einen Widerspruch zwischen Klimaschutz und wirtschaftlicher Entwicklung dar und verwies auf hohe Energiepreise in Deutschland.

Die Fraktion Die Linke unterstützte die grundsätzliche Zielrichtung der Anträge, äußerte jedoch inhaltliche Kritik. Ein Vertreter verwies darauf, dass Mieter nach den Vorstellungen der Grünen an den Kosten energetischer Sanierungen beteiligt werden sollten. Dies lehne seine Fraktion ab. Stattdessen plädiere Die Linke für eine warmmietenneutrale Sanierung, bei der zusätzliche Kosten nicht auf Mieter umgelegt werden.

In Frankfurt, wo sich einer der weltweit größten Internetknoten befindet, gibt es Probleme mit der Stromkapazität. „Aktuell ist davon auszugehen, dass insbesondere große, leistungsstarke Neuanschlüsse erst ab Mitte der 2030er-Jahre erneut bereitgestellt werden können“, teilt der Energieversorger Mainova mit. 

Betroffen seien vor allem neu geplante Projekte mit sehr hohen Leistungsanforderungen. Neue Rechenzentren könnten auch künftig angeschlossen werden, sofern deren Leistungsbedarf bereits vor längerer Zeit angemeldet und zugesagt worden sei. 

Zur Begründung verwies die Mainova unter anderem auf den Bau neuer Leitungen, der erst erfolgen müsse, hohen innerstädtischen Ausbaubedarf, anspruchsvolle Genehmigungsprozesse und Fachkräftemangel. „Diese Faktoren machen den Netzausbau zeit- und ressourcenintensiv“, erklärt ein Sprecher. Am Ausbau des Netzes werde gearbeitet. 

Bestehende Rechenzentren könnten weiter betrieben und im Rahmen vorhandener Kapazitäten erweitert werden, teilt die Mainova mit. Die Unternehmenstochter NRM Netzdienste Rhein-Main erreichten derzeit im Schnitt 5 bis 10 Anfragen von Betreibern pro Jahr. 55 Rechenzentren gibt es derzeit im Stadtgebiet, 13 weitere sollen bis 2030 entstehen. 

Umland rückt stärker in den Fokus 
Die Betreiber sondieren verstärkt die Lage im Umland. Das Unternehmen Firstcolo wollte seine Kapazitäten am Standort in Frankfurt-Ost erweitern, doch vor 2035 hätte die benötigte Stromleistung nicht zur Verfügung gestanden, sei mitgeteilt worden: „Als Unternehmer ist eine solche Situation mehr als ernüchternd“, erklärt ein Sprecher. Es sei ein deutliches Warnsignal für den Wirtschaftsstandort Deutschland, wenn die digitale Transformation an physischen Netzkapazitäten scheitere. 

Da die Nachfrage insbesondere getrieben durch KI-Anwendungen da sei, würden Projekte nun dort realisiert, wo die nötige Energie zur Verfügung stehe. Der Sprecher verwies auf den Bau eines neuen KI-Rechenzentrums in Rosbach vor der Höhe (Wetteraukreis), das Ende 2027 ans Netz gehen soll. 

Das Rhein-Main-Gebiet ist für Betreiber von Rechenzentren attraktiv wegen der Nähe zum großen Internetknoten DE-CIX. Firstcolo werde in einem größeren Radius um Frankfurt herum bauen, erklärt der Sprecher. Schon bisher entstehen in den an Frankfurt angrenzenden Landkreisen zunehmend Rechenzentren − außerhalb Frankfurts sollen bis 2030 in der Region 23 weitere Standorte von Rechenzentren hinzukommen. 

Doch auch über das Rhein-Main-Gebiet hinaus schaut sich das Unternehmen um: „Wir beobachten die Entwicklung der Marktsituation um Frankfurt herum besonders intensiv - sind aber offen für Standorte in ganz Deutschland.“

Die „eFuel-Alliance“, ein Branchenverband mit Sitz in Berlin, und die Managementberatung Porsche Consulting aus Bietigheim-Bissingen untersuchten das Marktpotenzial von E-Fuels in der EU und skizzierten Maßnahmen für Finanzierung und Skalierung.

EU-Szenarien für Hochlauf der Elektromobilität unrealistisch

Dabei rückt die Studie insbesondere strukturelle Herausforderungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette in den Fokus. Sie kommt zu dem Ergebnis, dass die EU-Szenarien für den Hochlauf der Elektromobilität nicht realistisch seien. Gründe seien unter anderem die begrenzte Verfügbarkeit von Rohstoffen wie Nickel und Lithium sowie ein unzureichender Ausbau der Stromnetze.
Für den Zeitraum 2035 bis 2040 müssten bis zu 75 Millionen Fahrzeuge europaweit vorzeitig stillgelegt werden, um die prognostizierten Verkaufszahlen zu erreichen. Das entspreche einem Abwrackwert von etwa 200 Milliarden Euro und gilt als kaum umsetzbar. Entsprechend sehen die Autoren der Studie hier ein zentrales Risiko für die aktuelle Transformationsstrategie im Verkehrssektor.

Der Bedarf an flüssigen Kraftstoffen im Verkehrssektor könnte damit ab 2040 höher ausfallen als von der EU-Kommission angenommen. Dies gefährde die Klimaziele, sagte die Vorstandsvorsitzende der E-Fuel-Alliance, Monika Griefahn. „Bei einem ambitionierten E-Fuel-Hochlauf übererfüllt das industrielle Produktionspotenzial die Nachfrage im europäischen Verkehrssektor“, erklärte sie mit Verweis auf die Studie. Unter optimalen Bedingungen könne die globale Produktion bis 2045 rund 200 Milliarden Liter Benzinäquivalent erreichen und damit die Nachfrage aus Luft- und Schifffahrt sowie dem verbleibenden Straßenverkehr decken.

„Die Sorge um Verteilkämpfe zwischen den einzelnen Sektoren ist damit unbegründet“, so Griefahn. Die Klimaziele könnten auch bei einem langsameren Hochlauf der Elektromobilität erreicht werden, wenn Batterien und nachhaltige Kraftstoffe kombiniert würden.

Projekte zumeist noch ohne Investitionsentscheidung

Weltweit befinden sich laut Studie rund 500 E-Fuel-Projekte mit geplantem Produktionsstart bis 2030 in der Entwicklung. Etwa 300 davon zielen auf den Verkehrssektor, die übrigen auf industrielle Anwendungen. Viele Projekte verfügen jedoch noch nicht über eine gesicherte Finanzierung und befinden sich noch in frühen Entwicklungsphasen. „Nur sechs Prozent der 300 Projekte haben eine finale Investitionsentscheidung getroffen“, sagte Ralf Diemer, Hauptgeschäftsführer der E-Fuel-Alliance. 

China nehme eine führende Rolle ein. „Chinesische Akteure stehen bereits für 80 Prozent der weltweit angekündigten E-Methanolproduktion bis 2030. Über 60 Prozent der Elektrolyseurproduktion entfallen auf China“, sagte Griefahn. Das Land zeige, dass ein klarer politischer Rahmen den Markthochlauf beschleunigen könne und Europa Gefahr laufe, zurückzufallen.

Die Studie erwartet in den kommenden Jahren ein stark wachsendes Angebot und eine zunehmende Dynamik im internationalen Wettbewerb. Bis 2030 seien weltweit Projekte mit einer Gesamtmenge von 76 Milliarden Litern Benzinäquivalent angekündigt. Die jährliche Produktionskapazität könnte rund 20 Milliarden Liter erreichen, vor allem in China und Europa. Während europäische Projekte häufig kleinere Volumina planen, setzen China und Südamerika stärker auf großskalige Anlagen.

Hochlauf kein Selbstläufer

Für den Hochlauf seien klare politische Vorgaben notwendig, um Investitionssicherheit zu schaffen und Projekte in die Umsetzung zu bringen. „Das industrielle Potenzial ist vorhanden, die Technologie steht bereit“, sagte Griefahn. Notwendig seien unter anderem ambitionierte Quoten in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED), eine technologieneutrale CO2-Flottenregulierung sowie verlässliche Abnahmebedingungen.

Zudem müsse die Branche stärker kooperieren, um Kosten zu senken und Risiken zu verteilen. Laut Studie sind solche Maßnahmen entscheidend, damit E-Fuels in Europa zur Erreichung der Klimaziele beitragen können und Investitionen beschleunigen. Gleichzeitig betonen die Autoren, dass ohne politische Leitplanken ein Markthochlauf ausbleiben dürfte.

 
Chinas Kohlekraftwerke wiesen 2025 die größte installierte Leistung der Welt auf. Das Land betrieb im Juli 2025 Kohlekraftwerke mit einer Gesamtkapazität von rund 1.189 Gigawatt. Das war mehr als das Sechsfache der Betriebskapazität der Kohlekraftwerke in den USA, die an dritter Stelle lagen. Die Zahlen stammen vom Global Energy Monitor aus dem Jahr 2025.

Anders als viele bisherige Ansätze setze Lade Flex BW nicht auf Simulationen oder abgeschlossene Testumgebungen, sondern auf einen realen Feldversuch mit privaten Elektrofahrzeugen. „Die Bedeutung von Kleinstflexibilitäten für das Stromnetz nimmt mit der Umsetzung der Energiewende stetig zu. Wir wollen dieses Potenzial unter realen Bedingungen erproben, ohne Komforteinbußen für die E-Mobilisten“, erläuterte Oliver Strangfeld, Mitglied der Geschäftsführung von Transnet BW.

Als Übertragungsnetzbetreiber benötige sein Unternehmen solche Reallabore, um den Weg vom Pilotprojekt zur flächendeckenden Umsetzung möglichst schnell zu durchschreiten. „Wir schaffen ein Erlösmodell, das Nutzerinnen und Nutzer für etwas belohnt, das sie ohnehin tun: ihr Elektrofahrzeug laden“, sagte Dominique Gross, Geschäftsführer von Intelligent Energy System Services (IE2S). Der entscheidende Unterschied sei, dass die Flexibilität dahinter nutzbar werde für den Markt, das Netz und den Geldbeutel der Teilnehmenden.

Keine Smart Meter nötig

Ein zentrales Merkmal des Projekts ist der Verzicht auf intelligente Messsysteme. Während der Rollout von Smart Metern in Deutschland weiter hinter den Anforderungen zurückbleibt, erfolgt die Abwicklung im Projekt über das bestehende Standardlastprofil. Laut den Projektpartnern zeigt der Feldtest damit, dass netz- und marktdienliches Laden auch unter den aktuellen regulatorischen und technischen Rahmenbedingungen möglich ist.
Die Teilnahme ist unabhängig vom bestehenden Stromliefervertrag. Nutzerinnen und Nutzer müssen weder ihren Anbieter wechseln noch ihren Tarif anpassen. Die Vermarktung der Flexibilität erfolgt getrennt von der Energielieferung. Das Projekt versteht sich als ergänzendes Erlösmodell für Endkunden. Es soll niedrigschwellig angelegt sein und sich in bestehende Marktstrukturen einfügen.

Der Ansatz folgt laut den Beteiligten der europäischen Entwicklung hin zu mehr Demand Response, also der stärkeren Einbindung von Verbrauchern in den Energiemarkt. Grundlage ist eine Kombination aus automatisierter Ladeoptimierung auf Basis von Netz- und Marktsignalen, einer digitalen Plattform zur Bündelung der Fahrzeugflexibilität sowie transparenten Vergütungsmechanismen.

Ausweitung auf zehntausend Fahrzeuge möglich

Die technische Architektur ist nach Angaben der Projektpartner auf Skalierung ausgelegt. Perspektivisch soll das System von mehreren hundert auf mehrere zehntausend Fahrzeuge erweitert werden können. Damit wollen die Beteiligten zeigen, wie Elektromobilität in größerem Umfang in ein zunehmend von erneuerbaren Energien geprägtes Stromsystem integriert werden kann.

Der Feldtest richtet sich an private E-Autofahrerinnen und -fahrer in Baden-Württemberg. Die Teilnehmenden laden ihre Fahrzeuge wie gewohnt, während die Optimierung der Ladezeiten im Hintergrund erfolgt. Für die bereitgestellte Flexibilität erhalten sie eine finanzielle Vergütung.

Die im Projekt gewonnenen Daten sollen laut Transnet BW und Intelligent Energy System Services Impulse für die Weiterentwicklung von Markt- und Regulierungsmodellen liefern. Dazu zählen unter anderem Netzentgeltsysteme, digitale Ladeangebote sowie Konzepte zur Integration dezentraler Flexibilitäten. Aktuell suchen die Projektpartner weitere Haushalte in Baden-Württemberg mit eigener Wallbox, die sich am Feldversuch beteiligen.

Der Technikdienstleister soll alle elektrotechnischen Komponenten sowie das komplette Prozessleitsystem ersetzen. Ziel sei es, „unsere Verdichterstation Hünxe auf die bestverfügbare geprüfte Technik zu bringen“, wird Thyssengas-Projektleiterin Kathrin Schaefer in einer Mitteilung zitiert. 

Die Station verfügt über drei Maschineneinheiten: zwei erdgasbetriebene Turboverdichter und einen elektrisch betriebenen Turboverdichter. Das Prozessleitsystem bildet die verfahrenstechnischen Abläufe ab, sorgt für Vollautomatisierung und überwacht sicherheitstechnisch die Prozesse.
Von April bis Ende Oktober werden nach Unternehmensangaben bis zu 100 Fachleute gleichzeitig auf der Baustelle tätig sein, darunter neben dem Engie-Team auch Partner und Subunternehmer aus der Region. Insgesamt sollen mehr als 73 Kilometer Kabel neu verlegt und rund 100 neue Schaltschränke geliefert werden.

Das Gasnetz von Thyssengas misst laut Unternehmen rund 4.400 Kilometer und erstreckt sich über Nordrhein-Westfalen, einzelne Leitungen führen nach Niedersachsen.

„Je mehr Komponenten im Gebäude verbaut werden, desto wichtiger ist eine intelligente Kommunikation“, betonte Chris Menzel, Chief Innovation Manager bei Green Fusion, bei der Vorstellung des Tools. Ohne diese Vernetzung herrsche oft „teures Chaos im Heizungskeller“, was zu unberechenbaren Stromkosten für die Mieterschaft und sinkender Rentabilität für Eigentümer führe. 

Die neue Plattform integriert, wie es in einer Unternehmensmitteilung heißt, Wärmepumpen, Photovoltaik und Ladeinfrastruktur ohne Medienbrüche. Die künstliche Intelligenz lerne das Gebäude kennen und passe den Fahrplan alle fünf Sekunden an – basierend auf Wetterdaten, Speicherkapazitäten und dem Nutzerverhalten. So könne der Eigenverbrauch selbst erzeugten Stroms gesteigert und der teure Netzbezug reduziert werden. 

Stromkosten sinken um 25 Prozent 

Ein Programmpunkt der Produkt-Premiere war der Erfahrungsbericht der Rheinwohnungsbau GmbH. Geschäftsführer Thomas Hummelsbeck und der Handlungsbevollmächtigte Benjamin Gaidel präsentierten Zahlen aus ihrem Quartier in Duisburg-Ungelsheim. Die sanierte Siedlung aus den 50er-Jahren ist mit Wärmepumpen und PV-Anlagen ausgestattet. Gaidel: „Sobald die Anlagen liefen, stellten wir fest, dass wir viel zu viel Strom ungenutzt ins Netz einspeisten.“ 

Durch die Green Fusion Plattform werde nun unter anderem die Speichertemperatur in den Hauptsonnenstunden gezielt angehoben. „Allein durch diese eine Maßnahme können wir im Quartier mit 55 Wärmepumpen jährlich 20.674 Euro der Stromkosten einsparen. Das entspricht knapp 20 Prozent. Das beweist, dass sich Sektorkopplung durch intelligente Steuerung endlich auch wirtschaftlich rechnet.“ 

Gebäude wird selbst zum Speicher

Mit dem folgenden Beispiel veranschaulichte Menzel bei der Premiere, wie die KI arbeitet: Zur Mittagszeit erreicht die Photovoltaikanlage ihre maximale Leistung. Die KI steuert nun aktiv den Energiefluss im Gebäude: Statt den Strom vollständig ins Netz einzuspeisen, werden gezielt die internen Speicher geladen. Der Batteriespeicher, der morgens bewusst freigehalten wurde, nimmt überschüssige Energie auf und verhindert so eine mögliche PV-Drosselung bei Leistungsspitzen. Gleichzeitig lädt die Wärmepumpe den 1.000-Liter-Pufferspeicher im Boost-Modus und erwärmt das Wasser rund 20 Grad über den aktuellen Heizbedarf hinaus. So wird das Gebäude selbst zum Speicher für günstigen, grünen Solarstrom. 

„Wir sind überzeugt, dass Wohnungsunternehmen ihre Investitionen und Margen absichern können – und das bei sehr verträglichen Nebenkosten für die Mieterschaft. Die Energiewende ist jetzt nicht nur technisch möglich, sie rechnet sich auch endlich“, so Paul Hock, Geschäftsführer bei Green Fusion.

Ein netzdienlicher Speicher muss – so die Definition – aktiv dazu beitragen, das Netz zu entlasten. Entscheidend ist neben der Dimensionierung vor allem die Fahrweise des Speichers, die durch Vorgaben des Netzbetreibers gezielt gelenkt wird. Ein netzdienlicher Speicher muss so konzipiert sein, so N-Ergie, dass er über vier bis fünf Stunden mit maximaler Leistung den Bezug aufrechterhalten und die Mittagsspitze der PV-Erzeugung zu einem Großteil aufnehmen kann. Regulatorisch ist in Bayern zudem die Ausschreibung nach Paragraf 11a EnWG eine Voraussetzung für den Nachweis der Netzdienlichkeit, wie ein Unternehmenssprecher erklärt.

Weitere Ausschreibungen geplant

„In unserem stark durch Photovoltaik geprägten Netz werden sie Mittagsspitzen abfedern, während wir parallel das Netz weiter deutlich ausbauen“, sagt Kerstin Fröhlich, Geschäftsführerin der N-Ergie Netz GmbH, über netzdienliche Batteriespeicher. „Der netzdienliche Betrieb von Batteriespeichern ist ein notwendiger und lohnender Kompromiss.“

Im April vergangenen Jahres hatte der Versorger den Anschluss neuer Solaranlagen ab 30 kW gestoppt. Die Maßnahme betraf größere Teile des gesamten Netzgebiets in Mittelfranken und den angrenzenden Regierungsbezirken. Kleinere Dachanlagen oder Balkonkraftwerke waren ausgenommen (wir berichteten).
Aktuell zählt die Netztochter der Nürnberger Regionalversorgers mehr als 120.000 erneuerbare Stromerzeugungsanlagen an ihrem Verteilnetz. Das Stromnetz misst circa 29.000 Kilometer. Ausgehend von den Erfahrungswerten aus dem Pilotprojekt in Winterschneidbach wolle man weitere Ausschreibungen für den Betrieb von netzdienlichen Batteriespeichern in den Blick nehmen, heißt es.

Folgmann verfügt nach Unternehmensangaben über mehr als 20 Jahre Erfahrung in der Heizungsbranche und war in verschiedenen Führungspositionen tätig. Er bringt insbesondere Expertise in der strategischen Weiterentwicklung von Unternehmen mit.

Das bestehende Managementteam bleibt unverändert. Sjacco van de Sande und Marco Roßmerkel sollen weiterhin die operative Entwicklung und das Wachstum der Gruppe zusammen mit dem neuen CEO vorantreiben.

Die AIT Group ist Teil des schwedischen Nibe-Konzerns, eines europäischen Anbieters von nachhaltigen Energielösungen. Die AIT Group mit Sitz im nordbayerischen Kasendorf entwickelt und produziert Wärmepumpen und Kühlsysteme und beschäftigt rund 1.400 Mitarbeitende. Die Produkte werden unter mehreren Marken in mehr als 25 europäischen Ländern sowie weltweit vertrieben.
 

Der Umsatz sank verglichen zum Vorjahr 2024 um 2,6 Prozent auf 8,01 Milliarden Euro. Das Ergebnis vor Steuern, Zinsen und Abschreibungen (Ebitda) verringerte sich um 21,3 Prozent auf 2,74 Milliarden Euro. Das Konzerergebnis schließlich fiel um 20,6 Prozent auf 1,49 Milliarden Euro. Mit Wasserkraftwerken, die etwa 90 Prozent seiner Stromerzeugung ausmachen, produzierte der Verbund 2025 rund 25,37 Milliarden kWh, damit 24,2 Prozent weniger als 2024. 

Laut Kollmann war 2025 in Österreich das vierttrockenste Jahr seit 1926. Der Erzeugungskoeffizienz der Laufwasserkraftwerke des Verbunds belief sich auf den dimensionslosen Wert von 0,79 und lag damit um 30 Prozentpunkte unter dem Niveau von 2024. Weil die Verringerung der Stromerzeugung aus Wasserkraft um 1 Prozent das Konzernergebnis des Verbunds mit 15,8 Millionen Euro belastete, verringerte sich dieses um rund 382 Millionen Euro. Die „Übergewinn“-Abschöpfung wiederum belief sich auf etwa 136 Millionen Euro. Sie resultierte aus dem Beschluss der Bundesregierung, den „Energiekrisenbeitrag Strom“ auch 2025 einzuheben. 

Belastung an der Grenze 
Verbund-Generaldirektor Strugl konstatierte, die Belastung der österreichischen Elektrizitätswirtschaft durch politische Maßnahmen erreiche nun ihre Grenzen. Der Verbund habe der öffentlichen Hand im vergangenen Jahr über den „Energiekrisenbeitrag Strom“ hinaus rund 560 Millionen Euro Dividenden sowie 700 Millionen Euro an Steuern bezahlt: „Damit ist eine Dimension erreicht, die wir hinterfragen müssen.“ Dies gelte umso mehr, als die Bundesregierung plant, auch den ab 1. Januar 2027 geltenden Industriestrompreis von der E-Wirtschaft bezahlen zu lassen. Laut politischen Kreisen soll die Branche dafür etwa 250 Millionen Euro pro Jahr bereitstellen. 

Strugl berichtete, er habe vor kurzem mit Finanzminister Markus Marterbauer (Sozialdemokratische Partei Österreichs) gesprochen. Dieser schätze die Beiträge der E-Wirtschaft zur Deckung der Ausgaben der öffentlichen Hand, habe aber klargemacht, „er braucht unser Geld. Wir haben ihm gesagt, wir zahlen selbstverständlich. Aber wir können uns nicht als Melkkuh verstehen“. Auch ergebe es wenig Sinn, die Strompreise durch Steuern und Abgaben zusätzlich zu belasten, wenn sie ohnedies als (zu) hoch erachtet würden. 

Für dieses Jahr rechnet der Verbund mit einem Ebitda von etwa 2 bis 2,5 Milliarden Euro sowie einem Konzernergebnis von 900 Millionen bis 1,2 Milliarden Euro. Somit würde das Ebitda um 8,7 bis 26,9 Prozent sinken, das Konzernergebnis um rund 20 bis 39,6 Prozent. 

Vernünftige Vorschläge 

Zu den am 17. März bekannt gewordenen Debatten auf EU-Ebene hinsichtlich der Begrenzung des Einflusses der Kosten für CO2-Zertifikate auf die Großhandelspreise für Strom konstatierte Strugl, es gelte, die diesbezüglichen Vorschläge zu diskutieren. Wichtig sei ein europaweit abgestimmtes Verhalten.

Von der Redaktion darauf angesprochen, dass der Vorstand der E-Control, Alfons Haber, die Vorschläge gestern als prinzipiell „guten Ansatz“ bezeichnet hatte, beschied Strugl, auch er halte die Überlegungen für „grundsätzlich vernünftig“. Jedenfalls aber empfehle sich, die Erzeugungskapazitäten auf Basis der erneuerbaren Energien zügig auszubauen. Je rascher dies erfolge, desto eher würden sich preisdämpfende Effekte im Stromgroßhandel bemerkbar machen. 

Hohe Investitionen 

Strugl ergänzte, der Verbund plane, von diesem Jahr an bis einschließlich 2028 rund 6,79 Milliarden Euro zu investieren. Davon entfielen rund 2,12 Milliarden Euro auf Windparks und Photovoltaikanlagen sowie 1,38 Milliarden Euro auf Projekte im Bereich der Wasserkraft. Freilich benötige der Verbund entsprechende Rahmenbedingungen, allen voran das seit 2023 angekündigte Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungs-Gesetz (EABG). 

Beim Ausbau der Windkraft in Österreich sieht sich der Verbund immer wieder mit Problemen konfrontiert, räumte Strugl ein. Erst am 15. März scheiterte eine Volksbefragung, über deren negativen Ausgang ganze 13 „Nein“-Stimmen entschieden. Strugl bestätigte der Redaktion, dass der Verbund bisweilen mit seiner mangelnden regionalen Verankerung in den Bundesländern zu tun hat. Er werde oft genug als „Wiener“ Unternehmen betrachtet, dessen Anliegen prinzipiell suspekt seien.

Eine Anlage mit 200 kW ist auf der Erich-Bracher-Schule in Pattonville im Südwesten Ludwigsburgs installiert. Das Projekt war im Juli 2025 mit einer Dachsanierung gestartet, das Investitionsvolumen lag bei rund 340.000 Euro. Das zweite Projekt, eine 150-kW-Anlage auf dem Dach der örtlichen Waldorfschule, wurde ab September 2025 realisiert. Dort beziffert die EWLB das Investitionsvolumen auf etwa 190.000 Euro. Eine Dachsanierung sei nicht notwendig gewesen, die neue Anlage habe jedoch mit einer bestehenden Photovoltaik-Anlage abgestimmt werden müssen. 

Beide Anlagen gehören der EWLB. Planung, Umsetzung, Betrieb und Überwachung übernimmt die SWLB als Dienstleister. Für die Schulen als Contracting-Nehmer soll der operative Aufwand damit begrenzt bleiben. Nach Angaben der EWLB profitieren sie neben Pachteinnahmen auch von vergünstigten Strompreisen. 

Weitere Projekte seien bereits in Planung, teilt EWLB-Geschäftsführer Denis Wohlfeld mit: „Gemäß unserem Motto ‚Jede Fläche zählt‘ freuen wir uns aber über jede zusätzliche Anfrage, sowohl vonseiten der öffentlichen Hand wie auch von Privatpersonen“, so Wohlfeld weiter. Einzige Voraussetzung sei eine wirtschaftliche Größe der zur Verfügung gestellten Fläche sowie eine räumliche Nähe zur Region. Interessenten können sich auf der Website der Initiative unter weiter informieren.

Das South-Pars-Gasfeld im Persischen Golf ist das größte der Welt und wird neben dem Iran auch von Katar genutzt. Dem Aufwärtsdruck entzog sich am Berichtstag nur der CO2-Markt. Die EU-Kommission will in den kommenden Monaten Änderungen an der Marktstabilitätsreserve des EU-ETS vorschlagen, so Klimakommissar Wopke Hoekstra am Dienstagabend nach einem Treffen der EU-Umweltminister. Ziel ist eine bessere Absicherung gegen extreme Preisschwankungen am CO2-Markt.

Strom: Der deutsche OTC-Strompreis hat sich zur Wochenmitte uneinheitlich präsentiert, wobei die Aufwärtsimpulse überwogen. Der Day-ahead gewann in der Grundlast 24,75 auf 114 Euro je Megawattstunde und in der Spitzenlast 25,50 auf 93,75 Euro je Megawattstunde. An der Börse kostete der Donnerstag 113,79 Euro im Base und 93,42 Euro im Peak.

Händler führten die Aufschläge für den Day-ahead auf eine geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung am Donnerstag zurück. Laut den Meteorologen von Eurowind sollen die Beiträge von Wind- und Solar auf 18,9 Gigawatt zurückgehen. Für den Berichtstag rechnet Eurowind dagegen mit 29,3 Gigawatt. Für die Tage von Freitag bis Sonntag geht der Wetterdienst von einer gleichfalls sehr moderaten Einspeiseleistung aus. Das längerfristig orientierte US-Wettermodell rechnet für Deutschland zwar mit reichlich Wind in der kommenden Woche. Allerdings sollen die Temperaturen in den letzten Märztagen deutlich unter den Saisondurchschnitt fallen.

Am langen Ende des Strommarktes verlor das Frontjahr 0,36 auf 91,12 Euro je Megawattstunde.
CO2: Die CO2-Preise haben sich am Mittwoch wenig verändert gezeigt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.52 Uhr 0,01 auf 65,66 Euro je Tonne. Offenbar nahmen viele Marktteilnehmer vor dem EU-Gipfel am Donnerstag und Freitag eine abwartende Haltung ein. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 21,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 67,45 Euro, das Tief bei 65,74 Euro. Unterdessen sind die Nettolongpositionen spekulativer Anleger an der ICE in der vergangenen Woche um 13,3 Millionen auf 39 Millionen Zertifikate gesunken, was auf eine skeptischere Einstellung zur Marktentwicklung hindeutet. Das Rekordhoch bei den Nettolongpositionen war im Januar mit 126 Millionen Tonnen erreicht worden.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben tendenziell am Mittwoch zugelegt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.54 Uhr 2,050 auf 53,700 Euro je Megawattstunde. Für den Day-ahead am deutschen THE ging es jedoch um 1,400 auf 50,900 Euro je Megawattstunde nach unten. Die eskalierenden Angriffe auf die Energieinfrastruktur im Persischen Golf haben die Sorge um die ohnehin knappen Brennstoffvorräte nochmals geschürt.

Im Handel wird auf Medienberichte verwiesen, laut denen das iranische South-Pars-Gasfeld von Projektilen getroffen worden ist. Der Betrieb soll daraufhin eingestellt worden sein. „Die Versorgungsunterbrechungen am Persischen Golf treten mitten in der offiziellen Einspeisesaison in Europa auf, sodass die Region über geringe Gasreserven verfügt und in diesem Sommer zusätzlichen LNG-Nachschub sichern muss“, so die Analysten von ANZ. „Europa wird nun mit Asien um die knappen Vorräte konkurrieren, falls die Exporte aus dem Nahen Osten zurückgehen, was wahrscheinlich zu einer Verschiebung der LNG-Flussmuster führen wird.“