Aus der Festlegung ergibt sich laut Beschlusskammer keine Stilllegung von Gasnetzen. Vielmehr wird eine etwaige Stilllegung unter Berücksichtigung des Standes der Gasnetztransformation beim Netzbetreiber, der kommunalen Wärmeplanungen und der Verteilernetzentwicklungspläne lediglich regulatorisch im Hinblick auf die Kostenfrage begleitet. Rückstellungen für die Stilllegung und den unvermeidbaren Rückbau von Gasnetzen sollen laut Entwurf in Zukunft nicht beim Effizienzvergleich berücksichtigt werden.

Im Entwurf werden neben Detailregelungen auch Instrumente aufgezeigt, die ein möglichst effizientes Verhalten der Netzbetreiber anreizen sollen. Diese Anreizinstrumente sollen laut Behörde die Bildung überhöhter Rückstellungen zu Lasten der Netznutzer vermeiden.

Stellungnahmen per E-Mail

Die Kostenanerkennung durch die Festlegung wird auf notwendige Maßnahmen der Stilllegung und des insofern unvermeidbaren Rückbaus beschränkt. Hierzu knüpft die Regelung an § 48b EnWG-E an, wonach ein volkswirtschaftlich ineffizienter Rückbau der Gasnetze verhindert werden und erforderlichenfalls eine kostengünstige Stilllegung erfolgen soll.

Daneben werden auch alle weiteren rechtlichen und tatsächlichen Entwicklungen zur Energiewende und Gasnetztransformation von den Netzbetreibern zu berücksichtigen sein, ohne dass sich aus der Festlegung hierfür eine Vorprägung ergibt.

Stellungnahmen sind in einem für die elektronische Weiterverarbeitung geeigneten Format ausschließlich per E-Mail unter dem Betreff „Konsultation Festlegung BRÜCKEN“ an konsultation.bk9@bnetza.de zu übersenden. Die Stellungnahmen werden auf der Internetseite der Bundesnetzagentur veröffentlicht. Daher seien die Stellungnahmen als Anlage zur E-Mail in einer Fassung zu übersenden, die zwar eine Zuordnung zur Firma/Organisation zulässt, darüber hinaus aber keine datenschutzrechtlich relevanten Informationen enthält, erinnert die Behörde.

Der Festlegungsentwurf basiert auf dem Eckpunktepapier BRÜCKEN, das bis zum 6. Februar konsultiert worden waren. Der gesamte Prozess war bereits im Dezember 2025 eingeleitet worden.

Der Festlegungsentwurf zum Verfahren BRÜCKEN steht im Internet bereit.

Bereits seit der Inbetriebnahme 2023 wird das Energie-Terminal „Deutsche Ostsee“ mit den schiffseigenen Gasgeneratoren betrieben. Dies war zuerst auf Grundlage der bestehenden Genehmigung vom 9. April 2024 und dann mit Fristverlängerungen möglich. Durch die nun erfolgte Änderungsgenehmigung werde laut Unternehmen dieser Betriebszustand von einer vorläufigen in eine dauerhafte Genehmigung überführt. Im laufenden Regelbetrieb habe sich dieses Energie-Konzept bewährt, da die genehmigten Grenzwerte, insbesondere die Lärmgrenzwerte, eingehalten würden.

„Ein gesicherter Rechtsrahmen für den seit Inbetriebnahme Anfang 2023 bewährten Betrieb ist für Deutsche Regas von größter Bedeutung“, betonte Ingo Wagner, geschäftsführender Gesellschafter der Deutschen Regas. Nunmehr könne das Verfahren erfolgreich abgeschlossen werden. Damit könne sich das Unternehmen weiter der Gasversorgung von bis zu 13 Millionen Haushalten mittels Flüssigerdgaslieferung (LNG) widmen.

In der aktuellen Heizperiode wurden laut Unternehmen seit Oktober über das Energie-Terminal rund 21 Milliarden kWh in das deutsche Ferngasnetz eingespeist. Damit sei „Deutsche Ostsee“ als einziger Standort im Osten Deutschlands der mit Abstand größte Einspeisepunkt für verflüssigtes Erdgas in Deutschland. Auch in Europa gehörte das LNG-Terminal im Winter 2025/2026 zu den leistungsstärksten schwimmenden LNG-Terminals, so die Deutsche Regas.

Vor diesem Hintergrund hat das Institut im Auftrag der Bundestagsfraktion von Bündnis 90/Die Grünen eine 28-seitige Kurzstudie vorgelegt. Darin skizzieren die Autorinnen und Autoren einen „Fahrplan für die soziale Wärmewende“. Laut Studie lässt sich mit einem Bündel aus Förderung, ordnungsrechtlichen Vorgaben und Preisanreizen sowohl der Klimaschutz voranbringen als auch die finanzielle Belastung für Haushalte begrenzen.

Zehn Maßnahmen vorgeschlagen

Kern der Analyse sind zehn Maßnahmen, die den Umstieg auf erneuerbare Energien sowie energetische Sanierungen beschleunigen sollen. Gleichzeitig sollen sie laut den Forschenden sicherstellen, dass die Kosten sozial ausgewogen verteilt werden. Ein Schwerpunkt liegt auf dem Mietwohnungssektor, da dort viele Haushalte nur begrenzten Einfluss auf Heizsysteme und Effizienzmaßnahmen haben.

So empfiehlt das Öko-Institut unter anderem, Mieterinnen und Mieter vor steigenden Kosten durch den Einsatz sogenannter grüner Gase wie Biomethan oder Wasserstoff zu schützen. Wenn Vermieterinnen und Vermieter auf solche Systeme umstellen und dadurch höhere Kosten entstehen als bei Alternativen wie Wärmepumpen, sollten sie die Differenz tragen. Laut Studie könnten dadurch im Jahr 2030 rund 200.000 Haushalte mit geringem Einkommen entlastet und etwa 600.000 Tonnen CO2-Äquivalente eingespart werden.

Effizienz der Gebäude erhöhen

Parallel dazu betonen die Forschenden die Bedeutung einfacher Effizienzmaßnahmen. Dazu zählen etwa der hydraulische Abgleich von Heizsystemen, die Dämmung von Rohrleitungen oder der Einsatz effizienter Thermostate. Diese Maßnahmen könnten laut Studie schnell umgesetzt werden und würden vergleichsweise geringe Kosten verursachen. Bis 2030 ließen sich so die Energiekosten von rund 3,3 Millionen Miethaushalten senken und etwa 2 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente vermeiden.

Ein weiterer Baustein betrifft die Förderung sozialverträglicher Sanierungen. Für Haushalte mit niedrigen Einkommen schlagen die Autorinnen und Autoren ein Konzept vor, das Modernisierungen ermöglicht, ohne die Warmmiete zu erhöhen. Vorgesehen sind unter anderem eine neue Fördersäule „Soziale Wärmewende“ im Rahmen der Städtebauförderung sowie zusätzliche Mittel für den sozialen Wohnungsbau. Auch ein Bonus in der Bundesförderung für effiziente Gebäude für Sanierungen mit Mietpreisobergrenzen gehört zu den Vorschlägen.

Kommunale Wärmeplanung verzahnen

Laut Studie könnte eine enge Verzahnung dieser Instrumente mit der kommunalen Wärmeplanung die Wirkung erhöhen. Kommunen könnten so gezielt Quartiere identifizieren, in denen sozialverträgliche Sanierungen besonders notwendig sind. Auf diese Weise ließen sich bis 2030 etwa 500.000 Haushalte mit geringem Einkommen erreichen und jährlich rund 1,3 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente einsparen.

Neben dem Mietsektor richtet sich die Studie auch an selbstnutzende Eigentümerinnen und Eigentümer mit begrenzten finanziellen Möglichkeiten. Hier schlagen die Forschenden eine stärkere Differenzierung der Förderung nach Einkommen und Haushaltsgröße vor. Bestehende Instrumente wie der Einkommensbonus in der Bundesförderung für effiziente Gebäude könnten demnach ausgeweitet werden.

Haushalte mit geringem Einkommen oder mehreren im Haushalt lebenden Personen würden so höhere Zuschüsse für den Austausch von Heizungen oder für Effizienzmaßnahmen erhalten. Laut Ökoinstitut ließen sich damit Förderquoten bis zu 90 Prozent erreichen. Bis zum Jahr 2030 könnten auf diesem Weg rund 300.000 Eigentumshaushalte unterstützt und etwa 600.000 Tonnen CO2-Äquivalente eingespart werden.

Insgesamt zeigt die Studie aus Sicht der Autorinnen und Autoren, dass ein abgestimmter Politikmix erforderlich ist, um Klimaziele im Gebäudesektor zu erreichen und gleichzeitig soziale Aspekte zu berücksichtigen.

Das Gutachten zu klima- und sozialpolitischen Maßnahmen im Gebäudesektor des Öko-Instituts steht als PDF zum Download bereit.

Grundlage ist ein Marktcheck unter 23 Stromanbietern. Demnach bieten alle befragten Unternehmen Wärmestromtarife an, acht davon bundesweit. Auf Vergleichsportalen seien entsprechende Tarife nach der neuen Regelung jedoch kaum auffindbar. Nach Angaben der Verbraucherzentrale NRW liegt der durchschnittliche Arbeitspreis bei Tarifen mit Netzentgeltreduzierung nach Modul 2 bei 24 Cent pro kWh, hinzu kommen im Mittel rund 140 Euro Grundpreis pro Jahr. Voraussetzung dafür ist ein separater Stromzähler für die Wärmepumpe.

Pauschale oder verbrauchsabhängige Netzentgeltreduktion

Hintergrund der neuen Tarife ist die Regelung zu steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach § 14a Energiewirtschaftsgesetz. Seit Januar 2024 müssen neu in Betrieb genommene Wärmepumpen steuerbar sein. Im Gegenzug erhalten Betreiber eine Reduzierung der Netzentgelte. Bei Modul 1 erfolgt diese pauschal, bei Modul 2 verbrauchsabhängig; dafür ist ein separater Zähler erforderlich. Die Bundesnetzagentur hat in einer Festlegung zudem eine Mindestbezugsleistung von 4,2 kW festgeschrieben, die auch im Steuerungsfall zur Verfügung stehen muss.

Als zentrales Problem nennt die Verbraucherzentrale NRW die uneinheitliche Ausweisung der Preise. Ein Teil der Anbieter rechne die Netzentgeltreduzierung nach Modul 2 bereits in den Tarif ein, andere wollten sie erst über die Abrechnung berücksichtigen. Bei weiteren Anbietern fehle eine klare Angabe ganz. „Es ist wichtig, dass alle Stromanbieter die Netzentgeltreduzierung direkt im Preis ausweisen,“ sagt Andre Juffern, Bereichsleiter Energie der Verbraucherzentrale NRW. „Nur so wird der tatsächlich zu zahlende Preis erkennbar und die Tarife verschiedener Anbieter damit vergleichbar. Sollten die Stromanbieter dies nicht kurzfristig über ihre Branchenverbände regeln, fordern wir eine gesetzliche Verpflichtung.“ 

Defizite bei Informationen

Auch bei den Informationen zur neuen Rechtslage sieht die Verbraucherzentrale Defizite. Zwar geben zwei Drittel der befragten Unternehmen an, ihre Preise über eigene Tarifrechner bereitzustellen. Als verbraucherfreundlich bewertet die Organisation aber nur etwa die Hälfte der untersuchten Rechner. Teilweise seien die Anwendungen nicht nutzbar oder nicht auffindbar, teilweise bleibe offen, ob die Netzentgeltreduzierung bereits eingepreist ist. Bei einem Viertel der Anbieter habe zudem jede Information zur Neuregelung auf der Internetseite gefehlt. 

Für Haushalte ohne separaten Stromzähler ist die Lage laut Marktcheck ebenfalls unübersichtlich. In diesem Fall greift die pauschale Entlastung nach Modul 1. Nur jedes vierte befragte Unternehmen biete dafür überhaupt einen speziellen Wärmestromtarif an. Meist werde die Wärmepumpe stattdessen über einen regulären Haushaltsstromvertrag beliefert. Die dafür genannten Preise lagen im Durchschnitt bei 31,5 Cent pro kWh, zusätzlich zur pauschalen Netzentgeltentlastung. 

Die Verbraucherzentrale NRW leitet daraus eine klare Forderung ab: Anbieter sollen Netzentgeltvorteile verbindlich und direkt im ausgewiesenen Preis abbilden. Aus Sicht der Organisation ist das die Voraussetzung dafür, dass Wärmepumpen-Stromtarife für Haushalte überhaupt transparent vergleichbar werden. 

Der vollständige „Marktcheck: Stromtarife für Wärmepumpen“ ist auf der Internetseite der Verbraucherzentrale Nordrhein-Westfalen abrufbar.

 
Die Statistik zeigt die Entwicklung des Handelsvolumens am Spot- (EPEX SPOT) und Terminmarkt (EEX) für Strom in den Jahren 2003 bis 2024. Im Jahr 2024 wurden am Spotmarkt rund 880 Terawattstunden Strom gehandelt. Neben Strom aus Deutschland wird an der Energiebörse auch Strom aus vielen anderen europäischen Ländern frei gehandelt.

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 3,39 und 4,09 Euro/Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.
 

Der Bericht wurde von 45 Fachleuten aus europäischen Übertragungsnetzbetreibern, Regulierungsbehörden und regionalen Koordinierungszentren erarbeitet. Das Gremium war von Entsoe eingerichtet worden, um den schwersten Stromnetzausfall in Europa seit mehr als 20 Jahren aufzuarbeiten.

Ausgangspunkt sei ein unkontrollierter Spannungsanstieg ab 12:32 Uhr gewesen, der in Spanien eine Serie von Abschaltungen auslöste, heißt es in dem Bericht. In der Folge verloren die iberischen Netze die Synchronität mit dem kontinentaleuropäischen Verbundsystem.

Kaskade von Abschaltungen

Bereits vor dem Ereignis seien zwei Schwingungsphasen im Netz aufgetreten, zunächst eine lokal begrenzte Schwingung mit 0,63 Hertz und anschließend eine großräumige Inter-Area-Schwingung mit 0,2 Hertz. Maßnahmen zur Dämpfung dieser Schwingungen erhöhten jedoch die Spannung im System weiter. Im kritischen Zeitfenster schalteten sich dann eine Reihe von konventionellen und erneuerbaren Kraftwerken ab. Das erhöhte die Spannung im Netz weiter, löste weitere Schutzmechanismen aus und führte zu einer Kaskade weiterer Abschaltungen.

Innerhalb weniger Sekunden brach das Netz zusammen und die Systeme trennten sich vom europäischen Verbundnetz. Die automatischen Systemschutzmaßnahmen, heißt es in dem Bericht, hätten zwar wie vorgesehen gegriffen, konnten den Zusammenbruch jedoch nicht verhindern.

Verstärkt worden seien die Auswirkungen der mangelhaften Spannungskontrolle im spanischen Stromnetz durch eine spanische Besonderheit: Der Spannungsbereich des 400-kV-Netz habe mit bis zu 435 kV in einem deutlich weiteren Spannungsbereich gelegen als im Rest Europas. Generatoren durften sich aber bereits bei 435 oder 440 kV abschalten. Der Sicherheitsabstand zwischen normalem Betrieb und Abschaltung sei damit zu gering gewesen.

 
Die Wiederherstellung der Stromversorgung dauerte in Portugal bis 0:22 Uhr, also etwa zwölf Stunden. Spanien folgte um 4:00 Uhr, nach fast 16 Stunden ohne Stromversorgung.

Basierend auf den Ergebnissen der Untersuchung hat das Expertengremium 17 Empfehlungen entwickelt, darunter die Notwendigkeit verbesserter Spannungsregelung, klarerer Anforderungen an die Blindleistungsbereitstellung und eine engere Abstimmung zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern. 

Der vollständige Abschlussbericht „Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025. ICS Investigation Expert Panel Final Report“ ist auf der Internetseite von Entsoe abrufbar.

Darüber hinaus soll ein eigens entwickeltes Excel-Tool helfen, die Wirtschaftlichkeit eines Netzes zu kalkulieren. Die GEF Ingenieur AG, die IBS Ingenieurgesellschaft sowie das Institut für Energie- und Umweltforschung (ifeu) haben die Untersuchung „Finanzierung von Wärmenetzen“ für die KEA-BW erstellt.

Diese Studie schließt demnach eine Lücke. Die kommunale Wärmeplanung zeigt laut den Studienautoren zwar die Potenziale für Wärmenetze auf. Die KWP könne aber keine belastbaren Aussagen zu Kosten und Umsetzbarkeit individueller Projekte machen. Hier setzt nun nach Auskunft der KEA-BW die Untersuchung an. Sie soll Kommunen und Planer beim Klären der wichtigsten Fragen rund um Planungsphasen und Geschäftsmodelle, Finanzierung und Wirtschaftlichkeit eines Wärmenetzes vor Ort unterstützen.

Wahl des Betreibermodells 

Die Studie geht unter anderem darauf ein, welches Betreibermodell zu welcher Kommune passen könnte. Zu diesem Zweck hat sie zum Beispiel verschiedene Rechts- und Organisationsformen wie den kommunalen Eigenbetrieb sowie Pacht- und Drittinvestorenmodelle wie Contracting gegenübergestellt.

Pacht- und Drittinvestorenmodelle haben den Vorteil, dass die Kommunen die technische Betriebsführung sowie die Geschäftsführung auslagern können. Eine positive Folge ist auch die personelle Entlastung, insbesondere bei kleineren Kommunen. „Drittinvestorenmodelle wie Contracting ermöglichen Kommunen eine finanzielle und personelle Entlastung, indem professionelle Wärmenetzbetreiber die Planung, Entwicklung und auch den Betrieb von Wärmenetzen übernehmen“, erklärt Anders Berg von der KEA-BW. Im kommunalen Eigentumsmodell liege die Steuerung hingegen stärker in den Händen der Kommune.

Die Untersuchung geht auch darauf ein, welche Finanzierungsquellen für Kommunen und andere Wärmenetzbetreiber unter welchen Voraussetzungen in Frage kommen. Dazu gehören Darlehen, Investitionsfonds, Inhaberschuldverschreibungen, die Ausgabe von Genussrechten sowie Bürgschaften des Landes oder des Bundes.

Die Studie zeigt auch auf, dass aufgrund der erheblichen Investitionen etwa im Sozial- und Bildungsbereich die Kommunen zur Finanzierung entsprechender Projekte neben Eigenkapitalquellen und Fördermitteln immer stärker auch weiteres Kapital von externen Geldgebern und Akteuren erschließen müssen.

Die Wirtschaftlichkeit berechnen

Das neu entwickelte Excel-Tool ist Teil der Untersuchung. Es soll Kommunen ermöglichen, die finanzielle Auswirkung eines neuen Wärmenetzes auf ihren Haushalt zu ermitteln. Auch die Einflussfaktoren auf die Wirtschaftlichkeit eines Wärmenetzes, wie eine hohe Anschlussquote oder unterschiedliche Zinssätze, sind ersichtlich. Die Tabellenkalkulation umfasst erklärende und dokumentierende Elemente, hat eine detaillierte Eingabestruktur und führt automatisierte Berechnungen durch. 

Die KEA Klimaschutz- und Energieagentur Baden-Württemberg (KEA-BW) ist die zentrale Kompetenzstelle des Landes für Klimaschutz und Energiewende auf kommunaler Ebene.

Die Studie „Finanzierung der Wärmende“ sowie das Tool sind auf der Homepage der KEA-BW abrufbar. Für das Tool werden auch Schulungen angeboten.

Die Stadt und Energieversorgung Rudolstadt (EVR) untersuchen derzeit „weitergehende Kooperationsmöglichkeiten“ mit der Thüringer Energie AG (Teag). Die beiden Unternehmen kooperieren seit Jahren. Die Teag ist mit 23,9 Prozent an der EVR beteiligt. Während 51 Prozent der Stadt gehören, hält die Thüga 25,1 Prozent der Anteile. Rudolstadt schwebt vor, dass die Teag Anteile der Stadt übernimmt. Im Gegenzug soll die Stadt Aktionär werden. Wie hoch der Anteil von Rudolstadt an der Teag sein könnte, sei Gegenstand der laufenden Prüfung, sagt Reichl.

Langjährige Partnerschaft

Der Bürgermeister verweist auf die „langjährige gute Partnerschaft“ mit der Teag. Als Beispiel nennt er die Zusammenarbeit bei der Wärmeversorgung, beim Breitbandausbau sowie dem Betrieb der Strom- und Gasnetze in Rudolstadt. Reichl betont, dass im Falle der vorgesehenen Neustrukturierung alles in kommunaler Hand bliebe. „Wir veräußern kein kommunales Vermögen“, sagt er. Nicht in Betracht gezogen hat man in Rudolstadt, mit einem privatwirtschaftlichen Energieriesen zusammenzugehen

Teag und EVR, so der Bürgermeister, verfolgten die gleichen Ziele „und sind wie unser dritter Gesellschafter, die Thüga, kommunal geprägt“. Hintergrund: Die Teag gehört zu 84,8 Prozent rund 620 Gemeinden und Städten des Freistaats Thüringen, 15,2 Prozent der Aktienanteile besitzt die Thüga.

Die Ergebnisse der Untersuchungen sollen in den nächsten Wochen vorliegen und mit den zuständigen Gremien und Aufsichtsbehörden diskutiert werden, teilt die EVR mit. Mit einer Entscheidung sei noch vor diesem Sommer zu rechnen. „Die Energiewende, veränderte Kundenerwartungen und steigender Wettbewerb sowie weitreichende technische und gesetzliche Änderungen stellen die Energieversorger zukünftig vor große Herausforderungen. Hierfür braucht es Kapital für notwendige Investitionen und Know-how“, heißt es in einer Mitteilung des Unternehmens.

Die EVR erzielte im Jahr 2024 einen Bilanzgewinn in Höhe von 2,4 Millionen Euro (2023: 2,6 Millionen Euro). Die Umsatzerlöse summierten sich auf 30,1 Millionen Euro (2023: 41,8 Millionen Euro).

Die Netzanbindung erfolgt über ein neu zu errichtendes Umspannwerk, das gemeinsam mit dem Technikdienstleister Spie realisiert wird. Der erzeugte Strom soll in das Hochspannungsnetz des Verteilnetzbetreibers Edis eingespeist werden. Für einen Teilabschnitt mit 106 MW erhielt Sunfarming bei der EEG-Ausschreibung vergangenen Juli einen Zuschlag für die Förderung. Der Baustart dieses Abschnitts erfolgte im vierten Quartal 2025, teilt das Unternehmen mit.

„Gemeinsam mit unseren Partnern, der Gemeinde und den Landwirten vor Ort arbeiten wir daran, hier ein Projekt, das europaweit Maßstäbe für die Verbindung von Energieproduktion, Landwirtschaft und regionaler Wertschöpfung setzen kann, zu schaffen“, wird Subfarming-Geschäftsführer Martin Tauschke in einer Mitteilung zitiert. Das Konzept sieht landwirtschaftliche Nutzung unter der PV-Anlage vor. Die PV-Module sollen auf einer Mindesthöhe von 2,10 Metern installiert werden.

Sundfarming hat nach eigenen Angabe bereits rund 700 MW an Solar-PV-Projekten in Europa umgesetzt. Das Unternehmen ist Teil der Cube-Green-Energy-Gruppe, ein in Berlin ansässiger Entwickler und Stromerzeuger erneuerbarer Energien.

„Mit der Übergabe unserer Projektrechte schaffen wir die Grundlage für eine einheitliche Planung und Realisierung. Durch die Zusammenarbeit mit Uhl Windkraft kann der Bau des Windparks beschleunigt werden – aus zwei Baustellen wird eine“, kommentiert Michael Soukup, Teamleiter Projektentwicklung Windenergie bei EnBW, den Schritt.

Uhl Windkraft war bereits in die Planung eingebunden. „Wir freuen uns, dass wir das Projekt komplett übernehmen dürfen, nachdem wir die Planung bislang schon koordiniert haben“, wird Matthias Pavel, Leiter Projektierung bei dem Unternehmen in Ellwangen, in einer Mitteilung zitiert.

Das Planungsgebiet für die Windkraftanlagen liegt zum einen nordwestlich von Oppenweiler. Das zweite Teilstück befindet sich nordöstlich der Gemeinde Aspach. Laut EnBW sind für die Standorte insgesamt acht Windenergieanlagen des Typs Vestas V172 vorgesehen. Die geplanten Anlagen haben eine Nennleistung von je 7,2 MW, zusammen also 57,6 MW.

Angerer hat seine Funktion seit 1. Januar inne. Zuständig ist er für Betriebswirtschaft sowie für Regulations- und Infrastrukturmanagement. Ihm zufolge werden die zurzeit rund 20.800 Kilometer umfassenden Stromnetze, die auch Teile des Wien umgebenden Bundeslands Niederösterreich versorgen, bis 2040 um 4.300 Kilometer verlängert. Sein 1.300 Kilometer langes Fernwärmenetz im Wiener Stadtgebiet erweitert das Unternehmen um 400 Kilometer. 

Dem gegenüber werden 3.400 Kilometer oder knapp 74 Prozent des 4.600 Kilometer umfassenden Gasnetzes stillgelegt. Angerer nannte die Zahlen zum Gasnetz auch auf Nachfrage der Redaktion nicht. Sie finden sich allerdings auf der Website seines Unternehmens, das zu 100 Prozent den Wiener Stadtwerken und damit der Stadt Wien gehört. Zu den Kosten der Stilllegung äußerte sich Angerer auf Anfrage der Redaktion ebenfalls nicht. Zurzeit investieren die Wiener Netze jährlich rund 440 Millionen Euro in ihre Infrastrukturen. Laut Angerer entfallen davon 26 Millionen Euro oder etwa sechs Prozent auf die Gasnetze. 

Weg mit der Anschlusspflicht 

Hinsichtlich der Stilllegung von Teilen des Gasnetzes verwies Angerer auf laufende Planungen. Diese stehen ihm zufolge unter dem Vorbehalt des Beschlusses einer Novelle zum Gaswirtschaftsgesetz (GWG). Wie berichtet, will der für Energiepolitik zuständige Wirtschaftsminister Wolfgang Hattmannsdorfer von der konservativen Österreichischen Volkspartei (ÖVP) den Entwurf der Novelle bis August vorlegen. Bis dahin läuft die Frist zur Umsetzung der EU-Binnenmarkt-Richtline für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff, die die Erstellung von Stilllegungsplänen für nicht mehr benötigte Gasinfrastrukturen vorschreibt. 

Laut Angerer gingen in den vergangenen fünf Jahren jährlich etwa 10.000 Zählpunkte vom Wiener Gasnetz. Nach Angaben der Regulierungsbehörde E-Control belief sich die Anzahl dieser Zählpunkte Ende 2024 auf rund 570.000, von denen 551.000 auf Haushalte und 18.000 auf Gewerbe- sowie Industriebetriebe entfielen. 

Angerer zufolge ist es wesentlich, in der GWG-Novelle keine Verpflichtung zum Rückbau der Gasnetze zu verankern. Sehr wohl zu fixieren wäre seiner Ansicht nach jedoch die Aufhebung der Anschlusspflicht, die gegenüber Kunden, die einen Anschluss an ein vorhandenes Gasnetz wünschen, besteht: „Diese Pflicht abzuschaffen, ist für die Stilllegung ganz wichtig.“

Stromnetz als „Rückgrat der Wärmewende“ 

Angerer fügte hinzu, das Stromnetz werde in Wien zum „Rückgrat der Wärmewende. Das ist der große Paradigmenwechsel“. Nicht zuletzt werde sich die Wärmewende auf ans Stromnetz angeschlossene Großwärmepumpen stützen. An Bedeutung gewinne tendenziell auch die Fernwärme. Das Gasnetz werde überwiegend dem Transport von „grünem“ Wasserstoff sowie anderen „grünen“ Gasen wie Biomethan dienen: „Daher brauchen wir die Kompetenz zum Betrieb von Gasnetzen weiterhin.“ 

Die Stadt Wien plane, ihre Energieversorgung ab 2040 „klimaneutral“ zu bewerkstelligen. Zu diesem Zweck sei es nötig, die vorhandenen Infrastrukturen „ganzheitlich“ zu denken und Synergien zu nutzen. Letzten Endes handle es sich um einen „fundamentalen Umbau der Energieversorgung“, für die eine umfassende Energieraumplanung erforderlich sei.

Nach Angaben der Partner steht dabei das Zusammenspiel von Fahrzeug, Wallbox, Energiemanagementsystem und virtuellem Kraftwerk im Fokus. Ziel sei es, die technische Machbarkeit sowie wirtschaftliche Potenziale und den gesellschaftlichen Nutzen von Vehicle-to-Grid-Anwendungen im gewerblichen Einsatz zu evaluieren und zur Marktreife zu führen.

Das Vorhaben baut auf Vorstudien aus dem Jahr 2025 auf und geht nun in die praktische Umsetzung. Untersucht werden unter anderem technische Prozesse, die Vermarktung von Flexibilität über virtuelle Kraftwerke sowie Effekte auf Betriebskosten.

Volkswagen Nutzfahrzeuge sieht in der Technologie einen nächsten Entwicklungsschritt. Dessen Vorstandsvorsitzender, Stefan Mecha, betonte, die Fahrzeuge könnten künftig als Energiespeicher dienen und damit zu einem aktiven Bestandteil der Energiewende werden.

Aurelie Alemany, Vorstandsvorsitzende von Enercity, erklärte: „Mit dem Pilotprojekt machen wir Firmenflotten zum Teil der Lösung: Die E-Auto-Batterien liefern Flexibilität genau dann, wenn das Energiesystem sie braucht.“

Durch das bidirektionale Laden und die Vermarktung von Flexibilitäten ließen sich nicht nur Energiekosten senken, sondern auch zusätzliche Erlöse generieren, so dass unter günstigen Rahmenbedingungen sogar ein nahezu kostenfreier Betrieb von Elektrofahrzeugen möglich sei, heißt es von Seiten des Energieversorgers. Das Unternehmen verweist darauf, dass ein technischer Nachweis für bidirektionales Laden bereits im Labor erbracht worden sei. Im aktuellen Projekt gehe es nun darum, Wirtschaftlichkeit und Skalierbarkeit unter realen Bedingungen zu prüfen.

In der ersten Phase konzentriert sich das Projekt auf gewerbliche Flotten mit planbaren Standzeiten, etwa über Nacht auf Betriebsgeländen. Für diese Anwendung soll gezeigt werden, dass sich die Technologie einfach in bestehende Abläufe integrieren lässt und wirtschaftliche Vorteile bietet. Enercity setzt bereits selbst elektrische Nutzfahrzeuge ein. Der ID. Buzz Cargo stellt nach Unternehmensangaben mehr als die Hälfte der eigenen Elektroflotte.

Der Energieversorger zählt nach eigenen Angaben zu den wenigen Unternehmen in Deutschland, die bidirektionales Laden unter marktähnlichen Bedingungen simulieren können. Dabei werden verschiedene Erlösquellen wie Arbitrage und Regelenergie kombiniert. Ziel sei ein integriertes Angebot aus Fahrzeug, Ladeinfrastruktur und Energieprodukt.

Neben Enercity testet auch die Volkswagen-Konzernmarke Elli entsprechende Anwendungen. Die Projektpartner erwarten, dass bidirektionales Laden neue Geschäftsmodelle ermöglicht und zugleich zur Netzstabilität sowie zur Integration erneuerbarer Energien beiträgt.

Unternehmenschef Michiel Langezaal bezeichnet das Überschreiten der Marke von 100 Millionen Euro Ladeumsatz als „bedeutenden Meilenstein“ und verweist darauf, dass Schnellladen aus seiner Sicht ein wirtschaftlich tragfähiges Geschäftsmodell darstelle.

Das Unternehmen führt die Entwicklung auf die Expansion seines Ladenetzes sowie auf eine steigende Nachfrage nach Schnellladen zurück. Denn die Zahl vollelektrischer Fahrzeuge in Europa sei 2025 auf mehr als 10 Millionen gestiegen. Davon seien über 8,5 Millionen E-Autos in den neun Märkten unterwegs, in denen Fastned tätig ist.

Zum Jahresende 2025 betrieb Fastned 406 Schnellladestationen in neun Ländern. Ein Jahr zuvor waren es 346 Stationen in sieben Ländern. Erstmals befanden sich mehr Standorte außerhalb der Niederlande als im Heimatmarkt: 222 Stationen lagen im Ausland, 184 in den Niederlanden. Damit vollzieht das Unternehmen nach eigener Darstellung den Übergang zu einem europaweit ausgerichteten Anbieter.

In Deutschland 54 Standorte

Im Jahr 2025 nahm Fastned 60 neue Stationen in Betrieb, nach 50 im Jahr zuvor. Zusätzlich sicherte sich das Unternehmen nach eigenen Angaben 94 weitere Standorte. Insgesamt verfügte Fastned damit zum Jahresende über 663 gesicherte Standorte, einschließlich der bereits betriebenen Anlagen. Damit seien zwei Drittel der 1.000 Standorte gesichert, die der Ladenetzbetreiber bis zum Ende dieses Jahrzehnts geplant hat.

Regional setzte Fastned die Expansion fort. Neue Märkte kamen mit Italien und Spanien hinzu. In Deutschland nahm das Unternehmen im Juli 2025 an der Neufelder Heide-Süd nach eigenen Angaben die erste Station direkt an einer Autobahn in Betrieb. Belgien und Deutschland beendeten das Jahr mit 52 beziehungsweise 54 Standorten. Frankreich erreichte 59 Stationen.

Neben dem Ausbau des Netzes investierte Fastned auch in bestehende Infrastruktur. Insgesamt 35 Stationen wurden erweitert oder modernisiert. Ziel sei es laut Unternehmen, die Kapazität an stark frequentierten Standorten zu erhöhen und die Auslastung zu verbessern.

Das operative Ebitda stieg um 34 Prozent auf 43,6 Millionen Euro, was einer Marge von 36 Prozent entspreche und innerhalb der eigenen Zielspanne liege. Der Bruttogewinn aus Ladevorgängen erhöhte sich um 41 Prozent auf 96,2 Millionen Euro. Gleichzeitig verbesserte sich der durchschnittliche Umsatz je Station auf 331.000 Euro nach 270.000 Euro im Vorjahr. Auch diese Größe liege im Plan.

Gleichzeitig bleibt die Expansion kapitalintensiv. Die Kosten der Netzwerkexpansion beziffert Fastned auf 33,9 Millionen Euro, was einen Anstieg von 48 Prozent gegenüber dem Vorjahr bedeutet. Die Netzwerkbetriebskosten gingen um 47 Prozent auf 52,5 Millionen Euro nach oben. Das Unternehmens-EBITDA lag bei 8,3 Millionen Euro und spiegelt laut Fastned die Balance zwischen operativer Entwicklung und weiteren Investitionen wider.

Zur Finanzierung des Wachstums setzt Fastned weiterhin auf Anleihen für Privatanleger. Erst Mitte März hatte das Unternehmen bekannt gegeben, über eine neue Anleihe 32,4 Millionen Euro von Privatanlegern eingesammelt zu haben. Sie bietet eine Verzinsung von 6 Prozent pro Jahr bei einer Laufzeit von fünf Jahren bis März 2031. Mit der aktuellen Emission steigt das gesamte ausstehende Anleihevolumen auf 301 Millionen Euro. Ergänzend hatte Fastned im Januar eine Kreditlinie über 200 Millionen Euro von einem Bankenkonsortium, darunter ING und ABN AMRO, gesichert.

Bevor Alt bei Bayernwerk Netz Geschäftsführerin wurde, leitete sie die dort die Materialwirtschaft und verantwortete darüber hinaus bei der Eon SE das globale Warengruppenmanagement für netzrelevante Bau-, Ingenieur- und Freileitungsleistungen. Zudem sammelte die Diplom-Betriebswirtin Erfahrungen in leitenden Funktionen in Einkauf, Category Management und Transformationsprojekten im Konzern.

Mit dem neu geschaffenen Ressort „Kunden“ reagiere man „auf die wachsenden Anforderungen aus Energie- und Digitalwende, die zunehmende Komplexität an der Kundenschnittstelle sowie veränderte regulatorische Rahmenbedingungen“, schreibt Westnetz. Ziel der Neuausrichtung sei es, Kundenverantwortung zu bündeln, digitale Prozesse weiterzuentwickeln und die Zukunftsfähigkeit des Unternehmens zu sichern. Die Geschäftsführung von Westnetz besteht künftig aus Gudrun Alt, Jochen Dwertmann, Jürgen Grönner und Alexander Montebaur.

Colette Rückert-Hennen scheide mit Blick auf ihren bevorstehenden Ruhestand zum 31. August 2026 vorzeitig aus dem Vorstand aus und ermögliche so den einvernehmlichen Vorstandswechsel, teilt EnBW mit. Künftig werde sie den Aufsichtsrat bei Sonderprojekten beratend unterstützen und ihre bestehenden Aufsichtsratsmandate wahrnehmen.

Rückert-Hennen habe die Personalarbeit „in einer Phase tiefgreifender Transformation konsequent weiterentwickelt und insbesondere die Verzahnung von HR-Strategie, Führungskräfteentwicklung und Unternehmenswandel mit dem Programm Best Work maßgeblich vorangetrieben“, wird Aufsichtsratsvorsitzender Lutz Feldmann in einer Mitteilung zitiert.

Zur Berufung von Charlotte Beissel erklärte Feldmann: „Wir freuen uns, mit Dr. Charlotte Beissel eine erfahrene und gestaltende Führungspersönlichkeit für den Vorstand der EnBW zu gewinnen, die den Transformationskurs des Unternehmens ideal ergänzt.“

Beissel ist seit 2017 bei den Stadtwerken Düsseldorf AG tätig, zunächst als Prokuristin und Leiterin des Personalbereichs, seit Oktober 2021 als Personalvorständin und Arbeitsdirektorin. In dieser Funktion verantwortet sie neben Personal, Digitalisierung und IT auch Vertrieb, Kundenmanagement und Energiedienstleistungen. Bevor sie in die Energiewirtschaft kam, hatte die promovierte Juristin leitende Funktionen bei der Landeshauptstadt Düsseldorf inne.

Strom: Ohne klare Richtung hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt. Der Dienstag kostete im Base 77,00 Euro je Megawattstunde, im Peak mussten 56,75 Euro je Megawattstunde bezahlt werden. An der Börse wurde der Dienstag mit 76,81 Euro in der Grundlast und 56,45 Euro in der Spitzenlast gehandelt.
Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Dienstag mit 34,7 Gigawatt deutlich höher ausfallen als noch am Montag, für den 12,9 Gigawatt in Aussicht gestellt wurden. Für den Mittwoch wird der Spitzenwert der laufenden Woche mit 48,8 Gigawatt erwartet, bevor die Einspeiseleistung ab Donnerstag jeden Tag ein Stück zurück gehen dürfte.
Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 bis zum Nachmittag 0,23 auf 98,94 Euro je Megawattstunde.

CO2: Fester haben sich die CO2-Preise am Montag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 1,21 auf 68,87 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 26,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 70,03 Euro, das Tief bei 65,72 Euro.
Die Aussichten auf unterdurchschnittliche Temperaturen in den kommenden Tagen dürften den Analysten von Vertis zufolge ein stützender Faktor für die CO2-Preise sein, vor allem vor dem Hintergrund der ohnehin schon angespannten Stimmung an den Energiemärkten.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben zum Start in die neue Woche etwas nachgegeben. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr 2,300 auf 56,900 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es um 3,635 auf 57,650 Euro je Megawattstunde nach unten.
Die Gaspreise hatten im Handelsverlauf am Berichtstag zunächst zugelegt und waren zeitweise über die Marke von 60 Euro geklettert, bevor es wieder etwas abwärts ging. Hintergrund war die Aussage von Präsident Donald Trump, das US-Militär werde geplante Angriffe auf iranische Kraftwerke und Energieinfrastruktur für fünf Tage verschieben, nachdem es „produktive“ Gespräche zwischen Washington und Teheran gegeben habe.
Dennoch weisen Analysten darauf hin, dass der Krieg im Nahen Osten in die vierte Woche geht und die Preise um mehr als 90 Prozent zugelegt haben, getrieben durch den gestoppten Schiffsverkehr durch die Straße von Hormus sowie schwere Schäden an der weltweit größten LNG-Exportanlage in Katar. Und diese Störungen treffen Europa in einer sensiblen Phase: Die EU-Speicherstände liegen weiterhin unter 29 Prozent, was die Aussicht auf einen verschärften Wettbewerb mit asiatischen Käufern um LNG-Ladungen erhöht. „Asiatische LNG-Käufer beobachten die Situation genau, viele zögern angesichts der hohen Preise, ihre Käufe am Spotmarkt auszuweiten“, schreiben Analysten von ANZ. „Die Dauer der Störungen könnte dies jedoch zunehmend erschweren.“