28. März 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
GAS: Gasversorgung jetzt sichern
VERANSTALTUNG: Erneuerbare nicht mit Netzpaket bremsen
WINDKRAFT OFFSHORE: 60 neue Windturbinen in der Nordsee genehmigt
POLITIK: Spritpreisregeln im Bundesrat beschlossen
KRAFTSTOFFMARKT: Kartellamt prüft Preisaufschläge bei Diesel
HANDEL & MARKT
WASSERSTOFF: Grenzleitung für Wasserstoff geplant
CONTRACTING: Bau eines vollständig erneuerbaren Nahwärmenetzes beginnt
WÄRMENETZ: Dresden heizt mit Server-Wärme
TECHNIK
IT: Systemische Folgeabschätzung bei Cyberangriffen
MOBILITÄT: H2Sky liefert Ergebnisse für die Luftfahrt
STATISTIK DES TAGES: Struktur der Verteilnetzbetreiber in Deutschland nach Stromkreislänge
UNTERNEHMEN
STROMNETZ: Allianz investiert ins deutsche Stromnetz
WIRTSCHAFT: Reutlingen sichert Stadtwerken langfristige Finanzierung
KLIMASCHUTZ: Klimaschutzunternehmen suchen neue Vorreiter
WIRTSCHAFT: Uniper und Stadtwerke Wolfenbüttel schließen PPA
BILANZ: SMA mit deutlichem Ergebnisrückgang
TOP-THEMA
Bundesnetzagentur macht ernst
Quelle: Katia Meyer-Tien
SMART METER.
Die Bundesnetzagentur hat die ersten Verfahren gegen Nachzügler beim Smart Meter Rollout eingeleitet.
Die Bundesnetzagentur hat am 27. März 2026 gegen 77 Messstellenbetreiber, die die gesetzliche Rollout-Quote bei intelligenten Messsystemen nicht eingehalten haben, Verfahren eingeleitet. Dies geht aus einer aktuellen Mitteilung der Behörde hervor. Zunächst gehe es um Unternehmen, die mit dem Rollout noch nicht begonnen haben, erklärt Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur.
Trotz wiederholter Hinweise der Bundesnetzagentur hätten zahlreiche Unternehmen ihre Verpflichtungen beim Smart Meter Rollout bisher nicht erfüllt. Die Messstellenbetreiber können im Rahmen einer Anhörung zu den Vorwürfen Stellung nehmen. Die Stellungnahmen würden dann geprüft und in weitere Entscheidungen einbezogen.
Die Einhaltung der gesetzlich festgelegten Ausbauziele für intelligente Messsysteme will die Bundesnetzagentur über Zwangsgelder sicherstellen. Deren Höhe werde von der Behörde unter Berücksichtigung der Umstände des konkreten Einzelfalls nach pflichtgemäßem Ermessen bestimmt.
Zwangsgelder können wiederholt erhoben werden
Auf eine Anfrage der Redaktion von Anfang dieses Jahres hatte eine Behördensprecherin erklärt, die Höhe des Zwangsgeldes hänge von der wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit und dem Maß der gesetzlichen Pflichtverletzung ab. „Dabei beträgt das Zwangsgeld nach § 94 S. 3 EnWG mindestens 1.000 Euro und kann bis zu 10 Millionen Euro betragen“, so die Sprecherin. Zwangsgelder könnten wiederholt erhoben und auch gesteigert werden, um das gesetzliche Verhalten zu erzwingen und durchzusetzen. Welche Maßnahme aber tatsächlich infrage komme − schließlich könnte auch der Entzug der Grundzuständigkeit und deren Übertragung auf den Auffangmessstellenbetreiber erfolgen − entscheide die Bundesnetzagentur allerdings jeweils in konkreten Aufsichtsverfahren.
Die grundzuständigen Messstellenbetreiber mussten bis Ende 2025 mindestens 20 Prozent ihrer Pflichteinbaufälle, die im Messstellenbetriebsgesetz nach Verbrauchsmengen der Kunden gestaffelt sind, abgearbeitet haben. Seit dem 1. Juli 2024 führt die Bundesnetzagentur quartalsweise Buch über den Stand des Rollouts intelligenten Messsysteme. Die aktuellen Zahlen, die auf Meldungen der Messstellenbetreiber bis zum 4. Februar dieses Jahres an die Behörde zurückgehen, beziehen sich auf den 31. Dezember 2025.
Insgesamt 3 Millionen intelligente Messsysteme installiert
Bei den Metering Days im vergangenen Herbst hatte Jan Peter Sasse, der bei der Bundesnetzagentur das Referat Elektrizitätsverteilernetze leitet, eingeräumt, ihm sei eine „gewisse Kritik“ nicht entgangen, die Bundesnetzagentur veröffentliche die Ergebnisse ihrer quartalsweisen Erhebung nur mit monatelanger Verzögerung. Das liege einerseits an einer längeren Reaktionsfrist für die Unternehmen. Andererseits müsse die Behörde sehr häufig nachfassen, plausibilisieren und etwa bei 10 Prozent der Messstellenbetreiber nachfragen.
Die 20-Prozent-Quote ist nur den grundzuständigen Messstellenbetreibern auferlegt. Von den 599 Unternehmen mit weniger als 30.000 Messlokationen wurden im Durchschnitt nur 14,6 Prozent (nach Q3 waren es 8,2 Prozent und nach Q1 waren es 4,6 Prozent) ihrer jeweiligen Pflichteinbaufälle abgearbeitet.
Bei den 129 Messstellenbetreibern mit 30.000 bis 100.000 Messlokationen lag die Einbauquote bei durchschnittlich 17,5 Prozent (Q3: 11,2 Prozent; Q2: 7,8 Prozent; Q1: 7,5 Prozent), während die 66 Grundzuständigen, die zwischen 100.000 und 500.000 Messstellen betreuen, 19,7 Prozent (Q3: 14,6 Prozent; Q2: 11,8 Prozent; Q1: 10,8 Prozent) erreichen.
Große Messstellenbetreiber schneller
Die Bundesnetzagentur weist ausdrücklich darauf hin, dass einzelne kleine Messstellenbetreiber deutlich höhere Quoten vorweisen können. Allerdings bestätigt die aktuelle Erhebung erneut die Erkenntnis früherer Abfragen, dass grundsätzlich die großen Messstellenbetreiber mit ihren Pflichteinbaufällen deutlich schneller vorankommen als die kleinen.
So steht für die 18 Messstellenbetreiber mit mehr als 500.000 Messlokationen zum 31. Dezember 2025 eine durchschnittliche Pflichteinbauquote von 27,1 Prozent zu Buche. Bereits zum Ende des dritten Quartals hatten sie mit 25,0 Prozent die Quote im Durchschnitt erfüllt.
Laut Bundesnetzagentur waren zum Stichtag 31. Dezember 2025 genau 1.095.715 intelligente Messsysteme im Rahmen des Pflichteinbaus bei den gesetzlich vorgesehenen Verbrauchern installiert worden – bei aktuell 4.709.487 Pflichteinbaufällen insgesamt. Dies entspricht einer bundesweiten Ausstattungsquote von 23,3 Prozent.
Wenn man alle 56.464.984 (Q3: 53.882.828) Messlokationen in Deutschland als Grundlage nimmt, also auch diejenigen, die nicht aufgrund gesetzlicher Vorschrift mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet werden müssen, kommt man auf eine Rollout-Quote von 5,5 Prozent (Q3: 3,8 Prozent). Dies entspricht rund 3,1 Millionen intelligenten Messsystemen (Q2: etwa 2 Millionen). In dieser Zahl sind folglich auch die von wettbewerblichen Messstellenbetreibern installierten Einheiten enthalten – sofern diese den entsprechenden Meldebogen der Bundesnetzagentur ausgefüllt und abgeschickt haben.
Quelle: Shutterstock / sdf_qwe
Gasversorgung jetzt sichern
GAS. Die EU-Kommission fordert Mitgliedstaaten zu früher Gasspeicherbefüllung auf, während die Deneff in Deutschland Effizienzmaßnahmen als Alternative zu strategischen Reserven vorschlägt.
Die Europäische Kommission hat die Mitgliedstaaten aufgefordert, bereits im April mit der Befüllung ihrer Gasspeicher zu beginnen. Hintergrund sind gestiegene Risiken für die Gasversorgung infolge des Krieges zwischen den USA, Israel und dem Iran. Laut der Kommission sollen die Staaten damit frühzeitig auf mögliche Marktverwerfungen reagieren.
Die Gaspreise in Europa sind seit Beginn der militärischen Eskalation am 28. Februar deutlich gestiegen. Nach Angaben der Kommission legten sie um mehr als 70 Prozent zu. EU-Energiekommissar Dan Jorgensen rief die Mitgliedstaaten dazu auf, bestehende Flexibilitätsregelungen im EU-Recht zu nutzen. Diese erlauben es, das Speicherziel vor dem Winter von regulär 90 Prozent auf 80 Prozent der Kapazität abzusenken.
Die Füllstände der Gasspeicher liegen derzeit deutlich unter dem saisonalen Durchschnitt. Nach Daten des Branchenverbands Gas Infrastructure Europe (GIE), der die Infrastrukturbetreiber in Europa vertritt und ebenfalls in Brüssel ansässig ist, sind die Speicher aktuell nur zu 28 Prozent gefüllt. In einzelnen Ländern ist die Lage noch angespannter: In den Niederlanden etwa beträgt der Füllstand lediglich rund sechs Prozent der Kapazität.
Versorgungssicherheit durch Effizienz
Parallel zur europäischen Debatte über Speicherziele nimmt in Deutschland die Diskussion über die Versorgungssicherheit Fahrt auf. Die Deutsche Unternehmensinitiative Energieeffizienz (Deneff), ein Netzwerk von Unternehmen mit Fokus auf Energieeffizienz mit Sitz in Berlin, spricht sich gegen den Aufbau zusätzlicher physischer Gasreserven aus und schlägt stattdessen eine sogenannte Effizienzreserve vor.
Geschäftsführer Christian Noll erklärte, es sei nicht zielführend, weiterhin erhebliche Mittel in den Import fossiler Energieträger zu investieren. Stattdessen solle die Politik stärker auf Effizienzmaßnahmen setzen, die den Energieverbrauch dauerhaft senken und gleichzeitig die heimische Wertschöpfung stärken.
Kurzfristige Maßnahmen umsetzen
Nach Angaben des Verbandes könnten bereits kurzfristig umsetzbare Maßnahmen Einsparungen in einer ähnlichen Größenordnung wie die diskutierte Gasreserve ermöglichen. Etwa ein Drittel dieser Potenziale lasse sich innerhalb eines Jahres realisieren, die volle Wirkung innerhalb von zwei bis drei Jahren.
Im Gebäudesektor könnten demnach Maßnahmen wie die Optimierung von Heizungssteuerungen oder Verbesserungen an der Gebäudehülle bereits im ersten Jahr Einsparungen von bis zu 10 Milliarden kWh bringen. Auch in der Industrie sieht die Initiative kurzfristige Potenziale: Effizientere Nutzung von Prozesswärme, Druckluft oder Antriebssystemen könne ebenfalls Einsparungen von bis zu 10 Milliarden kWh ermöglichen. Ergänzend könnten Maßnahmen im Verkehrssektor die Abhängigkeit von Energieimporten weiter reduzieren.
Die Deneff kritisiert zudem politische Überlegungen, bestehende Effizienzvorgaben wie das Gebäudeenergiegesetz oder das Energieeffizienzgesetz abzuschwächen. Dies wäre aus Sicht der Organisation ein falsches Signal angesichts der aktuellen geopolitischen Lage.
Erneuerbare nicht mit Netzpaket bremsen
BWE-Geschäftsführer Wolfram Axthelm beim Policy-Briefing. Quelle: Susanne Harmsen
VERANSTALTUNG. Der Bundesverband Windenergie (BWE) hat im Policy-Briefing vom 27. März zentrale Punkte zum geplanten Netzpaket und zur EEG-Novelle 2027 eingeordnet und mehr Tempo gefordert.
Die steigenden Energiepreise durch den Iran-Krieg führen die Notwendigkeit des Ausbaus der Windenergie aus Gründen der Resilienz erneut vor Augen. Dies stellte der Bundesverband Windenergie (BWE) in seinem Policy-Briefing vom 27. März fest. Die seit langem versprochenen Referentenentwürfe zum Netzanschlusspaket und dem EEG 2027 ließen allerdings weiter auf sich warten, kritisierte BWE-Geschäftsführer Wolfram Axthelm. Dafür beschloss das Bundeskabinett am 25. März das Klimaschutzsofortprogramm.
Dies begrüßte Axthelm, da darin 12.000 MW zusätzlicher Windkraftausschreibung vorgesehen sind, was die Lücke aus bislang nicht erteilten Zuschlägen früherer Ausschreibungen schließe. Ein starker Wettbewerb besteht nach BWE-Einschätzung trotz größerem Auktionsvolumen weiter. Da die Anlagen vor 2030 ans Netz gehen sollen, müsse die Ausschreibung kurzfristig erfolgen, mahnte Axthelm. Dank der beschleunigten Antragsverfahren stünden genug Projekte in Bereitschaft, um auch ein zusätzliches Volumen zu füllen, versicherte er.
EEG und Netzpaket
Die Pläne für das Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) 2027 und das Netzanschlusspaket, seien durch das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) inzwischen bestätigt worden, sagte Axthelm. So solle das EEG 2027 eine stärkere Ausrichtung auf System- und Kosteneffizienz bewirken. Dafür würden Differenzverträge (CfD) und Resilienzausschreibungen nach dem Net Zero Industry Act der EU (NZIA) eingeführt. Auch für kleine erneuerbare Anlagen soll die Direktvermarktung des Stroms zum Regelfall werden und Dach-PV nicht mehr gefördert werden.
Das Netzpaket beabsichtige eine „Synchronisierung von Netzausbau und EE-Zubau“. Diese Pläne kritisierte Axthelm. „Nur weil die Erneuerbaren dreimal schneller sind als der Netzausbau, darf man sie jetzt nicht ausbremsen, sondern muss dem Netz helfen, Schritt zu halten“. Der „Redispatchvorbehalt“ in kapazitätslimitierten Gebieten sei ein Fehler, zumal gar keine verlässlichen Informationen über die tatsächliche Netzauslastung vorliegen, sagte Axthelm.
Außerdem werde nicht zwischen verschiedenen Stromquellen wie PV und Wind unterschieden, die zu unterschiedlichen Zeiten einspeisen. In Nordbayern sei demnach wegen hoher Sonnenstromspitzen am Mittag kein Platz mehr im Netz für Windkraft, obwohl diese vor allem morgens und abends Strom liefere.
Netzbetreiber in die Pflicht nehmen
Axthelm forderte daher eine genauere Netzbetrachtung und eine bessere Anpassung der Einspeisung. Nach Auffassung des BWE solle nicht mehr der Netzbetreiber abregeln, sondern der Stromerzeuger. Dies biete die Chance, zusätzlich Speicher einzusetzen, die Überschussstrom aufnehmen, oder Direktlieferverträge mit Abnehmern zu schließen.
Dagegen begrüßte Axthelm erweiterte Pflichten für Netzbetreiber wie feste Rückmeldefristen aus Anschlussanträgen, eine transparente Ausweisung tatsächlicher Kapazitäten, die Möglichkeit zur Reservierung von Netzanschlusskapazitäten und die Digitalisierung des Netzanschlussverfahrens. Der Verband kritisiert, dass der Netzausbau und eine verbesserte Netzauslastung selbst nicht Bestandteil des Pakets sind.
Redispatchkosten gehen meist an fossile Kraftwerke
Zu den oft kritisierten Redispatchkosten merkte Axthelm an, dass laut einer Bundestagsanfrage der Linken im Jahr 2025 drei Milliarden Euro Kosten entstanden. Der Löwenanteil ging allerdings an die Betreiber fossiler Kraftwerke. Demnach bekamen Erzeuger von erneuerbarem Strom, der abgeregelt werden musste, nur 435 Millionen Euro Entschädigung, was sogar 120 Millionen weniger waren als 2024. Auch deshalb sei es falsch, die Erneuerbaren auszubremsen, die ja fossile Kraftwerke ersetzen, argumentierte er.
In Bezug auf das Festlegungsverfahren Allgemeine Netzentgeltsystematik (AgNes) der Bundesnetzagentur äußerte Axthelm die Sorge, dass Politik und Regulierung hier widersprüchliche Rahmen festlegten. Wenn sich Stromeinspeiser an den Netzkosten beteiligen müssten und jährlich schwankende Kapazitätsentgelte ohne verbindliche Obergrenze gelten, sei dies weder für Projektierer noch Banken kalkulierbar.
„Besonders kritisch ist eine eventuelle rückwirkende Anwendung dieser Entgelte auf Bestandsanlagen. Dies untergräbt den Vertrauensschutz“, mahnte Axthelm. Stattdessen solle frühzeitig im Verfahrensablauf eine fixe oder mit wirtschaftlich vertretbarer Obergrenze gut kalkulierbare Einführung von Netzentgelten kommen. Die Risikominimierung verbessere Finanzierungskonditionen und führe zu einer Kostensenkung, wie auch Banken inzwischen in ihren Stellungnahmen äußerten.
Abschließend verwies Axthelm auf den Zeitdruck für die anstehenden Gesetze vor der parlamentarischen Sommerpause ab 6. Juli 2026. Nach der Sommerpause finden im September drei Landtagswahlen statt, was Bundespolitik verzögere.
60 neue Windturbinen in der Nordsee genehmigt
Quelle: Shutterstock / Thampapon
WINDKRAFT OFFSHORE. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie hat zwei Windparks der Nordseecluster B von RWE mit 60 neuen Turbinen genehmigt. Der Bau soll ab Frühjahr 2027 beginnen.
Am 27. März hat das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) die Plangenehmigungen für die Offshore-Windparks NC 3 und NC 4 erteilt. Die Genehmigungen gingen an die Nordseecluster B GmbH & Co. KG, eine Projektgesellschaft des RWE-Konzerns. Sie will beide Windparks bauen und betreiben. Mit der Entscheidung kann die zweite Ausbaustufe des Nordseeclusters mit einer Gesamtleistung von 900 MW realisiert werden.
Die beiden Windparks entstehen in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone der Nordsee nördlich der ostfriesischen Inseln. NC 3 umfasst 28 Anlagen, NC 4 weitere 32 Turbinen, verteilt auf eine Fläche von insgesamt 62 Quadratkilometern. Die Standorte liegen rund 46 Kilometer von Borkum und etwa 34 Kilometer von Norderney entfernt. Jede Anlage liefert 15 MW Leistung.
Beschleunigtes Verfahren umgesetzt
BSH-Präsident Helge Heegewaldt betonte, dass die Genehmigungen zur Versorgungssicherheit beitragen und Deutschlands Unabhängigkeit von fossilen Energieträgern stärken. „Angesichts steigender Energiepreise und geopolitischer Spannungen wird die Energiewende dringlicher. Offshore-Windenergie unterstützt Klimaschutz und Versorgungssicherheit gleichermaßen“, sagte Heegewaldt. Das BSH hatte die Genehmigungen im beschleunigten Verfahren nach der EU-Notfallverordnung erteilt.
Die Offshore-Anlagen werden auf Monopilefundamenten in Wassertiefen von 27 bis 33 Metern errichtet. Die Rotorblätter erreichen einen Durchmesser von 236 Metern, die Gesamthöhe bis zur Rotorblattspitze beträgt 263 Meter. Der erzeugte Strom wird über die Konverterplattform „DolWin Delta“ und das Netzanbindungssystem NOR-3-2 ins Netz eingespeist.
Betriebsbeginn ab 2028
RWE plant den Baustart für Frühjahr 2027, die ersten Anlagen sollen ab dem dritten Quartal 2028 ans Netz gehen. Der kommerzielle Betrieb von Nordseecluster B soll Anfang 2029 beginnen. Das Projekt wird gemeinsam von RWE (51 Prozent) und Norges Bank Investment Management (49 Prozent) getragen. RWE verantwortet den Bau und Betrieb während des gesamten Lebenszyklus.
Die erste Ausbaustufe, Nordseecluster A, umfasst 660 MW und ist bereits im Bau. Die Fertigstellung ist für Anfang 2027 vorgesehen. Zusammen werden die Windparks des Nordseeclusters jährlich rund 6,5 Milliarden kWh Strom erzeugen, der insbesondere der Dekarbonisierung industrieller Kunden dienen soll. Dazu zählt auch Amazon, für das RWE kürzlich einen Stromabnahmevertrag über 110 MW aus dem Nordseecluster B unterzeichnete.
Tobias Keitel, Chief Technology Officer von RWE Offshore Wind, erklärte, dass die Genehmigungen „die Ampeln auf Grün“ gesetzt hätten und der Ausbau der Offshore-Windenergie an der deutschen Küste nun fortgesetzt werden könne. „Mit dem Nordseecluster treibt RWE die Energiewende aktiv voran und stärkt die Versorgungssicherheit“, sagte Keitel. RWE gehöre weltweit zu den führenden Anbietern im Bereich Offshore-Wind und realisiere weitere große Projekte.
Spritpreisregeln im Bundesrat beschlossen
Bundesratsgebäude in Berlin. Quelle: Georg Eble
POLITIK. Der Bundesrat hat in Berlin ein Gesetz gegen steigende Spritpreise gebilligt. Außerdem stimmten die Länder für den verstärkten Windkraftausbau und das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz.
Der Bundesrat hat am 27. März 2026 einen Tag nach dem Bundestag einem Maßnahmenpaket zur Begrenzung der Spritpreise zugestimmt. Damit kann das Gesetz kurzfristig in Kraft treten. Ziel ist es, die Dynamik stark schwankender Preise an Tankstellen einzudämmen und die Marktaufsicht zu stärken vor dem Hintergrund deutlicher Preissteigerungen infolge des Krieges im Nahen Osten.
Kern der Neuregelung ist eine Einschränkung bei Preiserhöhungen: Tankstellen dürfen die Preise künftig nur noch einmal täglich anheben, um 12.00 Uhr. Preissenkungen bleiben jederzeit möglich. Dies soll mehr Transparenz schaffen und kurzfristige Preissprünge reduzieren. Verstöße können mit Bußgeldern von bis zu 100.000 Euro geahndet werden. Die Vorgabe gilt befristet und soll nach einem Jahr überprüft werden.
Zugleich erweitert das Gesetz die Befugnisse des Bundeskartellamts. Unternehmen müssen künftig darlegen, dass deutliche Preissteigerungen durch höhere Kosten gerechtfertigt sind. Damit kehrt sich die Beweislast um. Die Parlamentarische Staatssekretärin im Bundeswirtschaftsministerium Gitta Connemann (CDU) stellte zusätzliche Entlastungen wie eine Anpassung der Pendlerpauschale in Aussicht, lehnte aber umfassende fiskalische Eingriffe ab.
Zusätzliche Maßnahmen gefordert
Mehrere Länder halten die Maßnahmen für unzureichend. Bundesratspräsident Andreas Bovenschulte (SPD) kritisierte, Mineralölkonzerne nutzten ihre Marktmacht und die geopolitische Lage aus. Er forderte zusätzliche Instrumente wie eine Begrenzung der Preise sowie eine Übergewinnsteuer. Eine solche Abgabe solle außergewöhnliche Gewinne abschöpfen und zur Entlastung von Verbrauchern eingesetzt werden.
Saarlands Ministerpräsidentin Anke Rehlinger (SPD) verwies auf staatliche Preisobergrenzen in Luxemburg. Mecklenburg-Vorpommerns Regierungschefin Manuela Schwesig (SPD) warnte laut Bundesrat vor anhaltend hohen Belastungen für Bevölkerung und Wirtschaft. Für weitergehende Maßnahmen wie eine Preisdeckelung oder eine Übergewinnsteuer fand sich im Bundesrat jedoch keine Mehrheit.
Mehrere Länder brachten eine Entschließung ein, die über das beschlossene Gesetz hinausgeht. Darin schlagen sie vor, Übergewinne von Ölkonzernen abzuschöpfen und für Entlastungen sowie strukturelle Reformen zu nutzen. Zudem fordern sie, die Stromsteuer auf das europäische Mindestmaß zu senken und einen Industriestrompreis für energieintensive Unternehmen zügig umzusetzen. Der Antrag wurde zur weiteren Beratung in die Ausschüsse überwiesen.
Darüber hinaus beschloss der Bundesrat eine Initiative zum Ausbau der Windenergie an Land. Laut dem Entschließungsantrag der Länder Bayern und Niedersachsen soll die Bundesregierung schnell Klarheit über die zukünftigen bundesrechtlichen Rahmenbedingungen zum Ausbau der Windenergie an Land schaffen. Ferner fordert die Länderkammer mit einem zukünftigen Förderregime einen wirtschaftlichen Ausbau der Windenergie zu gewährleisten und zusätzliche Ausschreibungsvolumina von 5.000 MW vorzusehen.
Ein Sprecher des Verbands kommunaler Unternehmen (VKU) erklärte, ein beschleunigter Ausbau sei notwendig, um die Energieversorgung resilienter und kosteneffizienter zu gestalten. „Es ist richtig, den Ausbau an Land zu forcieren. Das ist kosteneffizienter als der bisherige starke Fokus auf den viel teureren Ausbau der Offshore-Windkraft“, sagte er. Der Verband fordert zudem, die Stromnetze parallel zu ertüchtigen. Für den Bundesverband Windenergie (BWE) forderte Geschäftsführer Wolfram Axthelm 2.000 MW Windkraft zusätzlich noch dieses Jahr auszuschreiben, weil dies ohne Zustimmung der EU möglich wäre.
Wasserstoffgesetz verabschiedet
Auch das Gesetz zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff (WasserstoffBG) wurde vom Bundesrat bestätigt. Hierzu erklärte die BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae: „Der Weg ist frei für mehr Tempo bei Genehmigungsverfahren für Wasserstoffinfrastrukturen und -anlagen.“ Laut dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft seien aber noch eine baurechtliche Privilegierung für Produktionsanlagen sowie das überragende Öffentliche Interesse für das H2-Kernnetz offen sowie eine einheitliche und abschließende Regelung des Anwendungsbereichs für alle Infrastrukturen und Erleichterung bei naturschutzrechtlichen Ersatzzahlungen.
Als nächsten Schritt forderte Andreae ein zentrales Wasserstoffgesetz, das Erzeugung, Transport, Speicherung, Verteilung und Nachfrage zusammen denkt, Planungssicherheit schafft und Investitionen entlang der gesamten Wertschöpfungskette absichert. Deutschland solle in der EU eine Führungsrolle übernehmen und die im Koalitionsvertrag vereinbarte Wasserstoffallianz zeitnah ins Leben rufen.
Kartellamt prüft Preisaufschläge bei Diesel
Quelle: Pixabay / PlaNet Fox
KRAFTSTOFFMARKT. Steigende Kraftstoffpreise und ein deutlich stärkerer Anstieg bei Diesel prägen den Markt im März. Das Bundeskartellamt untersucht nun auffällige Preisbewegungen im Kraftstoffsektor.
Mit einem neuen Quartalsbericht rückt das Bundeskartellamt die Preisentwicklung an den Tankstellen seit der Iran-Eskalation in den Fokus. Demnach stiegen die Preise an den Tankstellen vom 28. Februar bis zum 25. März deutlich: E5 verteuerte sich in diesem Zeitraum um 27,8 Cent je Liter auf zuletzt 2,122 Euro, E10 auf 2,065 Euro. Diesel legte laut Behörde um 51,4 Cent zu und kostete zuletzt 2,267 Euro je Liter.
Die Markttransparenzstelle der Behörde bildet lediglich arithmetische Mittel aus den Preisen aller gut 14.000 deutschen Tankstellen. Doch auch die mengengewichteten Bundesdurchschnitte, die der EID von zwei Großgesellschaften am 25. März erhalten hat, belaufen sich bei Diesel bei 2,267 Euro beziehungsweise 2,274 Euro je Liter
Im Zentrum des Berichts steht die Frage, warum sich Diesel so stark verteuerte. Das Bundeskartellamt verweist darauf, dass sich die Großhandelspreise bei Diesel in der Krise deutlich vom Rohölpreis gelöst hätten. Bei Benzin sei das in dieser Form nicht zu beobachten. Am 19. März habe die Preissteigerung bei Diesel im Großhandel um rund 25 Cent über der Preissteigerung beim Rohöl gelegen. Allein vom 18. auf den 19. März habe sich diese Entkopplung um 10 Cent erhöht.
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| Der Quartalsbericht der Markttransparenzstelle für Kraftstoffe vom 27. März 2026 (zum Öffnen bitte auf die Grafik klicken) Quelle: Bundeskartellamt |
Die Behörde stuft diese Entwicklung als auffällig ein, legt sich aber noch nicht auf eine Ursache fest. Als mögliche Erklärung nennt sie die Importstruktur. Deutschland exportiere Benzin netto, müsse bei Diesel aber einen erheblichen Teil des Bedarfs über Importe decken. Laut dem Bericht stammt ein relevanter Teil der direkten Dieselimporte aus dem Nahen Osten. Raffinerien könnten ihre Produktion zudem nicht kurzfristig von Benzin auf Diesel umstellen. Ob diese Faktoren den Preisanstieg vollständig erklären, untersucht das Amt nach eigenen Angaben noch.
Rakete-Feder-Effekt nicht belegbar
Auffällig ist aus Sicht des Bundeskartellamts auch, wie schnell sich Preissprünge durch die Handelsstufen bewegen. Einen sogenannten Rakete-Feder-Effekt, bei dem Preise schnell steigen, aber langsamer sinken, kann die Behörde bislang jedoch nicht belegen. Nach einem deutlichen Rückgang des Rohölpreises um den 10. März herum sanken auch die Großhandelspreise. Die Tankstellenpreise gaben mit leichter Verzögerung nach. Wegen der hohen Dynamik sieht das Amt derzeit noch keinen abschließenden Befund.
Im europäischen Vergleich lag Deutschland zu Beginn der Krise zunächst unter den Ländern mit besonders starken Anstiegen. Für den längeren Zeitraum vom 23. Februar bis zum 23. März relativiert das Bundeskartellamt dieses Bild jedoch teilweise. Bei Diesel stieg der Preis in Deutschland laut Bericht um 57,6 Cent je Liter. In Dänemark, den Niederlanden und Schweden hingegen lagen die Zuwächse jeweils bei mehr als 60 Cent. Bei E5 verzeichnete Deutschland einen Anstieg um 31,7 Cent und lag damit etwa auf dem Niveau Tschechiens.
Neue rechtliche Möglichkeiten
Das Amt verweist zudem auf neue rechtliche Möglichkeiten. Auf Grundlage des kürzlich beschlossenen Paragrafen 29a GWB (Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen) will die Behörde prüfen, ob es bei Diesel sowie bei den Ottokraftstoffen E5 und E10 missbräuchliche Preiserhöhungen gab. Präsident Andreas Mundt betont in der Pressemeldung jedoch auch die Grenzen des Instruments. Das Amt könne nicht einfach Preissenkungen anordnen, sondern nur prüfen, ob Preise missbräuchlich überhöht seien.
Zudem soll die Zahl der Preisausschläge an Tankstellen sinken. Hintergrund sind die teils sehr häufigen Preisänderungen im Tagesverlauf, die Verbraucher kaum nachvollziehen können. Grundlage ist ein Gesetzespaket zur Stärkung des Wettbewerbs im Kraftstoffmarkt, das derzeit im Gesetzgebungsverfahren ist. Demnach sollen Preiserhöhungen nur noch um 12 Uhr mittags zulässig sein, Preissenkungen dagegen weiterhin jederzeit.
Das Bundeskartellamt will die Einhaltung dieser Regel mit den Echtzeitdaten der Markttransparenzstelle automatisiert kontrollieren und damit auffällige Preisbewegungen schneller erkennen. Für die Durchsetzung bleiben nach dem Gesetz allerdings die von den Ländern benannten Behörden zuständig, die bei Verstößen einschreiten müssen.
Der zehnseitige „Quartalsbericht der Markttransparenzstelle für Kraftstoffe“ vom 27. März 2026 ist auf der Internetseite des Bundeskartellamts abrufbar.
Deutsch-niederländisches Konsortium für Wasserstoffinfrastruktur in Twente. Quelle: Thyssengas
Grenzleitung für Wasserstoff geplant
WASSERSTOFF. Thyssengas und Cogas vereinbaren in Nordhorn ein T-Stück zur Anbindung der Region Twente an das deutsche Wasserstoff-Kernnetz, um Industriekunden frühzeitig zu versorgen.
Der Dortmunder Fernleitungsnetzbetreiber Thyssengas und der niederländische Verteilnetzbetreiber Cogas haben eine grenzüberschreitende Kooperation zum Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur vereinbart. Laut Thyssengas unterzeichnete Cogas einen Vertrag für ein T-Stück, das an die geplante Wasserstoffleitung zwischen Vlieghuis und Ochtrup angeschlossen werden soll. Damit entsteht erstmals eine Verbindungsoption zwischen einem deutschen Fernleitungsnetzbetreiber und einem niederländischen Verteilnetzbetreiber.
Das T-Stück soll ab 2027 nahe Nordhorn errichtet werden und als Verbindung zu einer bestehenden Erdgasleitung von Cogas dienen. Diese Leitung verläuft von der deutsch-niederländischen Grenze bis in die niederländische Provinz Overijssel und soll künftig für den Transport von Wasserstoff umgestellt werden. Über diese Infrastruktur soll die Region Twente Zugang zum Wasserstoffnetz erhalten, um insbesondere Industrieunternehmen in Enschede, Hengelo und Almelo zu versorgen.
13 Partner in Kooperation
Über die konkrete Infrastruktur hinaus haben insgesamt 13 Partner aus Deutschland und den Niederlanden eine weitergehende Vereinbarung unterzeichnet. Dazu zählen Kommunen aus der Region Twente, Wirtschaftsfördergesellschaften sowie Institutionen wie die Industrie- und Handelskammer Nord Westfalen. Ziel ist laut den Beteiligten der Aufbau einer regionalen Wasserstoffwirtschaft sowie eine stärkere länderübergreifende Zusammenarbeit.
Die Unterzeichnung fand im Twente Safety Campus in Enschede statt. Dort entsteht derzeit unter dem Namen „HyField“ ein Test- und Ausbildungsstandort für Wasserstofftechnologien, der im Sommer 2026 den Betrieb aufnehmen soll. Nach Angaben der Projektpartner soll die Einrichtung Unternehmen und Fachkräfte bei der Einführung von Wasserstoffanwendungen unterstützen.
Die Wasserstoffverbindung
Nach Angaben von Thyssengas ist die Leitung Vlieghuis–Ochtrup Teil des geplanten deutschen Wasserstoff-Kernnetzes. Die rund 53 Kilometer lange Verbindung soll bis Ende 2027 in Betrieb gehen. Derzeit laufen Bauarbeiten zur Umstellung einer bestehenden Erdgasleitung auf den Transport von Wasserstoff. Gleichzeitig ist die Leitung Bestandteil der Initiative GET H2, die den Aufbau einer überregionalen Wasserstoffinfrastruktur verfolgt.
Thyssengas-CEO Stefanie Kesting erklärte laut Unternehmen, dass grenzüberschreitende Partnerschaften entscheidend für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft seien. Cogas-CEO Gerald de Haan betonte, Wasserstoff werde neben erneuerbarem Strom eine wichtige Rolle im Energiesystem übernehmen und zur Versorgungssicherheit beitragen.
Die Nähe der geplanten Leitung zur Grenze ermöglicht nach Unternehmensangaben eine vergleichsweise kurze Anbindung. So soll die Verbindung zwischen dem T-Stück und der bestehenden Cogas-Leitung über eine rund 300 Meter lange Strecke realisiert werden. Dies könne dazu beitragen, den erwarteten Wasserstoffbedarf in der Region Twente frühzeitig zu decken.
Thyssengas mit Hauptsitz in Dortmund betreibt ein rund 4.400 Kilometer langes Gasnetz in Nordrhein-Westfalen und Niedersachsen und gehört zu den deutschen Fernleitungsnetzbetreibern. Das Unternehmen treibt laut eigenen Angaben den Umbau seiner Infrastruktur für den Transport von Wasserstoff voran. Cogas ist ein regionaler Verteilnetzbetreiber in den Niederlanden, der vor allem in der Region Twente tätig ist.
Bau eines vollständig erneuerbaren Nahwärmenetzes beginnt
Quelle: Fotolia
CONTRACTING. In der bayerischen Marktgemeinde Falkenstein startet der Bau eines Nahwärmenetzes. Verantwortlich für den Bau und späteren Betrieb ist die ehemalige Contracting-Tochter der Baywa.
Im März startet die EGC-Tochergesellschaft „Baywa Dienstleistungs GmbH“ (EDL) den Bau eines Nahwärmenetzes in der bayerischen Marktgemeinde Falkenstein, teilte EGC mit. Das Energiekonzept kommt ohne fossile Energieträger aus. Die EDL gehörte viele Jahre zur Baywa AG und wurde Ende 2025 im Zuge der strategischen Neuaufstellung des Konzerns an den Düsseldorfer Energiedienstleister EGC verkauft.
Im Zentrum des neuen Wärmesystems stehen zwei Biomassekessel auf Hackschnitzelbasis mit jeweils 450 kW Leistung, schreibt der Energiedienstleister. Die Anlage werde vollständig regenerativ betrieben – bewusst ohne fossile Spitzenlastkessel. Ergänzend soll die bestehende Wärmeproduktion eines lokalen Forstbetriebs, der Fries Strom- und Wärme GbR, in das Netz integriert werden. Der Betrieb nutzt bereits einen Holzvergaser sowie einen weiteren Biomassekessel.
In der ersten Ausbaustufe sollen mehr als 20 Gebäude an das neue Wärmenetz angeschlossen werden. Darunter Privathaushalte, Gewerbebetriebe sowie kommunale Einrichtungen wie Schule und Rathaus. Über ein intelligentes Leitsystem werden Wärmeerzeugung und -verteilung kontinuierlich an den tatsächlichen Bedarf angepasst.
EGC investiert als Kapitalgeber in die kommunale Wärmewende
„Für Falkenstein ist dieses Projekt ein wichtiger Schritt hin zu einer nachhaltigen und regional verankerten Energieversorgung“, sagte Heike Fries, 1. Bürgermeisterin der Marktgemeinde Falkenstein. „Die Nutzung regionaler Biomasse stärkt nicht nur den Klimaschutz, sondern auch die lokale Wertschöpfung.“
Nach Ansicht der Projektpartner braucht es für erfolgreiche Wärmeprojekte nicht nur politische Unterstützung vor Ort und gezielte Förderung durch den Bund, sondern auch kapitalstarke Partner. Gefördert wird das Projekt über die Bundesförderung effizienter Wärmenetze (BEW).
EGC hat mit dem Erwerb der Baywa EDL ihre Aktivitäten in Bayern erweitert und ist laut eigener Auskunft damit bundesweit in fast allen Regionen vertreten. Das Unternehmen stärkt zugleich sein Angebot im Bereich der Biomasse und ergänzt die bisherigen Schwerpunkte auf Wärmepumpen und Photovoltaik. Besonders die starke Verankerung von Baywa EDL im kommunalen Sektor eröffnet EGC neue Wachstumsperspektiven und Referenzprojekte für weitere Regionen.
EGC ist ein Anbieter von Energiedienstleistungen. Das Unternehmen hat sich darauf spezialisiert, energie- und gebäudetechnische Systeme zu planen und umzusetzen − sowohl im Bestand als auch im Neubau. Auch die Finanzierung, Unterhaltung und der Betrieb von Heizzentralen und Stromversorgungsnetzen bis zur Energielieferung ist Teil des Portfolios. Das Unternehmen betreut bundesweit derzeit mehr als 100 Kunden und rund 1.000 installierte Heizzentralen. Zu den Kunden der EGC zählen private und öffentliche Wohnungsgesellschaften, Immobilieninvestoren wie Versicherungen, Banken und Fondsgesellschaften.
Dresden heizt mit Server-Wärme
Wärmepumpenanlage, die Abwärme der Rechner der TU Dresden in Fernwärme umwandelt. Quelle: Martin Förster
WÄRMENETZ. Abwärme aus Hochleistungsrechnern der TU Dresden speist erstmals das Fernwärmenetz. Für den Versorger „SachsenEnergie“ ein wichtiger Schritt, um die Fernwärme zu dekarbonisieren.
Die Technische Universität Dresden und „SachsenEnergie“ haben in Dresden ein Abwärmeprojekt für die Fernwärme umgesetzt, teilte der Energieversorger am 26. März mit. Drei Großwärmepumpen mit einer Gesamtleistung von 3,9 MW wandeln nun die überflüssige Abwärme der Hochleistungsrechner der Technischen Universität Dresden in Fernwärme um. Dabei entstehen bis zu 24 Millionen kWh Wärme (24.000 MWh) pro Jahr. Verglichen mit einer gasbasierten Wärmeerzeugung vermeidet das Projekt etwa 2.700 Tonnen CO2 pro Jahr.
„Die nachhaltige Nutzung der Abwärme der Hochleistungsrechner der TU Dresden ist beispielgebend dafür, wie wir in Dresden unsere Klimaziele erreichen können: mit maßgeschneiderten, innovativen und pragmatischen Lösungen der Partner vor Ort“, sagte Dresdens Oberbürgermeister Dirk Hilbert.
Kontinuierliche Wärmequelle für das Netz
Das Besondere an der Abwärme des Rechenzentrums der TU Dresden: diese nutzbare Wärme ist ganzjährig verfügbar. „Damit haben wir eine konstant verfügbare Wärmequelle für das Dresdner Fernwärmenetze“, erklärte Axel Cunow, Vorstand der Sachsen Energie. Sachsen Energie betreibt derzeit drei Großwärmepumpenanlagen in Dresden.
Die technische Grundlage bildet ein Rechenzentrum mit Warmwasserkühlung. Diese ermöglicht die Auskopplung von Wärme auf einem Temperaturniveau, das für die Weiterverarbeitung durch Wärmepumpen geeignet ist. Die an den Hochleistungsrechnern entstehende Abwärme wird vom Kühlwasser aufgenommen und mit einer Temperatur von bis zu 55 Grad Celsius zu den Wärmepumpen geleitet. Die drei strombetriebenen Anlagen entziehen dem Wasser die Abwärme und erhöhen deren Temperatur auf rund 90 Grad Celsius. Anschließend wird die Wärme in das umliegende Fernwärmenetz eingespeist.
Die TU Dresden verfolgt das Ziel, bis 2035 treibhausgasneutral zu werden. Die Nutzung der Abwärme aus dem eigenen Rechenzentrum bildet einen Bestandteil dieser Strategie. Das Projekt verbindet den Betrieb der IT-Infrastruktur mit der Wärmeversorgung der Stadt.
Alles auf dem Schirm im Fraunhofer-Leittechniklabor. Quelle: IOSB-AST
Systemische Folgeabschätzung bei Cyberangriffen
IT. Eine Studie im Auftrag der Bundesnetzagentur liefert eine Grundlage, um die Auswirkungen von IT-Sicherheitsvorfällen auf das Energiesystem systemisch zu bewerten.
Das Fraunhofer IOSB-AST hat im Auftrag der Bundesnetzagentur eine Methodik zur systemischen Bewertung von IT-Sicherheitsvorfällen im Energiesystem entwickelt. Ziel der Studie ist es, Sicherheitsmeldungen gemäß der NIS-2-Richtlinie erstmals ganzheitlich hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf die Energieversorgung analysieren zu können, teilt das Fraunhofer-Institut mit.
Bislang ermöglichen Meldungen über das Portal des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik lediglich eine grobe Einschätzung von IT-Sicherheitsvorfällen, heißt es. Eine systemische Bewertung der Folgen für das Energiesystem sei bisher kaum möglich gewesen.
Die Studie beschreibt eine strukturierte Vorgehensweise für die Bundesnetzagentur. Ausgangspunkt seien einheitliche Kommunikationsstrukturen und Datenformate zwischen Netz- und Anlagenbetreibern, Herstellern und Behörden. Darauf aufbauend definiert sie eine Klassifikation von Sicherheitsmeldungen sowie ein dreistufiges, risikobasiertes Bewertungsmodell, so die Experten.
Der Bewertungsprozess umfasse die Schritte Erfassung, Voranalyse und Auswirkungsanalyse. Dabei würden unter anderem Angriffsart, betroffene Akteure sowie systemische und wirtschaftliche Effekte berücksichtigt. Ziel sei eine belastbare Einschätzung der Auswirkungen einzelner Vorfälle auf das Energiesystem als Grundlage für Krisenvorsorge und Gegenmaßnahmen.
Auf nachgelagerte Ebenen von Netzbetreibern übertragbar
Die Methodik orientiert sich nach Angaben des Fraunhofer-Instituts an der „Cyber attack classification scale“ des europäischen Netzbetreiberverbands und nutzt das Marktstammdatenregister als zentrale Datengrundlage. Dessen Qualität und sicherer Zugriff seien entscheidend, um Risiken einzelnen Anlagen zuzuordnen.
„Die Bedeutung der Energieversorgung für das tägliche Leben sowie für essenzielle Daseinsvorsorge-Aspekte, wie jüngst in Berlin deutlich wurde, erfordert eine sorgfältige Beobachtung der Auswirkungen auch von IT-Sicherheitsvorfällen auf die Versorgungssicherheit. Jeder Vorfall, der nicht umgehend analysiert wird, kann gravierende Konsequenzen für die Versorgung nach sich ziehen“, erläuterte der Fraunhofer-Experte Dennis Rösch.
Die entwickelte Methodik soll sich auf nachgelagerte Ebenen von Netzbetreibern übertragen und in operative Prozesse integriert lassen. Perspektivisch sollen Implementierung und Pilotierung durch die Bundesnetzagentur folgen.
H2Sky liefert Ergebnisse für die Luftfahrt
Quelle: Pixabay / Albrecht Fietz
MOBILITÄT. Ein Konsortium unter Aerostack-Führung hat in Dettingen an der Erms ein Brennstoffzellensystem für Flugzeuge erfolgreich demonstriert. Es wurde vom Bundesverkehrsministerium gefördert.
Bundesverkehrsminister Patrick Schnieder (CDU) hat das Verbundprojekt „H2Sky“ bei einer Abschlussveranstaltung am 26. März in Dettingen an der Erms als Beitrag zur Entwicklung eines wasserstoffbasierten Luftverkehrs eingeordnet. Laut dem Bundesministerium für Verkehr (BMV) wurde im Rahmen des Projekts ein Brennstoffzellen-Stack entwickelt, der speziell auf Anforderungen der Luftfahrt ausgelegt ist und im Projektverlauf demonstriert wurde.
Schnieder erklärte, klimafreundliche Mobilität setze sich dort durch, wo Innovationsfähigkeit und wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit zusammenwirken. Wasserstoff komme dabei in der Luftfahrt eine zentrale Rolle zu. Projekte wie H2Sky zeigten, dass technologische Entwicklungen aus Deutschland Fortschritte in Richtung eines emissionsärmeren Flugverkehrs ermöglichen könnten.
26 Millionen Euro Förderung
Das Projekt wurde im Rahmen des Nationalen Innovationsprogramms Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie (NIP) mit rund 26,5 Millionen Euro gefördert. Laut dem BMV gehört H2Sky zu den umfangreicheren Vorhaben zur Entwicklung wasserstoffbasierter Brennstoffzellentechnologien für die Luftfahrt in Deutschland. Ziel war es, einen luftfahrttauglichen Stack zu entwickeln, der insbesondere Anforderungen an Leistungsdichte, Effizienz, Zuverlässigkeit und Lebensdauer erfüllt.
Die Koordination des NIP liegt bei der NOW GmbH, einer bundeseigenen Organisation mit Sitz in Berlin, die Förderprogramme im Bereich nachhaltiger Mobilität und Energie koordiniert. Die Umsetzung erfolgt über den Projektträger Jülich (PtJ), der Forschungs- und Innovationsprojekte betreut. NOW-Geschäftsführerin Dagmar Fehler erklärte, H2Sky zeige, wie Förderprogramme dazu beitragen könnten, Partnerschaften zu stärken und technologische Risiken zu adressieren. Ziel sei es, Entwicklungen bis an die Schwelle der Marktreife zu begleiten.
Weitere Entwicklung notwendig
Die Aerostack GmbH mit Sitz in Dettingen an der Erms ist ein Joint Venture des Luftfahrtkonzerns Airbus und des Automobilzulieferers Elring Klinger. Das Unternehmen entwickelt Brennstoffzellensysteme für die zivile Luftfahrt. Geschäftsführer Andreas Hubert erklärte, im Projekt sei die Technologie gezielt an die Anforderungen der Luftfahrt angepasst und ihr technologischer Reifegrad gesteigert worden. Die Ergebnisse könnten als Grundlage für weitere Entwicklungsschritte dienen.
Neben Aerostack waren mehrere Industrie- und Forschungspartner beteiligt. Dazu zählen die EKPO Fuel Cell Technologies GmbH, ein Anbieter von Brennstoffzellenkomponenten mit Sitz in Dettingen an der Erms, das Forschungsinstitut Hahn-Schickard mit Standorten in Baden-Württemberg sowie das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE in Freiburg. Ebenfalls beteiligt waren die Technische Universität München, das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg sowie die Albert-Ludwigs-Universität Freiburg.
Der Einsatz von Wasserstoff und Brennstoffzellen gilt als Option, um den Verkehrssektor langfristig zu defossilisieren. Voraussetzung dafür seien laut dem Konsortium jedoch weitere Entwicklungsschritte sowie der Aufbau entsprechender Infrastruktur und regulatorischer Rahmenbedingungen.
Struktur der Verteilnetzbetreiber in Deutschland nach Stromkreislänge
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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Die Statistik zeigt die Struktur der Verteilnetzbetreiber in Deutschland nach Stromkreislänge im Jahr 2024. Im genannten Jahr betrieb knapp ein Viertel aller deutschen Verteilnetzbetreiber Stromnetze mit einer Länge zwischen 501 und 1.000 Kilometern.
Quelle: Amprion
Allianz investiert ins deutsche Stromnetz
STROMNETZ. Allianz Global Investors erwirbt im Auftrag von Allianz-Gesellschaften Anteile an Amprion über die Talanx-Struktur. Beide Partner planen umfangreiche Investitionen in den Netzausbau.
Allianz Global Investors (AllianzGI) übernimmt im Auftrag von Allianz-Versicherungsgesellschaften sowie des Allianz European Infrastructure Fund II einen „mittelbaren Anteil“ an dem Übertragungsnetzbetreiber Amprion, teilte die Allianz mit.
Verkäufer ist die Talanx, die über die Beteiligungsgesellschaft M31 weiterhin an Amprion beteiligt bleibt.
Verkäufer ist die Talanx, die über die Beteiligungsgesellschaft M31 weiterhin an Amprion beteiligt bleibt.
Die Transaktion soll die bestehende Investorenstruktur stärken. M31 hält bislang 74,9 Prozent an Amprion. Allianz und Talanx wollen sich damit gemeinsam als langfristige Kapitalgeber für den Ausbau der Netzinfrastruktur positionieren. „Langfristige Infrastrukturinvestitionen sind ein wesentlicher Baustein unserer Anlagestrategie“, teilte Mario Skoric, Chief Executive Officer bei Allianz Investment Management, dazu mit. „Gerade im Zuge der Energiewende gewinnen Stromnetze als Rückgrat eines dekarbonisierten Energiesystems weiter an Bedeutung.“
Netzausbau erfordert steigende Investitionen
Amprion betreibt ein Höchstspannungsnetz mit einer Länge von rund 11.000 Kilometern und versorgt etwa 29 Millionen Menschen in Deutschland. In den kommenden Jahren plant das Unternehmen den Neubau und die Verstärkung von rund 9.300 Kilometern an Leitungen. Diese Maßnahmen zielen auf den Anschluss zusätzlicher Erzeugungskapazitäten aus erneuerbaren Energien sowie auf den Transport von Strom über größere Distanzen. Der Investitionsbedarf im Übertragungsnetz steigt laut Amprion damit deutlich an.
Mit dem Einstieg baut Allianz zugleich ihr Engagement im Bereich Energieinfrastruktur weiter aus. Allianz Global Investors agiert dabei als Kapitalverwalter für verschiedene Allianz-Einheiten sowie institutionelle Fonds. Auch Talanx verfolgt eine langfristige Strategie im Infrastrukturbereich. Beide Partner adressieren mit der Beteiligung stabile Cashflows und regulierte Renditen. Gleichzeitig sichern sie sich Zugang zu einem zentralen Segment der Energiewirtschaft.
Der Vollzug der Transaktion soll im zweiten Quartal 2026 erfolgen.
Reutlingen sichert Stadtwerken langfristige Finanzierung
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
WIRTSCHAFT. Der Gemeinderat Reutlingen stellt den Stadtwerken über zehn Jahre 180 Millionen Euro bereit. Das Darlehen soll Investitionen von mehr als 1 Milliarde Euro absichern.
Der Gemeinderat der Stadt Reutlingen hat die finanzielle Grundlage für die anstehenden Investitionen der Stadtwerke neu justiert, teilte der Versorger am 27. März mit. Über einen Zeitraum von bis zu zehn Jahren stellt die Kommune jährlich 18 Millionen Euro in Form eines verzinslichen Gesellschafterdarlehens bereit. Das Gesamtvolumen beträgt 180 Millionen Euro. Ziel ist es, die Eigenkapitalbasis der Stadtwerke-Gruppe zu stärken und deren Finanzierungsspielraum zu erweitern.
„Der Beschluss ist weit mehr als ein reiner Finanzierungsbeschluss. Er schafft die Voraussetzung, um den Netz- und Infrastrukturausbau so voranzutreiben, dass Reutlingen die Energiewende vor Ort verlässlich und mit kommunaler Gestaltungskraft umsetzen kann“, sagt Oberbürgermeister Thomas Keck. Die Kommune wolle damit den Netz- und Infrastrukturausbau so vorantreiben, dass die Umsetzung der Energiewende auf lokaler Ebene langfristig abgesichert bleibt.
Investitionsprogramm von über einer Milliarde Euro
Die Stadtwerke Reutlingen stehen vor einem umfassenden Investitionsprogramm. In den kommenden zehn Jahren sollen rund 1,05 Milliarden Euro in Netze und Infrastruktur fließen. Der Fokus liegt auf dem Ausbau und der Modernisierung der Stromnetze sowie auf der Dekarbonisierung der Wärmenetze. Hinzu kommen Investitionen in digitale Steuerungssysteme, Messinfrastruktur und die Voraussetzungen für Elektromobilität.
Nach Angaben der Stadt unterstützt die gewählte Finanzierungsstruktur die langfristige Sicherstellung dieser Maßnahmen. Finanz- und Wirtschaftsbürgermeister Roland Wintzen verweist auf die Rolle der Finanzierungsinstrumente, um kommunale Versorgungsaufgaben unter den aktuellen Rahmenbedingungen zu gewährleisten. Das Gesellschafterdarlehen ermögliche es, Investitionen zu bündeln und gleichzeitig den kommunalen Einfluss auf die Infrastrukturentwicklung zu erhalten.
Planungssicherheit und strukturelle Herausforderungen
Die Stadtwerke bewerten den Beschluss als Grundlage für eine verlässliche Investitionsplanung. Die Transformation der Energieversorgung erfordere einen langfristig angelegten Umbauprozess mit entsprechend stabilen Finanzierungsstrukturen. Das Darlehen schafft aus Sicht des Unternehmens die notwendige Planungssicherheit, um Projekte kontinuierlich umzusetzen.
Gleichzeitig verweist das Unternehmen auf bestehende strukturelle Herausforderungen. Genehmigungsverfahren, Förderbedingungen und die Verfügbarkeit von Fachkräften und Materialien beeinflussen weiterhin die Umsetzungsgeschwindigkeit. Vor diesem Hintergrund gewinnt die finanzielle Absicherung kommunaler Unternehmen an Bedeutung.
Mit dem Beschluss positioniert sich die Stadt Reutlingen auch im Kontext der bundesweiten Debatte um die Finanzierung der Energiewende. Kommunen tragen einen wesentlichen Teil der Umsetzungslast, verfügen jedoch häufig über begrenzte finanzielle Spielräume. Die Stadtwerke begrüßen daher, dass der Beschluss den Finanzierungsbedarf auf kommunaler Ebene ausdrücklich benennt.
Klimaschutzunternehmen suchen neue Vorreiter
Quelle: Netzwerk Klimaschutz-Unternehmen
KLIMASCHUTZ. Bundeswirtschafts- und Umweltministerium sowie die DIHK rufen Unternehmen bundesweit zur Bewerbung für das „Netzwerk Klimaschutz-Unternehmen“ auf. Frist ist der 31. August 2026.
Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE), das Umweltministerium (BMUKN), und die Deutsche Industrie- und Handelskammer (DIHK) haben Unternehmen zur Bewerbung für die Exzellenzinitiative Klimaschutz-Unternehmen aufgerufen. Laut den Initiatoren richtet sich das Angebot an Betriebe aller Größen und Branchen, die Klimaschutz als strategisches Ziel verfolgen. Bewerbungsschluss ist der 31. August 2026.
Die Klimaschutz-Unternehmen bilden ein bundesweites Netzwerk von Betrieben, die Maßnahmen in den Bereichen Klimaschutz, Kreislaufwirtschaft und Klimaanpassung umsetzen. Laut den Initiatoren bringen die Mitglieder praktische Lösungen ein und treiben deren Anwendung im betrieblichen Alltag voran. Ziel sei es, den Austausch zu fördern und Erfahrungen zwischen den Unternehmen zu teilen.
Praxislösungen im Angebot
Nach Angaben der Initiative profitieren Mitglieder vom strukturierten Wissenstransfer und vom Zugang zu erprobten Praxislösungen. Zudem sollen gemeinsame Impulse für Innovationen entstehen. Unternehmen, die in Energie- und Ressourceneffizienz sowie in neue Geschäftsmodelle investieren, stärken laut den Initiatoren ihre Wettbewerbsfähigkeit sowohl national als auch international. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) erklärte: „Die Mitgliedsunternehmen zeigen, dass sich wirtschaftlicher Erfolg und Energieeffizienzmaßnahmen verbinden lassen.“ Klimaschutz sei dann erfolgreich, wenn Unternehmen aus eigenem wirtschaftlichem Antrieb Maßnahmen zur Dekarbonisierung vorantreiben. Der Austausch innerhalb des Netzwerks unterstütze diesen Prozess.
Klimaschutz und wirtschaftliche Modernisierung erforderten das Zusammenspiel von Politik, Wirtschaft und Gesellschaft, betonte Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD). „Unternehmen entwickeln zunehmend Lösungen, die Ressourcen schonen, Treibhausgase reduzieren und Energie fossilfrei erzeugen“, sagte er. Eine wachsende Zahl von Klimaschutz-Unternehmen könne dazu beitragen, diese Entwicklung zu verstetigen.
Netzwerk für Ideentransfer
Auch die DIHK hebt die Bedeutung des Netzwerks hervor. DIHK-Präsident Peter Adrian erklärte, Unternehmen könnten durch nachhaltige Technologien und effiziente Prozesse ihre Zukunftsfähigkeit stärken. Das Netzwerk biete dafür einen Rahmen für Austausch und Orientierung.
Der Verein Klimaschutz-Unternehmen e. V., der das Netzwerk organisiert, sieht den Schwerpunkt im Austausch konkreter Praxisbeispiele. Vorstandsvorsitzender Jörg Schmidt erklärte: „Unternehmen teilen darin erprobte Lösungen für den betrieblichen Klimaschutz.“ Dieser Austausch auf Augenhöhe beschleunige laut Schmidt den Weg zur Klimaneutralität und unterstütze die Innovationsfähigkeit der Mitglieder.
Das Bewerbungsverfahren startet mit einem Online-Check, der Unternehmen eine erste Einschätzung ermöglicht. Im Anschluss entscheidet ein Beirat über die Aufnahme. Neue Mitglieder werden nach Angaben der Initiative im Rahmen einer öffentlichen Veranstaltung aufgenommen und von BMWE, Umweltministerium und DIHK ausgezeichnet.
Das Bewerbungsverfahren und der Online Check stehen im Internet bereit.
Uniper und Stadtwerke Wolfenbüttel schließen PPA
Quelle: Fotolia / Mellimage
WIRTSCHAFT. Der Energiekonzern Uniper und die Stadtwerke Wolfenbüttel haben einen langfristigen Liefervertrag für Strom aus Onshore-Windkraftanlagen unterzeichnet.
Das Power Purchase Agreement (PPA) sieht vor, dass die Stadtwerke 100 Prozent der Stromerzeugung aus einem niedersächsischen Windpark erhalten. Damit werde ein nachhaltiger Weiterbetrieb ausgeförderter Post-EEG-Anlagen ermöglicht, heißt es in einer Mitteilung von Uniper.
Das PPA umfasst nach Unternehmensangaben eine jährliche Liefermenge von rund 9 Millionen kWh Windstrom und soll damit etwa 15 Prozent des Produktkunden-Portfolios der Stadtwerke abdecken. Die Lieferung startete Anfang dieses Jahres.
„Die Zusammenarbeit unterstreicht unsere Funktion als verlässlicher Energielieferant, indem wir unseren Kunden CO2-neutralen Strom anbieten und unsere Positionierung im Sinne der Nachhaltigkeit noch weiter stärken“, kommentiert Vera Steiner, kaufmännische Geschäftsführerin des kommunalen Unternehmens.
Andreas Gemballa, Geschäftsführer bei Uniper Energy Sales, verweist auf den Pay-as-Forecasted-Ansatz in der Vereinbarung: „Die Abrechnung erfolgt auf Basis der prognostizierten Produktion – das reduziert Risiken, erhöht die Planbarkeit und senkt den operativen Aufwand.“
SMA mit deutlichem Ergebnisrückgang
Quelle: Fotolia / Eisenhans
BILANZ. SMA Solar Technology weist für das Geschäftsjahr 2025 ein Ergebnis vor Zinsen und Steuern von minus 188 Millionen Euro aus.
Der Konzernumsatz der SMA Solar Technology AG sank im vergangenen Jahr nach Angaben des Unternehmens um 0,9 Prozent auf 1.516 Millionen Euro. Das operative Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (Ebitda) vor Einmaleffekten ging laut Mitteilung auf 106,6 Millionen Euro zurück (2024: 147,5 Millionen Euro). Einschließlich Einmaleffekten belief sich das Ebitda auf minus 65,4 Millionen Euro. Wesentliche Belastungen resultierten aus Wertminderungen, Rückstellungen sowie Aufwendungen im Zusammenhang mit dem Restrukturierungs- und Transformationsprogramm, teilte SMA am 26. März mit.
Das Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Ebit) rutschte mit 188,2 Millionen Euro ins Minus (2024: minus 93,1 Millionen Euro). Das operative Ebit vor Einmaleffekten verringerte sich auf 54,3 Millionen Euro (2024: 96,9 Millionen Euro).
Im Segment „Large Scale & Project Solutions“ stieg der Umsatz um 7,9 Prozent auf 1.268,8 Millionen Euro. Treiber seien unter anderem Netzstabilisierungsprojekte sowie ein hoher Auftragsbestand zu Jahresbeginn gewesen, heißt es. Das Ebit erreichte 210,8 Millionen Euro.
Höhere Nettoliquidität, stabiler Auftragsbestand
Im Segment „Home & Business Solutions“ ergab sich ein Umsatzrückgang auf 247,2 Millionen Euro (2024: 354,1 Millionen Euro). Ausschlaggebend für die Entwicklung waren SMA zufolge sinkende Preise infolge intensiven Wettbewerbs sowie eine gedämpfte Nachfrage. Das Ebit verschlechterte sich auf minus 375,6 Millionen Euro (2024: minus 315 Millionen Euro).
Der Free Cashflow stieg nach Unternehmensangaben auf 109,7 Millionen Euro (2024: minus 184,1 Millionen Euro), die Nettoliquidität auf 176,4 Millionen Euro (31. Dezember 2024: 84,2 Millionen Euro). Der Auftragsbestand lag mit 1.352 Millionen Euro nahezu auf Vorjahresniveau, so SMA.
Für das Geschäftsjahr 2026 bestätigte der Vorstand eine Umsatzprognose von 1.475 bis 1.675 Millionen Euro sowie ein Ebitda zwischen 50 und 180 Millionen Euro.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Trump-Signale halten Energiemärkte in der Schwebe
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Uneinheitlich haben sich am Freitag die Energiemärkte präsentiert. Öl und Kohle legten zu, CO2 zeigte sich wenig verändert, uneinheitlich notierten Gas und Strom. Von den Schlagzeilen über den Irankrieg gehen gemischte Signale aus. Einerseits hat US-Präsident Donald Trump die Angriffe auf den iranischen Energiesektor erneut ausgesetzt. Diesmal bis zum 6. April. Andererseits zieht Trump in großem Umfang Bodentruppen in der Region zusammen, die für eine weitere Eskalation des Krieges bereitstehen. Grundsätzlich dürfte die Tendenz an den Märkten eher bearish sein. Das trifft auch für die Aktienmärkte zu. Nach den deutlichen Vortagesverlusten geht es im Frühhandel am Freitag an der Wall Street weiter nach unten. Die Entwicklung ist weiter eng gekoppelt mit dem Krieg und den Ölpreisen, die wieder steigen. Die Unsicherheit über den Fortgang des Krieges nimmt Händlern zufolge aktuell eher zu.
Strom: Uneinheitlich mit schwachen Umsätzen hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. Der Montag wurde im Base mit 72 Euro je Megawattstunde gesehen. Die Börsennotiz betrug 71,65 Euro je Megawattstunde. Am Donnerstag mussten für den Freitag selbst im außerbörslichen Handel 118,75 Euro in der Grundlast gezahlt werden. Händler führten den Preisrückgang von Freitag auf Montag auf die höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung zurück, die für den ersten Tag der neuen Arbeitswoche erwartet wird. Laut den Meteorologen von Eurowind sollen sich die Beiträge von Wind und Solar am Montag auf 38,1 Gigawatt belaufen gegenüber 22,5 Gigawatt am Freitag. An den Folgetagen dürften die Beiträge von Wind und Solar allerdings bis auf rund 20 Gigawatt zurückgehen.
Am langen Ende verlor das Frontjahr 0,60 auf 97,10 Euro.
CO2: Wenig verändert haben sich die CO2-Preise zum Wochenausgang präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.44 Uhr 0,05 auf 71,70 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 16,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 72,47 Euro, das Tief bei 71,11 Euro. Vor dem Wochenende dürften sich viele Anleger zurückgehalten haben, zumal sich der Irankrieg auch auf den CO2-Markt auswirkt.
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Freitag uneinheitlich gezeigt. Bis gegen 14.40 Uhr verlor der Frontmonat April am niederländischen TTF um 0,525 auf 54,975 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead dagegen um 1,000 auf 57,225 Euro je Megawattstunde nach oben.
Betriebsstörungen bei wichtigen LNG-Anlagen am Golf verschärften den Wettbewerb um Lieferungen, hieß es von Analysten. Die Knappheit trete zu einer Zeit auf, in der Europa eine stabile Versorgung benötigt, um die vor dem kommenden Winter erschöpften Lagerbestände wieder aufzufüllen. „Die Lieferungen an europäische Häfen sind seit dem Rekordhoch im Februar deutlich zurückgegangen“, sagten Analysten der ANZ. „Schiffsverfolgungsdaten zeigen, dass die USA nun mehr Lieferungen nach Asien schicken, da Käufer Mengen ersetzen, die normalerweise aus dem Persischen Golf bezogen werden.“
ENERGIEDATEN:
E&M STELLENANZEIGEN
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Stefan Sagmeister (Chefredakteur, CVD print, Büro Herrsching)
Schwerpunkte: Energiehandel, Finanzierung, Consulting
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Korrespondent Brüssel: Tom Weingärnter
Korrespondent Wien: Klaus Fischer
Korrespondent Zürich: Marc Gusewski
Korrespondenten-Kontakt: Kerstin Bergen
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