Jetzt also Katherina Reiche. Erst muss sie sich vorwerfen lassen, die erneuerbaren Energien auszubremsen, weil sie sich um die Kosten und um die Stabilität der Netze sorgt. Also, dass gerade sie davon nichts versteht, kann man der ehemaligen Westenergie-Chefin sicher nicht vorwerfen. Aber dann das: Sie sucht sich gerade „strategische Top-Management-Beratung für die Behördenleitung“. Von außen! Wen wundert es da, dass das Gemaule unter den Ministerialbeamten groß ist, traut ihnen die Chefin offenbar sonst keine Großtaten zu. Sollen sie doch froh sein, dass sie jetzt (noch) weniger arbeiten müssen. 

Worum geht es genau? 9.000 Arbeitsstunden pro Jahr sollen zugekauft werden. Da dürften ein paar Millionen Euro zusammenkommen. Andererseits sind wohl im Ministerium viele Führungsposten unbesetzt, auch in den unteren Etagen soll die Personaldecke eher dünn sein. Das wiederum muss nicht zwangsläufig mit der vielfach vermuteten Unbeliebtheit der obersten Chefin bei ihren Mitarbeitern zu tun haben.

Was auch auffällt: dass die als detailversessen bekannte Reiche für eine sehr genaue Definition der ausgeschriebenen externen Leistung gesorgt hat. Dazu gehören Organisationsgestaltung, Prozesssteuerung, Effizienzgewinne, Vorhabenplanung und Unterstützung bei der Bearbeitung prioritärer Themenfelder wie industrielle Transformation, wirtschaftliche Resilienz, Rohstoffsicherheit und Zukunftstechnologien. Also eigentlich alles, was interessant und wichtig ist.

Leidenschaftlicher Disput

Laut dem Spiegel, der zuerst über Reiches umstrittene Pläne berichtet hatte, trifft die Aktion in der Belegschaft des Ministeriums auf reichlich Unverständnis. Die ausgeschriebenen Anforderungen würden das „Herzstück der Verwaltung“ betreffen, heißt es da etwa, von mangelndem Vertrauen in die Expertise der eigenen Belegschaft ist die Rede und davon, dass „Denken ausgelagert wird“. Dass es dazu auch andere Ansichten gibt, liegt auf der Hand. Da ist die Rede von verkrusteten Strukturen in der Behörde, von fehlender Reformbereitschaft und von einem Mangel an neuen und frischen Ideen.

Auch auf den Karriereplattformen wird das Thema selbstverständlich leidenschaftlich diskutiert. Ein vielfach angeführtes Argument: Das Personal, das uns durch die größte Energiekrise gebracht und unter einem Minister Robert Habeck hervorragende Arbeit geleistet hat, soll es nicht können? Wobei die Diskussion beim Stichwort Habeck ganz automatisch auf den Namen Reiche zurückkommt und zur Frage, ob das eigentliche Problem des Ministeriums nicht seine oberste Spitze ist und diese nicht das Kernproblem darstellt, das ausgelagert gehört.

Oder ob Reiche die Ja-Sager in den eigenen Reihen vermisst, wenn es um das Stutzen der Erneuerbaren zugunsten fossiler Energien geht, denen der Umweltgedanke wichtig ist und die nicht Tag und Nacht auf Abruf sind, wenn die Ministerin mal wieder etwas ganz genau wissen will.

Das Programm umfasst drei Förderbereiche: Antragsberechtigt sind erstens Wohnungseigentümergemeinschaften (WEG), zweitens kleine und mittlere Unternehmen (KMU) und Eigentümer von Mehrfamilienhäusern und drittens Wohnungsbaugesellschaften und Immobilienunternehmen mit größerem Wohnungsbestand. Auf der Internetseite zum Programm liefert ein „QuickCheck“ eine erste Einschätzung, ob ein Vorhaben grundsätzlich förderfähig ist.

Für WEG sowie für KMU und vermietende Privateigentümer gilt ein Verfahren nach Eingang der Anträge. Die Frist läuft vom 15. April 2026 bis zum 10. November 2026. Auf der Programmseite wird dieses Verfahren ausdrücklich als „First come, first served“ beschrieben. Für Wohnungsbaugesellschaften und Immobilienunternehmen mit großem Bestand läuft die Antragstellung ebenfalls ab dem 15. April, endet aber bereits am 15. Oktober 2026. In diesem Fall erfolgt die Vergabe in einem wettbewerblichen Verfahren.

20 Prozent der Stellplätze müssen vorverkabelt werden

Die Förderung ist an Bedingungen geknüpft. Mindestens 20 Prozent der vorhandenen Stellplätze eines Mehrparteienhauses müssen vorverkabelt werden. Zudem müssen mindestens sechs Stellplätze elektrifiziert werden. Die Ladeleistung pro Ladepunkt darf höchstens 22 kW betragen. Der Förderbetrag liegt bei bis zu 1.300 Euro je Stellplatz ohne installierte Wallbox, bei bis zu 1.500 Euro mit Wallbox und bei bis zu 2.000 Euro für einen Ladepunkt, der bidirektionales Laden unterstützt.

Wer Förderung beantragen will, muss den Antrag online stellen. Die offizielle Anlaufstelle ist die Internetseite „Laden im Mehrparteienhaus“. Dort finden sich Förderaufrufe, FAQ, Download-Bereiche, Kontaktmöglichkeiten und die Weiterleitung zur digitalen Antragstellung. 

Laut Förderaufruf werden sowohl der Antrag als auch später der Verwendungsnachweis über das zugehörige Online-Portal eingereicht. Inhaltlich betreut wird das Programm von der Nationalen Leitstelle Ladeinfrastruktur unter dem Dach der NOW GmbH, umgesetzt wird es durch die Beratungsgesellschaft PWC.

Trotz der pessimistischen Perspektive hat die Mehrheit der Befragten einer Mitteilung von Eon zufolge bislang privat keine Konsequenzen gezogen: Mehr als die Hälfte der Deutschen habe angegeben, seinen Energieverbrauch nicht eingeschränkt zu haben. Auch die Motivation zum Wechsel zur E-Mobilität wird bislang nur wenig befördert: Nur etwa ein Fünftel der Fahrer von Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor denke verstärkt über den Umstieg auf ein Elektroauto nach. Und unter Hausbesitzern mit Gas- oder Ölheizung habe nur weniger als ein Drittel eine erhöhte Bereitschaft gezeigt, auf eine Wärmepumpe umzusteigen. 

Anders sieht es allerdings mit Blick auf strukturelle Veränderungen der Energiewirtschaft aus. Vier von fünf Befragten sprechen sich Eon zufolge für eine stärkere Unabhängigkeit Deutschlands von Energieimporten aus. Mehr als die Hälfte sieht in einer beschleunigten Energiewende einen zentralen Hebel, um diese Abhängigkeit zu reduzieren. 

Grundlage der Ergebnisse ist eine Befragung des Marktforschungsinstituts Civey. Befragt wurden 5.000 Personen aus der Gesamtbevölkerung ab 18 Jahren sowie jeweils 2.500 Autofahrer ohne Elektroantrieb und 2.500 Hausbesitzer ohne Wärmepumpe. Die Ergebnisse wurden gewichtet und weisen eine statistische Fehlertoleranz von 2,7 bis 3,9 Prozentpunkten auf.

Als Hindernis gelten lange und komplexe Genehmigungsverfahren. Laut BDW dauert es im Schnitt rund sieben Jahre, bis Projekte umgesetzt werden können. Dabei bietet Wasserkraft Vorteile für das Energiesystem: Sie liefert stetigen, planbaren und flexibel einsetzbaren Strom und unterstützt damit Netzstabilität und Versorgungssicherheit sowie die Integration erneuerbarer Energien.

Ergänzend werden neue Technologien wie Strömungskraftwerke entwickelt. Das Unternehmen Energyminer hat im Rhein bei St. Goar erste schwimmende Anlagen installiert, die zu einem Verbund ausgebaut werden. Deren Energieausbeute liegt jedoch unter der konventioneller Wasserkraftwerke. Dennoch sieht der Verband darin einen Beitrag zur Energiewende.

Die erste Stelle belegte Oberösterreich mit 3.862 Neuanlagen, was gegenüber 2024 einem Rückgang um 1.391 Stück oder 26,5 Prozent entspricht. An der zweiten Stelle lag Niederösterreich, wo 3.832 Anlagen installiert wurden, um 1.741 Stück oder 31,2 Prozent weniger als 2024. Auf den dritten Platz kam die Steiermark mit 3.160 neuen Pelletheizungen. Zum Vergleich: 2024 waren dort 4.464 Neuanlagen oder 1.304 Stück respektive 29,2 Prozent mehr Pelletheizungen installiert worden. Die wenigsten Neuinstallationen verzeichnete Wien, das zugleich Bundeshauptstadt und Bundesland ist, mit 83 Stück. Schon 2024 hatte die Bundeshauptstadt mit 142 Neuanlagen das österreichweite Schlusslicht gebildet. 

Für heuer rechnet Propellets Austria mit einem weiteren Rückgang der neu installierten Pelletheizungen um rund 11,3 Prozent auf etwa 16.000 Stück. Eine Aufschlüsselung nach Bundesländern legte der Verband nicht vor.

Politischer Deal 

Aus der Pelletbranche hieß es gegenüber der Redaktion, der deutlich schwächere Ausbau erfolge gewissermaßen zwangsläufig, weil erheblich weniger Fördermittel zur Verfügung stünden. In der vorigen Legislaturperiode habe es einen politischen Deal zwischen den damaligen Regierungsparteien, den Konservativen (Österreichische Volkspartei, ÖVP) und den Grünen, gegeben. Die Grünen mit der von ihnen gestellten Energieministerin Leonore Gewessler hätten akzeptiert, in das „Erneuerbare-Wärme-Gesetz“ (EWG) kein fixes Datum für den Ausstieg aus Öl- und Gasheizungen aufzunehmen. Im Gegenzug habe ihnen die ÖVP gleichsam „Fördermittel ohne Ende“ für den freiwilligen Ausstieg zugebilligt. Dies führte dazu, dass der Bund zeitweilig bis zu 75 Prozent der Kosten für den Umstieg eines Haushalts von einer Öl- oder Gasheizung auf eine Pelletanlage übernahm. „Jetzt ist die Gewessler-Zeit zu Ende, der Geldsegen ist vorbei“, konstatierte ein Insider. 

Insgesamt betrachtet, lag Niederösterreich im Jahr 2025 mit 62.347 Stück oder einem Anteil von 27,1 Prozent am österreichweiten Bestand an Pelletheizungen an der Spitze der neun Bundesländer, gefolgt von Oberösterreich mit 51.981 Stück (22,5 Prozent) sowie der Steiermark mit 44.223 Stück (19,2 Prozent). Die wenigsten Pelletheizungen fanden sich mit 2.119 Stück oder 0,9 Prozent in Wien. Für das Jahresende 2026 erwartet Propellets Austria einen österreichweiten Bestand von rund 239.800 Stück. Dies wäre gegenüber 2025 ein Zuwachs um 4,8 Prozent. Zum Vergleich: Von 2023 auf 2024 hatte der Zuwachs 6,8 Prozent betragen.

Demnach lagen die Gradtagszahlen in allen fünf von unserer Redaktion erfassten Großstädten außer in München in der Nähe des Acht-Jahres-Tiefs von 2024 (siehe Chart und Tabelle). Im Vergleich der Messpunkte Berlin-Tempelhof, Essen-Bredeney, Frankfurt am Main, Hamburg-Fuhlsbüttel und München Stadt wies letzterer mit 425 Kelvintagen die höchste Gradtagszahl auf. Sie lag 25,7 Kelvintage unter den Gradtagszahlen vom März 2025 und war auch relativ am weitesten von ihrem Acht-Jahres-Minimum von 340,5 Kelvintagen im März 2024 entfernt. Die anderen Städte überboten ihre Gradtagszahlen von 2024 im März 2026 nur im ein- oder zweistelligen Bereich.

Den geringsten Heizbedarf unter den fünf erfassten Städten wies ­Essen mit 345,7 Kelvintagen auf. Diese Position Essens am unteren Ende ist dieselbe beim Mittelwert der Märzmonate von 2018 bis 2026 und im März mit dem geringsten Heizbedarf im Jahr 2024. Nur im kältesten März dieser Periode, 2018) musste in Essen leicht mehr geheizt werden als in Frankfurt.  

Für Strom aus Onshore-Windkraftanlagen gab es diesen März 7,537 Cent/kWh und damit 1,186 Cent weniger als im Vormonat. Im März 2025 hatte sich ein mengengewichteter Durchschnittserlös von 7,513 Cent/kWh ergeben.

Windkraft auf See gab bei der Pflichtvermarktung im Vergleich zum Februar um 1,459 auf 7,911 Cent/kWh nach. Im März vergangenen Jahres betrug der Marktwert 8,136 Cent/kWh.

Im Gegensatz zu Grünstrom verteuerte sich Graustrom von Februar auf März. Vergangenen Monat war der Spotmarktpreis mit 9,929 Cent/kWh um 0,271 Cent höher als im Vormonat. Vor einem Jahr war der Marktwert in der gleichen Zeit von 12,852 auf 9,473 Cent/kWh gesunken.

Negative Preise an Ostern

Die Zahl der Tage mit negativen Spotmarktpreisen nahm im März zu. An insgesamt 10 Tagen zeigten sich negative Vorzeichen. 139 Viertelstunden-Intervalle brachten Minuspreise. Die Spanne reichte von minus 1,331 bis minus 0,001 Cent/kWh.

Tiefer in den roten Bereich rutschten die Spotmarktpreise über die Ostertage. Am Ostersonntag kostete die Kilowattstunde um 14 Uhr minus 11,453 Cent. Am Montag lag der Preis um 13.45 Uhr bei minus 14,705 Cent/kWh.

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 3,49 und 3,95 Euro/Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.

Insgesamt wurden der Statistik zufolge auf dem deutschen Pkw-Markt im März deutlich mehr Fahrzeuge neu zugelassen als im Vorjahresmonat. Im Vergleich zum März 2025 sei die Zahl der Pkw-Registrierungen um 16 Prozent auf 194.200 gestiegen. Der VDA führt das zum einen auf das schwache Vorjahresniveau, zum anderen aber auf den zusätzlichen Arbeitstag im März zurück. 

Im ersten Quartal summierten sich die Neuzulassungen auf 699.400 Fahrzeuge, ein Plus von 5 Prozent. Im Vergleich zu 2019 liegt der Markt dem VDA zufolge jedoch weiterhin rund 21 Prozent niedriger.

Die Neuzulassungen von Elektrofahrzeugen stiegen im Vergleich zum Vormonat um 46 Prozent auf 100.700 Einheiten. Batterieelektrische Fahrzeuge (BEV) wuchsen um 66 Prozent auf 70.700 Einheiten, Plug-in-Hybride (PHEV) um 13 Prozent auf 30.000 Einheiten. 

Im ersten Quartal wurden insgesamt 235.800 Elektrofahrzeuge neu zugelassen, ein Plus von 33 Prozent. Davon entfielen 159.600 Einheiten auf BEV, was einem Anstieg von 41 Prozent entspricht. PHEV erreichten 76.100 Einheiten und legten um 19 Prozent zu. 

Mehr Produktion, mehr Export

Produziert wurden im März 400.800 Pkw, ein Plus von 3 Prozent gegenüber dem Vorjahresmonat. Auch hier ist der Zuwachs auf den zusätzlichen Arbeitstag zurückzuführen. Im ersten Quartal lag die Produktion mit knapp 1,1 Millionen Einheiten 2 Prozent unter dem Vorjahreswert und 16 Prozent unter dem Niveau von 2019. 

Auch der Export entwickelte sich im März positiv: Mit 310.700 Fahrzeugen lag er 3 Prozent über dem Vorjahresmonat. Im bisherigen Jahresverlauf wurden 799.500 Pkw exportiert, 2 Prozent weniger als im Vorjahr. Gegenüber 2019 ergibt sich ein Rückgang von 18 Prozent. 

Die Auftragseingänge entwickelten sich uneinheitlich. Während die Inlandsbestellungen im März um 7 Prozent zunahmen, gingen die Bestellungen aus dem Ausland um 3 Prozent zurück. Insgesamt lagen die Auftragseingänge damit 2 Prozent unter dem Wert im Vorjahresmonat. Einen Einfluss geopolitischer Entwicklungen auf die aktuellen Zulassungszahlen will der VDA nicht erkennen. Aufgrund des zeitlichen Abstands zwischen Bestellung und Zulassung spiegelten die März-Daten keine kurzfristigen Effekte wider. Mögliche Auswirkungen steigender Energiepreise auf die Nachfrage könnten sich erst im weiteren Jahresverlauf zeigen, schreibt der Verband.

Das rund 16 Meter lange Anlagenteil wurde per Schiff von Schwedt an der Oder (Brandenburg) nach Ludwigshafen (Rheinland-Pfalz) transportiert und anschließend per Schwerlasttransport zur Baustelle am Steamcracker gebracht. Dort wird der sogenannte Plattenfallfilmverdampfer als zentrale Komponente der im Bau befindlichen Wärmepumpe installiert. 

Die Anlage soll Abwärme aus Kühlprozessen eines der beiden Steamcracker am Standort nutzen und in Prozessdampf umwandeln. Der Verdampfer übernimmt dabei die Aufgabe, sauerstofffreien Dampf zu erzeugen, der über das Verbundnetz des Standorts zu den Produktionsanlagen geleitet wird und dort hauptsächlich zur Herstellung von Ameisensäure verwendet werden soll.

Die Wärmepumpe soll BASF zufolge mit Strom aus erneuerbaren Quellen betrieben werden und eine thermische Leistung von rund 50 MW erreichen. Geplant ist eine jährliche Produktion von bis zu 500.000 Tonnen CO2-freiem Dampf. Nach Angaben des Unternehmens könnten dadurch bis zu 98 Prozent der bisherigen Treibhausgasemissionen in diesem Bereich vermieden werden. Dies entspreche einer Einsparung von rund 100.000 Tonnen CO2 pro Jahr. 
 

Der Verdampfer wurde vom österreichischen Unternehmen GIG Karasek konstruiert, das auch für die Errichtung der Gesamtanlage verantwortlich ist. Ein Großteil der Komponenten wurde an die spezifischen Anforderungen des Standorts angepasst. Die Gebäudeinfrastruktur sowie wesentliche Rohrleitungsverbindungen zum Steamcracker sind bereits fertiggestellt.

Bei Temperaturbereichen unter 100 Grad, etwa für Trocknungsprozesse in der Lebensmittelindustrie, rechnet sich die Anschaffung einer Wärmepumpe demnach bereits nach fünf Jahren. Bei Temperaturbedarfen über 100 Grad, etwa für Brennprozesse in Öfen, fallen die Amortisationszeiten aufgrund höherer Investitionskosten und geringerer Effizienzgewinne allerdings länger aus: Hier machen sich die Anschaffungskosten für eine Wärmepumpe oder einen Elektrokessel erst nach mehr als zehn Jahren bezahlt. Gleichzeitig profitieren Unternehmen aber auch hier von deutlich geringeren laufenden Energiekosten. 

Abkehr von fossilen Brennstoffen kommt nur langsam voran

„Gerade für den industriellen Mittelstand ist die Frage nach wirtschaftlich tragfähigen Alternativen zu Erdgas besonders relevant“, sagt Julia Metz, Direktorin von Agora Industrie, und weist darauf hin, dass rund 40 Prozent des industriellen Erdgasbedarfs – bezogen auf die energetische Nutzung – auf den Mittelstand entfallen. Steigende Gaspreise, wie aktuell infolge des Kriegs im Nahen Osten, träfen mittelständische Unternehmen daher besonders stark. Zudem könnten sie Preisschwankungen kaum abfedern. Ein Umstieg von Erdgas auf Strom reduziere nicht nur die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten, sondern senke die Energiekosten.

„Obwohl sich deutsche Mittelständler vielerorts durch innovative Marktführerschaft auszeichnen, geht die Abkehr von fossilen Brennstoffen nur langsam voran. Dabei eröffnet die Elektrifizierung erhebliche Potenziale für Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Klimaschutz – vorausgesetzt, die richtigen politischen Rahmenbedingungen werden geschaffen“, so Metz.

Einen Grund für die Entscheidung gegen die Elektrifizierung der Wärmeprozesse sieht die Studie in der Tatsache, dass die Investitionen über die Lebensdauer zwar zu hohen Kosteneinsparungen führen, Amortisationszeiten von mehr als fünf Jahren aber über dem liegen, was in der Praxis üblicherweise als wirtschaftlich attraktiv bewertet wird. „Hier braucht es eine Politik, die gezielt Anreize schafft – pragmatisch und verlässlich.“

Durch Förderung Investitionsanreize schaffen 

Gezielte Finanzierungs- und Förderangebote könnten hohe Anfangsinvestitionen abfedern, vereinfachte CO2-Differenzverträge das Strom-Erdgas-Preisverhältnis absichern und belastbare Geschäftsmodelle ermöglichen. Gleichzeitig könnten Beratungsangebote vor allem kleinere und mittlere Unternehmen dabei unterstützen, ihre Prozesse flexibler an günstigen Strompreisen auszurichten. Darüber hinaus sind Standardisierung und Skaleneffekte bei Wärmetechnologien wichtig, um Investitionskosten langfristig zu senken. 

Die Studie Mittelstand stärken mit elektrischer Prozesswärme – Chancen für geringere Energiekosten und mehr Resilienz ist online abrufbar. Ein begleitender Expertenworkshop ergänzt die Analyse und ermöglicht eine praxisnahe Bewertung von Chancen, Herausforderungen und der Wirtschaftlichkeit entsprechender Investitionen.

 
Im Jahr 2024 betrug der Netzverlust im gesamten Stromnetz 26,7 TWh, mit 17,4 TWh ging der Großteil auf dem Verteilernetz verloren. Im langfristigen Verlauf jedoch fällt auf, dass der Verlust auf der Übertragungsnetzebene stark anstieg - 2014 betrug er noch rund 6 TWh.

Technisch gesehen sind es vor allem Firewall- und Verschlüsselungstechnologien, mit denen KRITIS-Betreiber die Resilienz ihrer IT- und OT-Netze stärken können. Doch Technologie alleine schafft noch keine Resilienz. Ohne einen ganzheitlichen Sicherheitsansatz und taktische Maßnahmen ist auch die beste Technologie nicht mehr als ein Mittel zum Zweck.

Zu einer ganzheitlichen Vorgehensweise gehört die durchgängige Strukturierung der Netze. Eine ausgereifte Netzwerksegmentierung verhindert Störungen und erschwert Angriffe. Die Segmentierung findet horizontal innerhalb von Anlagen statt und vertikal zwischen den IT-Ebenen und OT-Ebenen. Eine OT-DMZ (Operational Technology Demilitarized Zone) fungiert als Sicherheitsbarriere zwischen dem potenziell angreifbaren IT-Firmennetzwerk und dem kritischen OT-Netzwerk. Mit einer dedizierten OT-DMZ schaffen KRITIS-Betreiber einen kontrollierten Übergabepunkt für Datenflüsse und schieben unkontrollierten Direktverbindungen einen Riegel vor. 

Ein weiterer Schlüsselfaktor, um resiliente IT-Netzwerke aufzubauen, ist die vollständige Transparenz über alle Kommunikationsbeziehungen. Zu wissen, welche Schnittstellen es gibt, ist für eine konsequente Absicherung Pflicht. 

Dazu gehören auch die oft übersehenen Zugänge via Mobilfunk oder temporäre Fernwartungszugänge. Die generelle Regel dabei lautet: Zugriffe sollen nur, wo unbedingt nötig, freigeschaltet werden, und dabei streng authentifiziert und laufend überwacht werden. Zu groß sind die Gefahren, die von dauerhaften und unkontrollierten Zugängen ausgehen.

Redundanzen und Fallback-Prozesse

OT-Systeme müssen so konzipiert werden, dass sie funktionsfähig und die Betreiber handlungsfähig bleiben, auch wenn angrenzende IT-Systeme oder Netzwerksegmente von einem Ausfall betroffen sind. Damit Energieunternehmen im Krisenfall betriebsfähig bleiben, müssen Redundanzen, lokale Betriebsfähigkeit und klar definierte Fallback-Prozesse greifen.

Ein Muss ist in diesem Zusammenhang die Überprüfung und Reduzierung von Abhängigkeiten von nichteuropäischen Herstellern. Auch wenn es kurz- bis mittelfristig unrealistisch ist, sich vollständig von globalen Technologieanbietern zu lösen, sollte das Ziel auf dem Weg zu digitaler Souveränität und Datenhoheit ein möglichst hohes Level an Unabhängigkeit sein, und wann immer möglich, Lösungen aus EU-Ländern favorisiert werden. Ein sinnvoller Ansatz kann dabei auch sein, auf Kooperationen oder Ökosysteme europäischer, vertrauenswürdiger Anbieter zu setzen: Sie bündeln einerseits ihre Innovationskraft und erzeugen Synergien, erfüllen andererseits die europäischen Datenschutz- und Sicherheitsrichtlinien ohne Kompromisse. 

Klare Kommunikationsregeln im Netz gehören ebenfalls ins Pflichtenheft von KRITIS-Betreibern. Getreu dem Minimalprinzip sollen Zugriffe nur dort eingerichtet und erlaubt werden, wo diese für den Betrieb zwingend erforderlich sind, um Angriffsmöglichkeiten auf ein absolutes Minimum zu reduzieren. Die Datenflüsse im Netzwerk müssen gezielt gesteuert, laufend überwacht und, wo möglich, auf einseitige Kommunikation beschränkt werden. 

Neben den genannten Kommunikationsregeln ist die laufende Dokumentation von Netzplänen, Konfigurationsständen und Systemabhängigkeiten entscheidend, um den aktuellen Stand immer parat zu haben. Werden in regelmäßigen Abständen Tests, Überprüfungen und Audits durchgeführt, können Schwachstellen rechtzeitig ausgemacht und die Reaktionsfähigkeit im Ernstfall erhalten werden.

Schließlich gehört zu resilienten IT-/OT-Netzwerken auch die Auseinandersetzung mit neuen Technologien. Vor allem Funkverbindungen und Fernwartungslösungen erfordern zusätzliche Schutzmaßnahmen, da interne Netzwerke darüber von außen potenziell erreichbar sind. 

Im Energiesektor ist die Widerstandsfähigkeit von IT- und OT-Netzwerken von entscheidender Bedeutung. Hierbei erweist sich die Kombination aus sicherer Technologie, einer auf den jeweiligen Ebenen redundant gestalteten IT-Architektur und konsequent umgesetzten Betriebsprozessen als zentral. Letztlich steht das Ziel der kontinuierlichen Aufrechterhaltung des Geschäftsbetriebs an allererster Stelle. 

*Thomas Kirschke, Director Public bei „LANCOM Systems GmbH“
 

Wie es von Engie heißt, betrage die installierte Kälteleistung zunächst 2,8 MW und könne perspektivisch auf bis zu 3,8 MW erweitert werden. Der Lieferbeginn ist für Oktober 2026 vorgesehen. Der Vertrag zwischen den Partnern hat eine Laufzeit von 20 Jahren und enthält eine Option zur Verlängerung um weitere zehn Jahre.

Perspektivisch ist vorgesehen, die im Kühlprozess entstehende Abwärme in eine zentrale Wärmeversorgung auf dem Campus einzubinden, heißt es weiter. Damit könnte ein zusätzlicher Beitrag zur Effizienzsteigerung und Sektorkopplung geleistet werden.

Das Rechenzentrum entsteht auf einem Campus, den der Eigentümer Astaria zu einem Technologie-Standort weiterentwickelt. Nexspace Data Centers wird dort auf einer Fläche von rund 1.800 Quadratmetern sogenannte Colocation-Dienstleistungen anbieten. Dabei stellt der Betreiber Nexspace die Infrastruktur wie Fläche, Stromversorgung, Kühlung, Sicherheit und Netzanbindung bereit, während die Kunden ihre eigene Hardware betreiben und die Kontrolle über Daten und Anwendungen behalten.

Hohe Leistungsnutzungseffizienz

Für den IT-Betrieb wird eine Leistung von 3,4 MW bereitgestellt. Angestrebt wird eine Leistungsnutzungseffizienz (Power Usage Effectiveness, PUE) von 1,2 oder besser. Damit sollen die Anforderungen des Energieeffizienzgesetzes erfüllt werden. Die PUE beschreibt das Verhältnis zwischen dem gesamten Energieverbrauch eines Rechenzentrums und dem Energiebedarf der IT-Systeme.

Konkret bedeutet dieser Wert im vorliegenden Projekt, dass für 1 kWh Strom, die Server und Speichersysteme verbrauchen, insgesamt 1,2 kWh benötigt werden. Die Differenz von 0,2 kWh entfällt auf die technische Infrastruktur wie Kühlung, Stromverteilung und Beleuchtung. Ein PUE-Wert von 1,2 gilt als vergleichsweise effizient, da der Anteil des zusätzlichen Energiebedarfs relativ gering ist.

Nexspace Data Centers mit Sitz in Heidelberg betreibt nach eigenen Angaben Rechenzentren im deutschsprachigen Raum, unter anderem in Heidelberg und Graz. Mit dem Standort in Stuttgart wird das Netzwerk erweitert. Das Unternehmen adressiert vor allem mittelständische Unternehmen, öffentliche Einrichtungen und Betreiber kritischer Infrastrukturen.

„Rechenzentren stellen höchste Anforderungen an Versorgungssicherheit und Energieeffizienz“, sagt Cathrin Lind, Geschäftsbereichsleiterin Energy Solutions bei Engie Deutschland. „Mit diesem Projekt unterstreicht Engie ihre Rolle als verlässlicher Partner für Rechenzentrumsbetreiber, der das Kundenversprechen einer dauerhaft hochverfügbaren und nachhaltigen Kälteversorgung einhält.“

Nachfolger von Peter Lohr als Geschäftsführer sind der bisherige technische Leiter Ulrich Huber sowie der kaufmännische Geschäftsführer Wolfgang Oswald. Wie das Unternehmen mitteilt, werde auch unter der neuen Leitung die „vollständige Versorgung der Kommune Unterföhring mit preiswerter und regenerativer Wärme das Leitziel bleiben“.
 
Als Tochterunternehmen der Gemeinde hatte Geovol 2008 mit den Bohrungen für die Geothermieanlage begonnen, 2014 folgten zwei weitere. Die gewonnene Wärmeenergie versorgt neben Wohngebäuden auch Gewerbebetriebe sowie öffentliche Einrichtungen und sorgt für eine weitgehende Unabhängigkeit der 11.500-Einwohner-Gemeinde im Wärmebereich. Seit 2015 ist durch die geothermische Fernwärme auch eine Klimatisierung möglich. 
 Die Geothermieanlage in Unterföhring gilt als eines der erfolgreichsten Pionierprojekte für erneuerbare Energien im bayerischen Molassebecken, einer für die Geothermie besonders gut nutzbaren Region zwischen Donau und Alpen. Hier zirkuliert im tiefen Untergrund Thermalwasser, das zu Heizzwecken und zum Teil auch zur Stromerzeugung genutzt werden kann. In Unterföhring wird das 93 und 87 Grad heiße Thermalwasser über zwei Bohrungen gefördert, die in Tiefen von rund 2.500 und 2.300 Meter reichen.

Die schon 2012 in Betrieb gegangene Wasserstofftankstelle der OMV in Wien wurde bereits geschlossen, heißt es in dem Bericht der Presse. Vorgesehen sei, auch die Anlagen in Graz, der Landeshauptstadt der Steiermark, und der Tiroler Landeshauptstadt Innsbruck stillzulegen. Gleiches gelte für die beiden Tankstellen in Wiener Neudorf wenige Kilometer südlich von Wien sowie Asten rund sieben Kilometer südöstlich von Linz, der Landeshauptstadt Oberösterreichs.

US-Präsident Donald Trump hatte am Dienstagabend zugestimmt, die Angriffe auf den Iran für zwei Wochen auszusetzen, unter der Bedingung der „sofortigen“ Wiedereröffnung der Straße von Hormus. Über diese wird rund ein Fünftel des weltweiten Öls und Gases transportiert. Er verwies außerdem auf Fortschritte bei einem 10-Punkte-Vorschlag aus Teheran. Verhandlungen über ein dauerhaftes Abkommen sollen am Freitag in Pakistan beginnen. 

Viele Marktteilnehmer zeigten sich zunächst aber nur verhalten optimistisch, da noch Unsicherheit darüber bestehe, wie dauerhaft der Waffenstillstand wirklich ist. 

Strom: Beinahe durchgehend schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch gezeigt. Der Day-ahead verlor im Base 5,50 Euro auf 81,75 Euro je Megawattstunde und im Peak 3,00 Euro auf 52,50 Euro je Megawattstunde.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte den Meteorologen von Eurowind zufolge am Donnerstag mit knapp 31 Gigawatt etwas höher ausfallen als noch am Mittwoch, für den 26,3 Gigawatt in Aussicht gestellt wurden. Bis in die neue Arbeitswoche hinein werden stark schwankende Einspeiseleistungen zwischen 11 und 31 Gigawatt erwartet.

Auch die Strompreise wurden am Mittwoch vom Waffenstillstand und den rückläufigen Öl- und Gaspreisen belastet. Am langen Ende verlor das Strom-Frontjahr um 4,89 Euro auf 89,26 Euro je Megawattstunde.

CO2: Fester haben sich die CO2-Preise am Mittwoch präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr um 0,62 Euro auf 72,13 Euro je Tonne hinzu. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,0 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 73,97 Euro, das Tief bei 71,88 Euro.

Die Analysten von Redshaw Advisors gehen davon aus, dass die geopolitische Situation weiterhin auch für den CO2-Markt der entscheidende Faktor sein wird. Entsprechend sorgte das Erreichen einer temporären Waffenruhe für Erleichterung an den Energiemärkte und für steigende CO2-Preise. Gleichzeitig dürfte jede neue Eskalation in dem Konflikt die CO2-Notierungen auch wieder belasten.

Erdgas: Kräftige Verluste haben die europäischen Gaspreise am Mittwoch verzeichnet. Der Frontmonat Mai am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr 7,425 Euro auf 45,075 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 3,700 Euro auf 46,600 Euro je Megawattstunde nach unten.

Preisdämpfend wirkte auch hier die zweiwöchige Waffenruhe, auf die sich die USA und Iran am Vorabend geeinigt hatten. Analysten weisen jedoch auf die weiterhin bestehenden Risiken für den Gasmarkt hin, die einen stärkeren Rückgang der Preise zunächst verhindern dürften.

So fordert das maritime Sicherheitsunternehmen Vanguard Reeder, die eine Durchquerung der Straße von Hormus planen, weiter zur Vorsicht auf. „Bis die Bedingungen klarer werden, rät Vanguard zur Vorsicht und dazu, alle Durchfahrten im Einzelfall zu prüfen“, so das Unternehmen. „Allen Schiffen wird empfohlen, sich der extremen navigatorischen Gefahren bewusst zu bleiben, die durch Versuche eines Massen-Exodus aus der Meerenge entstehen könnten.“ Zu Beginn dieses Zeitfensters der Waffenruhe sitzen laut Daten des Rohstoff-Informationsdienstes Kpler enorme Frachtmengen im Persischen Golf fest - darunter 132 Millionen Barrel Rohöl und Kondensate.