Der Preis gilt für Emissionen von CBAM-Gütern, die während des betreffenden Quartals in die Union eingeführt werden, wie es in einer Mitteilung der Europäischen Kommission heißt. Jeder vierteljährliche Wert werde als Durchschnitt der Versteigerungsclearingpreise des EU-Emissionshandelssystems (EU-EHS) berechnet. So sei eine faire und kohärente Angleichung an den CO2-Markt der EU sichergestellt. Die Berechnung für das 2. Quartal wird am 6. Juli erwartet. 

In der aktuellen Übergangsphase erfasst der CO2-Grenzausgleichsmechanismus emissionsintensive Grundstoffe wie Zement, Eisen und Stahl, Aluminium, Düngemittel, Strom und Wasserstoff. Zusätzlich fallen auch bestimmte Vorprodukte und weiterverarbeitete Erzeugnisse darunter, darunter Stahlhalbzeuge und ausgewählte Aluminiumprodukte.

Obwohl zugelassene CBAM-Anmelder erst ab Februar 2027 CBAM-Zertifikate erwerben können – für ihre Einfuhren im Jahr 2026 –, beginnt die Kommission bereits jetzt mit der Berechnung. Die frühzeitige Veröffentlichung soll die Transparenz erhöhen, den Interessenträgern rechtzeitig Informationen zur Verfügung stellen und das Risiko inkohärenter oder inoffizieller Preisschätzungen auf dem Markt verringern. 

„Indem die Kommission die Preise im Voraus bereitstellt, legt sie einen klaren und zuverlässigen Bezugspunkt für alle Interessenträger fest, der ihnen bei der Vorausplanung hilft“, heißt es seitens der Kommission. Ab 2027 ist geplant, die Kosten für CBAM-Zertifikate wöchentlich zu berechnen und zu veröffentlichen. Der Schritt markiert den Übergang von der reinen Reporting-Phase in eine Phase mit preislicher Verankerung. Betroffen sind etwa die Sektoren Stahl, Eisen, Aluminium, Wasserstoff, Zement oder Düngemittel.

Aufwendiges Ermittlungsverfahren

Immer wieder in der Diskussion war in der Vergangenheit auf politischer und wirtschaftlicher Ebene die aufwendige Ermittlung der Carbon-Intensität für tausende komplexe Produkte. Industrieverbänden sprachen von einem wirklichkeitsfremden Albtraum. Auch die Zuteilung von Gratiszertifikaten sorgt für anhaltende Diskussionen. Sie soll 2034 auslaufen. 

Erst Anfang April hatte die Europäische Kommission einen Antrag Frankreichs und anderer Länder abgelehnt, CBAM auf importierte Düngemittel auszusetzen. Die Regierungen Frankreichs, Italiens und Kroatiens hatten sich eine Entlastung für Landwirte angesichts hoher Preise gewünscht. Das Thema soll am 13. April erneut diskutiert werden. 

Wenig überrascht über die Höhe des ersten CBAM-Preises zeigten sich Handelsexperten. Der von der Kommission veröffentlichte Wert liegt etwa leicht unter den Erwartungen der Stahlhersteller, wie es aus Branchenkreisen heißt. Er sei durch die rückläufige Volatilität der EUA-Preise gedrückt worden, da das EU-Emissionshandelssystem zunehmend als Faktor für die sinkende industrielle Wettbewerbsfähigkeit der EU auf globaler Ebene positioniert werde.

Ursache dafür seien der Wegfall russischer Pipeline-Lieferungen und die stärkere Diversifizierung der Bezugsquellen. Während der Markt früher stark von langfristigen Importverträgen mit Ölpreisbindung und festen Abnahmemengen geprägt gewesen sei, habe sich das System hin zu einem flexibleren Zusammenspiel verschiedener Beschaffungsinstrumente entwickelt. 

Historisch sorgten stabile Pipelineflüsse dafür, dass im Sommer überschüssige Mengen eingespeichert und im Winter entnommen wurden. Speicher erfüllten damit eine zentrale Ausgleichsfunktion. Zudem wurden sie teilweise von Importeuren wie der russischen Gazprom unabhängig vom Markt betrieben und dienten der technischen Absicherung von Lieferungen. 

Diversifizierte Versorgung

Mit der Energiekrise 2022/2023 änderte sich diese Struktur grundlegend. Der Ausfall russischer Lieferungen machte kurzfristig staatliche Eingriffe erforderlich, darunter verbindliche Füllstandsvorgaben für Gasspeicher und deren Befüllung im staatlichen Auftrag. Parallel wurden LNG-Importkapazitäten aufgebaut und die Gasflüsse im Netz neu ausgerichtet. 

Heute basiert die Versorgung stärker auf LNG-Lieferungen sowie norwegischem Pipeline-Gas. LNG wird derzeit überwiegend kurzfristig am Spotmarkt gehandelt, wodurch sich die Preisstruktur verändert hat: Saisonale Unterschiede zwischen Sommer und Winter sind geringer, gleichzeitig nimmt die Volatilität zu. 

Vor diesem Hintergrund habe sich auch die Funktion der Gasspeicher gewandelt, schreibt die Bundesnetzagentur. Sie dienten nicht mehr primär dem saisonalen Ausgleich, sondern würden gemeinsam mit LNG als Flexibilitätsinstrument eingesetzt. Händler sicherten ihre Lieferverpflichtungen zunehmend über Terminmärkte und kombinierten verschiedene Beschaffungsoptionen. Zugleich sei der Gasverbrauch gesunken, wodurch weniger Speichervolumen benötigt werde.

Vertrauen auf den Markt

„Der Markt kann für die allermeisten Fälle Vorsorge treffen und dies zu konkurrenzfähigen Kosten“, resümiert die Behörde. Ein zu frühes Eingreifen des Staates würde zu höheren Preisen führen, heißt es in dem Blogeintrag unter Verweis auf den Sommer 2025, in dem eine staatliche Verpflichtung zur Einspeicherung höhere Marktpreise hätte verursachen können.

„Tatsächlich haben die Händler die notwendige Menge eingespeichert und haben gleichzeitig von niedrigeren (Spotmarkt-)preisen im Winter 2025/2026 profitiert (zum Teil unter 30 Euro/MWh). In Summe hat der Markt die Versorgungssicherheit zu einem angemessenen Preis sichergestellt.“ 

Die während der Krise eingeführten Füllstandsvorgaben entsprächen demnach zunehmend nicht mehr den Marktgegebenheiten. Staatliche Eingriffe sollten laut Bundesnetzagentur auf Extremsituationen beschränkt bleiben. Auch eine strategische Gasreserve für den Krisenfall, wie sie derzeit diskutiert werde, müsse so ausgestaltet sein, dass sie keine zusätzlichen Preisspitzen verursacht. 

Im vergangenen Winter seien alle Akteure − Lieferanten, Importeure, Speicher- und Netzbetreiber − ihren individuellen Verpflichtungen nachgekommen. „Deshalb haben wir stets betont, dass die Versorgungssicherheit gewährleistet war und ist“, schreibt die Bundesnetzagentur, „Sie ist nur komplexer geworden und man sollte nicht mehr allein auf die Gasspeicher gucken“.

Hinter dem Aufruf versammelt haben sich die Deutsche Unternehmensinitiative Energieeffizienz (Deneff), „AlgorithmWatch“, Bellona, Bits & Bäume, Leitmotiv und das Umweltinstitut München. Sie sehen in den Kriegen, die aktuell in der Ukraine und in Iran geführt werden, eine Bedrohung der Energiesicherheit und einen Treiber der Preise.

Die Deneff wünscht sich vor diesem Hintergrund durch die Gesetzesnovelle einen verlässlichen Rahmen, heißt es in einer Mitteilung. Dieser sei entscheidend, um den Energie-Importbedarf Deutschlands erheblich zu reduzieren, Kosten zu senken und die Wettbewerbsfähigkeit der Wirtschaft zu sichern. Heimische Energiequellen allein reichten aktuell rechnerisch nur bis zum 5. Mai, in der Europäischen Union einen Monat länger.

Der Hebel für Verbesserungen liege in Effizienzsteigerungen. Denn die deutsche Industrie könne darüber etwa 40 Prozent des Endenergiebedarfs einsparen. Und dies ohne Auswirkungen auf die Produktion. Sparen ließen sich so 29 Milliarden Euro pro Jahr.

Die seit Ende 2025 kursierenden Überlegungen der Bundesregierung zum neuen Energieeffizienzgesetz gingen in die falsche Richtung, heißt es in der Mitteilung weiter. Pläne zur Abschaffung der Effizienzziele und Einsparverpflichtungen von Bund und Ländern, Abschwächungen bei Energiemanagementsystemen, bei der Abwärmenutzung und den Effizienzanforderungen für Rechenzentren sorgten bereits jetzt für Planungsunsicherheit und bremsten Investitionen.

Christian Noll, geschäftsführender Deneff-Vorstand, zeigt sich angesichts dieser Entwicklung zunehmend ungeduldig. Energieeffizienz sei kein „Nice to have“, sondern eine zentrale wirtschafts- und sicherheitspolitische Notwendigkeit. „Wir sollten die Bemühungen in Effizienzsteigerung jetzt endlich verdoppeln“, fordert er und verweist dabei auf die wiederholten Mahnungen von Wissenschaft und Fachleuten sowie Beschlüsse der UN-Klimakonferenz von 2023.

Statt der Änderungen fordern die unterzeichnenden Organisationen in ihrem Aufruf eine Beibehaltung des Energieeffizienzgesetzes in der bestehenden Form. Aus ihrer Sicht garantiere nur ein stabiler Regelungsrahmen Investitionen in Milliardenhöhe, die zu den erwünschten Einsparungen von Energie führten.

Konkret pochen die Unterzeichnenden auf

• die Beibehaltung zentraler Regelungen zu Energiemanagementsystemen,
• verlässliche Rahmenbedingungen für Abwärmenutzung,
• ambitionierte und transparente Effizienzanforderungen für Rechenzentren und
• die Verdoppelung des Budgets des Förderprogramms „Energie- und Ressourceneffizienz in der Industrie“ (EEW).

Eigentlich sind sich alle einig: das ETS ist die tragende Säule der europäischen Klimapolitik. Die Emissionen der Kraftwerke und Industrieanlagen, die vom ETS erfasst werden, sind in den letzten 20 Jahren um mehr als die Hälfte zurückgegangen. Ein beispielloser Erfolg – für das Klima. Die Kosten, die der Klimaschutz vor allem für die europäische Industrie verursacht, sind ebenfalls beispiellos.

Während Gas- und Kohleblöcke, die nicht im globalen Wettbewerb stehen, diese Kosten umstandslos an ihre Kunden weiterreichen, bleiben die Hersteller von Industrieprodukten auf diesen Kosten sitzen. Das hat zu einer schleichenden Abwanderung vor allem energieintensiver Branchen aus der EU geführt. Auch deswegen sind die CO2-Emissionen in Europa gesunken. Untersuchungen haben ergeben, dass für 100 in der EU eingesparte Tonnen etwa 30 Tonnen zusätzlich in Drittstaaten ausgestoßen werden.
 
Diese Entwicklung hat zwar nichts mit der aktuellen Verteuerung von Öl und Gas zu tun. Der Preisschub hat jedoch den politischen Druck erhöht, etwas gegen die hohen Energiepreise in der EU zu unternehmen. Die Staats- und Regierungschefs haben die Kommission auf ihrem Gipfel im März mit einer Art Quadratur des Kreises beauftragt: Ihre Vorschläge sollen „den jüngsten Preisspitzen bei importierten fossilen Brennstoffen“ entgegenwirken und dabei alle Kostenkomponenten berücksichtigen. Dazu gehören natürlich die Kosten für Emissionsrechte, auch wenn die Regierungschefs gleichzeitig darauf hinweisen, dass die Preissignale für Investitionen in die Erzeugung emissionsarmer Energien erhalten bleiben sollen.

Klar ist: Der Kohlenstoffpreis ist eine Schraube, an der man politisch drehen kann. Das soll durch eine umfassende Reform des ETS geschehen. Einen Teil hat die Kommission bereits vorgelegt: die Überarbeitung der „Benchmarks“ für die Industrie und die Stärkung der Marktstabilitätsreserve (MSR).

Die Marktstabilitätsreserve

Die MSR wurde 2019 eingeführt, weil der CO2-Preis bis dahin unter 10 Euro pro Tonne geblieben war. Der Anreiz, emissionssparende Investitionen zu tätigen, war entsprechend gering. Um das Überangebot an Zertifikaten zu beseitigen, wurde ein Teil in die MSR eingestellt und später gelöscht. Auf diese Weise wurden dem ETS bislang 3,6 Milliarden Emissionsrechte entzogen.

Der CO2-Preis stieg danach auf mehr als 100 Euro und bewegt sich jetzt zwischen 70 und 80 Euro je Tonne CO2. Das ist deutlich mehr, als man bei der Reform der MSR 2018 anvisiert hatte, als das Klimaziel der EU für 2030 noch bei 40 Prozent lag. Damals ging man davon aus, dass die MSR CO2 auf nur 30 bis 40 Euro verteuern würde.

Die Kommission schlägt jetzt vor, weiter Zertifikate in die MSR einzustellen aber keine mehr zu löschen. Die MSR könne so mit mehr „Feuerkraft“ intervenieren und einem Preisanstieg entgegenwirken. Das sei genau das falsche Signal, sagt der grüne Europaabgeordnete Michael Bloss: „Wer den Emissionshandel jetzt schleift, bestraft alle Vorreiter, die Milliarden in die Transformation investiert haben.“ Der Unionsabgeordnete Peter Liese widerspricht: Der Emissionshandel sei zwar unverzichtbar, aber „in seiner heutigen Ausgestaltung nicht vereinbar mit dem Ziel, die Wettbewerbsfähigkeit europäischer Unternehmen zu sichern“.

Vorerst handelt es sich nur um Symbolpolitik, denn die Regeln, nach denen die MSR eingesetzt wird, bleiben zunächst unverändert. Die Kommission hat aber angekündigt, diese Regeln bis Juli zu prüfen. Die in der MSR vorübergehend stillgelegten Zertifikate könnten dann leichter in den Markt zurückgegeben werden und zu den CO2-Preis senken.

Die Benchmarks

Ein solcher Effekt geht von der Anpassung der „Benchmarks“ nicht aus. Diese legen fest, welche Anlagen dem besten Stand der Technik entsprechen und daher Emissionsrechte gratis erhalten. Damit werden die Betreiber entlastet, die Menge der Zertifikate und damit ihr Preis bleibt aber gleich.

Für die Industrie sichern Gratiszertifikate entscheidend die globale Wettbewerbsfähigkeit. Mit angepassten Benchmarks bleibt jene allerdings bestenfalls gleich.

Was die Kommission bis jetzt vorgelegt hat, geht also an den Erwartungen, die die Mitgliedsstaaten der EU mit der Reform des ETS verbinden, vorbei. Die Vorschläge führen - noch - nicht zu einer Senkung der Energiekosten, weder für Industrie noch für Gewerbe oder Haushalte. Ob es dazu kommt, hängt am Ende davon ab, auf welche MSR-Einsatzregeln man sich verständigt und davon, ob die Kommission bereit ist, das Preissignal für den Klimaschutz zu schwächen.

Die Frist zur Abgabe der Gebote endet aufgrund des Feiertags am 4. Mai 2026. Bis zu diesem Zeitpunkt müssen die Unterlagen am Standort Bonn eingegangen sein. Teilnahmeberechtigt sind Projekte mit Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG), sofern diese bis zum 7. April 2026 erteilt und im Marktstammdatenregister gemeldet wurden. 

Der Höchstwert für Gebote liegt bei 7,25 Cent pro Kilowattstunde. Gebote oberhalb dieses Werts werden vom Verfahren ausgeschlossen. Das Gesamtvolumen der Ausschreibungen für Wind an Land im Jahr 2026 beträgt 10.000 MW und wird gleichmäßig auf vier Termine verteilt. 

Am 31. März hatte die Behörde die Ergebnisse der EEG-Ausschreibung für Windenergie an Land zum Gebotstermin 1. Februar 2026 bekanntgegeben. Nach vorläufigen Zahlen erhielten 439 Gebote einen Zuschlag mit einer Zuschlagsmenge von insgesamt 3.445 MW, bei einem ausgeschriebenen Volumen von 3.445 MW. Die eingereichte Gebotsmenge lag bei 7.858 MW verteilt auf 924 Gebote (wir berichteten).

Mehr Tempo beim Ausbau

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) weist darauf hin, dass es sich damit um die siebte Ausschreibungsrunde für Windenergie an Land mit Überzeichnung in Folge handelte. „Trotz der insgesamt positiven Entwicklung in den vergangenen sechs Ausschreibungsrunden und dem zweithöchsten bisher realisierten Brutto-Zubau von rund 5.200 MW im Jahr 2025 wurde das gesetzliche Zwischenziel für 2024 von 69 Gigawatt installierter Leistung an Windenergieanlagen an Land auch Ende 2025 mit etwa 68,2 GW weiter verfehlt“, schreibt der Verband.

Um das Ziel von 115.000 MW installierter Leistung bis 2030 zu erreichen, sei im Bereich Windenergie an Land eine weitere Beschleunigung des Ausbautempos notwendig – im Mittel auf etwa 9.000 MW Brutto- bzw. rund 7.000 MW Netto-Zubau pro Jahr. Aktuelle Zahlen zu genehmigten und bereits bezuschlagten Windenergieanlagen zeigten, dass dieses Tempo beim Zubau in den nächsten Jahren erreichbar ist.

Grundlage seien 5.714.813 erfasste Solaranlagen, die bis zum 1. Januar 2026 in Betrieb genommen wurden. Daraus wurden alle Solaranlagen mit weniger als 25 kW Bruttoleistung extrahiert. Für die Auswertung wurden laut einer Mitteilung ausschließlich Anlagen natürlicher Personen berücksichtigt.

Die Streichung der Einspeisevergütung sei dem Vorschlag zufolge nur für neuinstallierte Anlagen geplant. Die Analyse zeige jedoch, dass Anlagen über 25 kW für private Eigentümer kaum eine Rolle spielen.

„Zukünftige Betreiber müssen damit potenziell auf mehrere hundert Euro Einnahmen pro Jahr verzichten. Die Direktvermarktung ist als Alternative wirtschaftlich attraktiv, kann aktuell aufgrund fehlender Smart Meter und des hohen bürokratischen Aufwands aber nicht flächendeckend in Anspruch genommen werden. Zu viele Netzbetreiber sowie unterschiedliche Anforderungen machen sie für kleine Anlagen unattraktiv“, sagt Jannis Mischke, Experte für energieeffizientes Wohnen bei Aroundhome.

Wahlkreise der Politiker mit nur wenigen Anlagen

Aus der Untersuchung gehe hervor, dass in Berlin lediglich 0,5 Prozent der Anlagen über der 25-kW-Grenze liegen. Ähnliche Werte zeigen sich demnach in Dresden, Bonn und Wolfenbüttel mit jeweils rund 0,6 Prozent. In Jena, Sankt Augustin und Leipzig seien es etwa 0,8 Prozent, während Duisburg, Potsdam und München knapp 0,9 Prozent erreichen. Weiter vorne landen Bielefeld und Nürnberg mit jeweils 1,8 Prozent sowie Mannheim mit 1,9 Prozent.

Höhere Anteile größerer Anlagen finden sich laut Auswertung eher in kleineren Städten. In Ravensburg würden 7,2 Prozent der Anlagen die Schwelle überschreiten, in Ahlen 6,6 Prozent und in Dorsten 6,4 Prozent. Auch auf Länderebene zeigen sich Unterschiede: Hamburg (1,1 Prozent) und Bremen (1,4 Prozent) weisen niedrige Werte auf, ebenso Sachsen (2,1 Prozent) und das Saarland (2,2 Prozent). Deutlich höher liegen Bayern mit 7,8 Prozent und Schleswig-Holstein mit 6,6 Prozent, Niedersachsen erreicht etwa sechs Prozent.

Die Analyse nimmt zudem die Heimat- und Wahlkreise von Politikern näher unter die Lupe. In Potsdam, dem Wahlkreis der Bundeswirtschaftsministerin, liegen demnach mehr als 99 Prozent der Anlagen unterhalb der Grenze. Im nordrhein-westfälischen Wahlkreis von Bundeskanzler Friedrich Merz (CDU) verfehlten demnach mehr als 95 Prozent der Anlagen den Grenzwert.

Die Analyse zeige, dass selbst in den stärkeren Regionen nur relativ wenige Anlagen die Leistungsgrenze erreichen, welche künftig die Schwelle für die Einspeisevergütung darstellen soll, heißt es in der Mitteilung. Es werde auch deutlich, dass strukturelle Unterschiede mit der Verteilung der Einspeisevergütung einhergehen würden.

Aroundhome ist eine unabhängige Plattform, die Hauseigentümern dabei hilft, die passenden Fachfirmen für ihre Hausprojekte zu finden.

Konkret sind die politischen Beschlüsse für eine Änderung der Gesellschafterstruktur der Weserstadtwerke-Service GmbH (WSS) in Vorbereitung. Die WSS ist seit 2020 und in ihrer aktuellen Form eine gemeinsame Tochter der Gas- und Wasserversorgung Höxter (GWH), NRW, und der Stadtwerke Holzminden (SWH) in Niedersachsen. Neu hinzu kommen soll nun der Wasserverband Ithbörde/Weserbergland (WVIW), ein für drei Samtgemeinden im Landkreis Holzminden in Niedersachsen zuständiges, öffentliches Unternehmen.

GWH und SWH halten bisher jeweils 50 Prozent an der WSS-Gesellschaft, die die kaufmännischen und technischen Angebote in Energie-, Wärme- und Wasserversorgung der beiden Unternehmen bündelt. Vorbehaltlich der Ratsentscheidungen sollen 10 Prozent der WSS an den Wasserverband übergehen.

Die Altgesellschafter würden danach jeweils über 45 Prozent der Anteile verfügen. An der Führung des Unternehmens soll sich nichts ändern: Andreas Brandl ist kaufmännischer, Matthias Bieler technischer Geschäftsführer der WSS.

Das Zusammengehen der Partner soll die Versorgung mit Trinkwasser und die Abwasserentsorgung in der Region neu regeln. Ziel ist es, dass die WSS die Betriebsführung und weitgehend auch das entsprechende Personal des WVIW übernimmt.

An diesen Ideen hat ein gemeinsamer Lenkungskreis in Abstimmung mit den Geschäftsführungen der Unternehmen seit 2024 gearbeitet. In jenem Jahr begann auch die Kooperation von WSS und WVIW im Rahmen von Dienstleistungsverträgen. Die Zusammenarbeit wollen die Beteiligten nun über den Eintritt des WVIW als neuem Gesellschafter vertiefen.

Ein konkreter Zeitpunkt für den Gesellschafterbeitritt stehe aufgrund der ausstehenden formalen Schritte noch nicht fest, so Andreas Brandl auf Anfrage dieser Redaktion. Die Beteiligten versprechen sich nach seiner Darstellung positive Entwicklungen in den Bereichen Effizienz und Qualität durch Synergieeffekte. Angesichts des anhaltenden Fachkräftemangels könnten gebündelte Strukturen und Personalressourcen den Betrieb und die Leistungsfähigkeit der Unternehmen langfristig sichern.

Gegenstand des Urteils war ein Antrag des Landesverwaltungsgerichts Niederösterreich auf Prüfung einer Verordnung der niederösterreichischen Landeshauptstadt St. Pölten. Die Stadt hatte einer Einwohnerin die Errichtung einer PV-Anlage auf dem Dach ihres Hauses untersagt, weil diese vom öffentlichen Raum aus einsehbar wäre.

Laut einem Gutachten des sogenannten „Gestaltungsbeirats“ St. Pöltens würde ihre Errichtung daher dem per Verordnung erlassenen Bebauungsplan der Stadt widersprechen, der unter anderem dem Schutz des Ortsbilds dient. Das fragliche Grundstück befindet sich in einer diesbezüglichen Schutzzone. 

Die Betroffene erhob gegen den Entscheid der Stadt Beschwerde beim Landesverwaltungsgericht Niederösterreich, das sich wiederum an den VfGH wandte. Das Höchstgericht stellt in seinem Urteil klar, dass laut der Niederösterreichischen Bauordnung (NÖ BO) „die Errichtung von Photovoltaikanlagen, die von öffentlichen Verkehrsflächen aus einsehbar sind, im Hinblick auf das Ortsbild der Baubehörde anzuzeigen ist“.

Weder nach der NÖ BO noch nach dem Niederösterreichischen Raumordnungsgesetz (NÖ ROG) bedarf eine solche Anzeige jedoch der Billigung durch ein Gremium wie einen Gestaltungsbeirat. Somit ist die Verordnung der Stadt St. Pölten, die Gegenteiliges festlegt, dem VfGH zufolge gesetzwidrig. 

Laut der Wiener Rechtanwältin Michaela Krömer, die die Beschwerdeführerin vertrat, könnte das Urteil „auch ähnliche Regelungen in anderen Gemeinden zu Fall bringen“. Der VfGH selbst verweist in seinem Urteil auf den Fall der Bauordnung der Salzburger Stadtgemeinde Oberndorf, die er am 19. September 2022 teilweise aufgehoben hatte.

In dieser Causa hatte die Stadt die Errichtung eines Gebäudes wegen einer von ihrem Gestaltungsbeirat festgestellten angeblichen Beeinträchtigung des Ortsbilds untersagt. Von einer PV-Anlage war in der Angelegenheit jedoch nicht die Rede.

Demnach sind die Preise im Terminmarkt im März, die die Referenzpreise für PPA bilden, deutlich für die kommenden Quartale und das Frontjahr 2027 gestiegen. Das lange Ende ist kaum von den geopolitischen Risikoaufschlägen betroffen.

Kaum Auftrieb bei neuer Photovoltaik
 
Für PPA auf neue Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit zehnjähriger Stromlieferung mit einem Lieferstart im April 2026 lag der Preiskorridor im März zwischen 27 und 39 Euro/MWh. Die Preise sind aufgrund der langen PPA-Laufzeit nur ein wenig angestiegen. Der dazu korrespondierende Terminmarkt-Mischpreis im Februar für die betreffende PPA-Laufzeit lag bei circa 75 Euro/MWh.

Deutlicher Anstieg bei altem Wind onshore
 
Für PPA auf bestehende, über 20 Jahre alte, ausgeförderte Windenergieanlagen an Land (Ü20-Anlagen) mit zweijähriger Stromlieferung vom April an ermittelten die Analysten von Enervis eine realistische Schwankungsbreite im März von 53 bis 74 Euro/MWh. Diese hängt neben dem Terminmarkt-Mischpreis von Standort, Anlagentyp und weiteren PPA-Parametern ab. Die PPA-Preisrange liegt somit deutlich oberhalb des Niveaus des Vormonats Februar. PPA mit kurzen Laufzeiten sind somit deutlich stärker von den aktuellen Preissteigerungen an den Handelsmärkten betroffen. 

Laut Hofmann besteht im Tagesgeschäft häufig die Herausforderung, dass Daten aufwendig gesucht, definiert und zwischen Systemen neu ausgetauscht werden müssten. „Diesen manuellen Aufwand möchten wir uns in Zukunft sparen“, sagt er. Der Beitritt sei jedoch nicht nur als Nutzung bestehender Standards gedacht, sondern auch als aktiver Beitrag zu deren Weiterentwicklung. Mit dem Beitritt wolle der Versorger nicht nur passiv vom Standard profitieren, sondern diesen als Mitglied aktiv weiterentwickeln.

Im Zentrum des BO4E-Ansatzes stehen standardisierte Datenmodelle, die als einheitliche Schnittstellen zwischen verschiedenen Software-Anwendungen dienen. Anwendungen mit BO4E-konformen Schnittstellen seien unmittelbar miteinander kompatibel, unabhängig von Anbieter oder Inhalt. Individuelle Programmierungen von Schnittstellen könnten dadurch reduziert werden. Die entwickelten „Business Objects for Energy“ stehen als Open-Source-Angebot zur Verfügung und können von Unternehmen kostenfrei genutzt werden.

Entwicklung der Geschäftsobjekte erfolgt gemeinschaftlich

Mit Medl schließt sich wieder ein kommunales Energieversorgungsunternehmen der Initiative an. Mit dabei sind bislang die Stadtwerke Schwäbisch Hall. Die übrigen der insgesamt 20 Mitglieder – so viele weist die Internetseite der Initiative aktuell aus – sind Beratungshäuser sowie Daten- und IT-Dienstleister. Zu ihnen gehören beispielsweise Items, Kisters, Lynqtech, SIV und Ene’t.

Welche Geschäftsmodelle die Energieversorger für sich auch jenseits des reinen Kilowattstundenverkaufs derzeit und künftig entdecken – sie sind mit großer Sicherheit datenbasiert. Dafür müssen in der Regel neue Prozesse mithilfe neuer Module und Applikationen umgesetzt und mit etablierten Prozessen verzahnt werden. „Genau das ist der Grund, warum die Business Objects for Energy immer mehr an Bedeutung gewinnen“, sagte Peter Martin Schroer in einem früheren Gespräch mit der Redaktion. Der Gründer und ehemalige Geschäftsführer des Software- und Datendienstleisters Ene’t hat im Jahr 2016 die Interessengemeinschaft und Standardisierungsinitiative gestartet.

Aktuell sind 32 Geschäftsobjekte gelistet. Diese reichen von A wie Angebot oder Ausschreibung über M wie Messlokation und P wie Preisblatt bis V wie Vertrag und Z wie Zeitreihe. Dazu gibt es noch eine Vielzahl an Komponenten und Enumerationen, die im BO4E-Archiv hinterlegt sind.

Die Objekte werden „anwendergetrieben“ entwickelt, erläuterte Ene’t-Geschäftsführer Roland Hambach, damals im Gespräch mit Schroer und der Redaktion. Dies bedeute, ein Mitglied des Vereins formuliert seine Anforderungen, auf deren Grundlage dann von einer Arbeitsgemeinschaft die Business Objects erarbeitet werden. Schroer geht nicht davon aus, dass einmal der Punkt erreicht sein werde, an dem alle vorstellbaren Objekte entwickelt sind. „Es wird ein permanenter Prozess bleiben, da sich ja auch der Energiemarkt immer wieder wandelt.“

Am 7. April 2026 hat der letzte Castor das Reaktorgebäude in Richtung Zwischenlager Grohnde verlassen. „Damit ist der radioaktive Kern der Anlage vollständig entfernt – und mit ihm über 99 Prozent der Radioaktivität“, heißt es bei Preussen Elektra. Der frühere Betreiber der Anlage ist auch für den Rückbau verantwortlich. 

„Die Kernbrennstofffreiheit ist ein wichtiger Meilenstein beim Rückbau. Sie bildet die Grundlage für weitere technische und organisatorische Anpassungen“, erklärte dazu Anlagenleiter Jörg Bornemann. „Nun können wir weitere Systeme stillsetzen und demontieren sowie die Schichtbesetzung reduzieren. Ihr wertvolles Fachwissen wird an anderer Stelle dringend gebraucht − beispielsweise für die Zerlegung der Einbauten im Reaktordruckbehälters, die ab Ende dieses Jahres beginnt.“
 
Für dieses wichtige Rückbauvorhaben, so Preussen Elektra, müssen im Bereich des geleerten Brennelement-Lagerbeckens zunächst verschiedene Komponenten und Anlagenteile entfernt werden, um die erforderlichen Lager-, Hantierungs-, Zerlege- und Verpackungsflächen zu schaffen.

Für die Aufnahme der schwach- und mittelradioaktiven Abfälle aus dem Rückbau steht die neu errichtete Transportbereitstellungshalle zur Verfügung. Das Niedersächsische Ministerium für Umwelt, Energie und Klimaschutz hatte die Genehmigung für die Lagerung von radioaktiven Abfällen und Reststoffen dort Anfang April erteilt.
 

 
Laut dem Global Energy Monitor plant und baut China mit großem Abstand die meisten neuen Kohlekraftwerke zur Stromerzeugung. China verfügt bereits die größte installierte Kohlekraftwerksleistung der Welt. Im Juli 2026 waren Kohlekraftwerke mit einer Leistung von rund 257 Gigawatt in Planung und 227 Gigawatt bereits im Bau. Vier weitere asiatische Länder planen neue Kohlekraftwerke. Nur Simbabwe aus Afrika plant ähnlich viele Neubauten wie Bangladesch. In anderen Erdteilen spielt Kohlekraft keine so große Rolle mehr. Dies repräsentiert den Stand vom Juli 2025.

Die Anlagen wurden ursprünglich von der Stromernte GmbH initiiert. Novar erwarb das Portfolio Ende Dezember 2025 und hält 100 Prozent der Anteile. Die weitere Entwicklung erfolgt in Zusammenarbeit mit Stromernte, die mittels eines Entwicklungsdienstleistungsvertrags eingebunden ist. 

Das Vorhaben ist das erste Projekt von Novar in Süddeutschland sowie die erste Mergers-und-Akquisitionen-Transaktion der Novar Germany GmbH. Teile der Flächen liegen entlang von Infrastrukturkorridoren und gelten als privilegiert. 

Neben der Stromerzeugung soll das Projekt zusätzliche Einnahmen für Kommunen und Grundstückseigentümer schaffen. In den kommenden Monaten ist die Vorstellung des Projekts in den betroffenen Gemeinden vorgesehen. 

„Wir freuen uns sehr, unser erstes Großprojekt in Süddeutschland gemeinsam mit unserem lokalen Partner Stromernte zu entwickeln“, sagte Kerim Eraksan, Country Manager Germany bei Novar. „Dieses Projekt zeigt, wie wir starke Entwicklungskompetenz mit vertrauensvollen lokalen Partnerschaften verbinden. Gleichzeitig stärkt es die lokale Wirtschaft und unterstützt die Dekarbonisierungsziele des Landes Baden-Württemberg.“ 

Novar ist nach eigenen Angaben seit mehr als 15 Jahren im Bereich erneuerbarer Energiesysteme tätig und hat mehr als 600 Projekte realisiert. Das Unternehmen ist in den Niederlanden aktiv und hat seine Aktivitäten 2025 auf Frankreich, Schweden und Deutschland ausgeweitet.

Neu beim südthüringischen Versorger in Bad Salzungen ist seit Anfang April Andreas Fuchs (57). Er übernimmt die Aufgaben der kaufmännischen Geschäftsführung, Nager bleibt die Verantwortung für den technischen Part. Seit 2011 war der bisherige Alleingeschäftsführer ohne Vorstandsverstärkung für den Versorger zuständig.

Laut einer Mitteilung des weitgehend kommunal getragenen Unternehmens dient die Erweiterung der Leitungsebene strategischen Zielen. Das Unternehmen reagiere auf den tiefgreifenden Wandel der Energiebranche, so Bürgermeister und Aufsichtsratsvorsitzender Klaus Bohl (Freie Wähler). Mit dem zweiten Mann auf der Kommandobrücke solle es neue Impulse zum Beispiel in den Bereichen Vertrieb, Digitalisierung und Prozessoptimierung geben.

Andreas Fuchs wechselt aus Hessen ins benachbarte Thüringen. Er war bis zuletzt Vertriebsleiter der Gießener Stadtwerke. Im Fokus seiner Arbeit solle stehen, die Werraenergie nachhaltig und modern aufzustellen.

Das Versorgungsunternehmen betrat nach der politischen Wende 1991 den Markt. An etwa 40.000 Abnahmestellen liefert Werraenergie nach eigenen Angaben Erdgas, Strom und Flüssiggas. Es unterhält zwei Standorte – neben Bad Salzungen ist dies Schmalkalden – und beschäftigt etwa 100 Menschen.

Mehrheitsgesellschafter ist die öffentliche Kommunalbeteiligungsgesellschaft mbH (51 Prozent), Partner zudem die Erdgas Westthüringen Beteiligungsgesellschaft mbH (49 Prozent). Sie gehört seit 2017 vollständig der Mainova AG aus Frankfurt.

Laut Stellenausschreibung steht die Chefetage des baden-württembergischen Stadtwerks 27 Beschäftigten vor. Der städtische Eigenbetrieb leistet Dienste in den Bereichen Strom, Wärme und Wasser und unterhält ein Freibad. Haslach selbst regelt auch Verwaltungsaufgaben für vier Umlandgemeinden.

Die kaufmännische Werkleitung ist neu zu vergeben, weil der bisherige Stelleninhaber Steffen Jannek mit Wirkung zum 30. Juni 2026 gekündigt hat. Dies hat Bürgermeister Armin Hansmann (parteilos) gegenüber örtlichen Medien bekannt gegeben. Es wird eine relativ kurze Amtszeit für Jannek werden, da dieser den Posten erst Ende 2022 übernommen hatte.

Die neue Führungskraft wird mit dem technischen Werkleiter Ralf Rösch ein gleichberechtigtes Duo an der Betriebsspitze bilden. Der kaufmännischen Werkleitung obliegt laut Stellenbeschreibung die betriebswirtschaftliche und strategische Führung der Stadtwerke sowie die Verantwortung für die Jahresabschlüsse und Wirtschaftspläne.

Für das Wirtschaftsjahr 2026 geht die Kommune im Erfolgsplan von einem Minus in Höhe von 267.000 Euro aus. Der entsprechende Beschluss des Kommunalparlaments vom 3. März ist im so genannten Bürgerblatt veröffentlicht. Im Liquiditätsplan sind für in diesem Jahr anstehende Investitionen Kreditaufnahmen im Umfang von 1,7 Millionen Euro bewilligt.

Strom: Ganz überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag präsentiert. Der Day-ahead gewann im Base um 38,00 Euro auf 119,75 Euro/MWh hinzu. Im Peak ergab sich ein Plus von 67,75 Euro auf 120,25 Euro/MWh.

Maßgeblich für den Preisanstieg beim Day-ahead war die deutlich geringere Einspeiseleistung der Erneuerbaren, die für den Freitag erwartet wird. Die Meteorologen von Eurowind erwarten nur 25,2 Gigawatt nach 31,6 Gigawatt, die für den Donnerstag in Aussicht gestellt wurden.

Während der Samstag dann noch einmal wind- und sonnenreich ausfallen dürfte, soll es den Meteorologen zufolge am Sonntag und im Verlauf der neuen Arbeitswoche deutlich geringere Einspeiseleistungen geben. Das US-Wettermodell sieht für die kommenden 14 Tage zumeist unterdurchschnittliche Windstrommengen.

Am langen Ende gewann das Cal 27 bis zum Nachmittag 0,99 Euro auf 90,25 Euro/MWh.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag weiter zugelegt. Der Dec 26 gewann bis 13.30 Uhr 0,64 Euro auf 72,31 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 11,1 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 72,54 Euro, das Tief bei 71,30 Euro.

Trotz punktueller, nachrichtengetriebener Ausschläge zeigt sich der CO2-Markt laut den Analysten von Belektron derzeit insgesamt eher abwartend. Den jüngsten CoT-Daten zufolge verharre die Netto-Long-Positionierung der Investmentfonds bereits die dritte Woche in Folge auf unverändertem Niveau. Diese statische Positionierung gehe mit geringerer Liquidität und gedämpfter Volatilität einher und unterstreicht diesen Eindruck, so die Analysten.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Donnerstag wieder nach oben bewegt. Bis 13.30 Uhr gewann der Frontmonat am niederländischen TTF 0,92 Euro auf 46,32 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 1,00 Euro auf 47,35 Euro/MWh nach oben.

Auslöser für den Preisanstieg waren Berichte iranischer Medien sowie erneute Störungen in der Straße von Hormus, die neue Zweifel an dem vereinbarten Waffenstillstand aufkommen ließen und die Sorge um die globale Energieversorgung wieder verstärkten.

Am Mittwoch hatte die Ankündigung eines Waffenstillstands die Gaspreise am TTF kräftig sinken lassen. Die Stimmung drehte jedoch, nachdem die Nachrichtenagentur Tasnim unter Berufung auf informierte Quellen berichtete, der Iran könne sich aus dem von den USA unterstützten Waffenstillstand zurückziehen, sollte Israel die aus iranischer Sicht bestehenden Verstöße im Libanon fortsetzen.

Anna-Kaisa Itkonen, Sprecherin der EU-Kommission, erklärte zudem, die Energiepreiskrise werde „nicht von kurzer Dauer“ sein, selbst wenn der Iran im Zuge des Waffenstillstands die Straße von Hormus wieder öffne. Eine kurzfristige Entspannung in der wichtigen Schifffahrtsroute sei nicht mit einer raschen Rückkehr zu stabilen Energiemärkten gleichzusetzen, so Itkonen.

Die EU-Gasspeicher füllten sich zuletzt laut GIE-Daten wieder leicht auf einen Füllstand von 28,8 Prozent, was jedoch weiterhin deutlich unter dem Vorjahreswert von 35 Prozent sowie dem Fünfjahresdurchschnitt von 41,6 Prozent liegt.