15. April 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
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Inhalt
POLITIK & RECHT
WINDKRAFT: Offshore-Windkraft als Beschäftigungstreiber
WINDKRAFT OFFSHORE: Ausbauziel für Offshore-Windkraft wird wohl verfehlt
TSCHECHIEN: Bleiben Dukovany und Temelin 80 Jahre am Netz?
PHOTOVOLTAIK: Studie sieht gravierende Risiken für Mieterstromprojekte
WÄRMENETZ: Bayern kritisiert lange BEW-Genehmigungszeiten
HANDEL & MARKT
PHOTOVOLTAIK: Prosumer-Initiative für Stadtwerke gestartet
REGENERATIVE: Bund zahlt nächste halbe Milliarde ins EEG-Konto
STATISTIK DES TAGES : Straße von Hormus: pro Tag transportiertes Gas 2020 bis 2025
TECHNIK
ABWÄRME: Düsseldorfer Süden erhält Industrieabwärme
STUDIE: KI und Digitalisierung stehen im Fokus
WÄRME: Wenn eine Wärmepumpe im großen Stil um 100 Grad aufheizt
ELEKTROFAHRZEUGE: Ladepark für Elektro-Busse der Stadtwerke Tübingen
UNTERNEHMEN
BILANZ: Stadtwerke Schwäbisch Gmünd wollen ab 2027 ins Plus
RECHT: Stadtwerke Aalen und Ex-Chef ringen weiter um gütliches Ende
VERTRIEB: Heartbeat AI GmbH will Plattformpartner für Versorger werden
PERSONALIE: Deutsche Wind Guard Systems mit Doppelspitze
TOP-THEMA
Voltaris visiert sechsstellige Einbauzahl beim Smart Meter Rollout an
Quelle: Voltaris
SMART METER.
Der Metering-Dienstleister Voltaris mahnt Messstellenbetreiber, ein besonderes Augenmerk auf das Beschaffungsmanagement beim Smart Meter Rollout zu legen.
Vor wenigen Wochen hat die Bundesnetzagentur die Quartalszahlen zum Stand des Rollouts intelligenter Messsysteme bekannt gegeben. Stichtag war der 31. Dezember 2025 – das Datum, zu dem die grundzuständigen Messstellenbetreiber laut Gesetz mindestens 20 Prozent ihrer Pflichteinbaufälle abgearbeitet haben sollten. Über alle rund 800 Unternehmen betrachtet, lag die Quote bei 23,3 Prozent. „Doch der Rollout geht unterschiedlich voran“, sagte Volker Schirra bei einem Gespräch mit Journalisten.
Während die Großen der Branche weit über 20 Prozent liegen, könnten Schätzungen zufolge etwa 60 Prozent der Messstellenbetreiber – mittlere und vor allem kleinere Unternehmen – die Quote verfehlt haben, so der Geschäftsführer des Metering-Dienstleisters Voltaris.
Das Unternehmen bietet Messstellenbetreibern mit einer Anwendergemeinschaft eine Plattform für den Erfahrungsaustausch beim Smart Meter Rollout. In dieser Form der Kooperation „auf Augenhöhe“ sieht Schirras Geschäftsführerkollege Marcus Höhrhammer eine niederschwellige Option mit zentralem Mehrwert, da sonst meist eine Zusammenarbeit von Stadtwerken nur dann zustande komme, wenn die Unternehmen ihre Kompetenz in einer Gesellschaft bündeln.
Auch die Anwendergemeinschaft mit ihren mittlerweile rund 50 Mitgliedern sei ein Abbild des Marktes, sagte Schirra, auch wenn Voltaris seinen Kunden entlang der gesamten Wertschöpfungskette beratend und mit konkreten On-Boarding-Hilfen zur Seite stehe.
Denn die Herausforderungen, denen sich Messstellenbetreiber im Rollout gegenübersehen, seien immer erheblich. Als Beispiel nannte er die Mobilfunkanbindung der Smart Meter Gateways. Die LTE-Anbindung sei in Kellerräumen, Bestandsgebäuden und allgemein im ländlichen Raum häufig nicht ausreichend. Mittlerweile seien alle Monteure, die für Voltaris im Einsatz sind, mit Pegelmessgeräten ausgestattet, sodass schon vor der Montage feststellbar sei, ob ausreichend Konnektivität vorhanden ist. Im schlimmsten Fall müsse der Monteur nach der Installation des Basiszählers unverrichteter Dinge wieder die Messlokation verlassen.
Technologiemix zur Datenanbindung
Laut Schirra hat es sich gezeigt, dass mit einem Technologiemix aus LTE, Breitband-Powerline und 450-MHz-Netz eine Erfüllungsquote vor Ort bis zu 80 Prozent erreichbar ist. „Dies ist aber nur im Verbund der drei Technologien möglich“, betonte der Voltaris-Geschäftsführer. Wer sich beim Rollout nur auf eine Technologie verlasse, werde die geforderten Quoten am Ende nicht erreichen, prophezeite er.
Ansonsten seien die Montagekapazitäten selbst nach wie vor ein wesentlicher Engpass. Die regulatorischen Unsicherheiten der vergangenen Jahre hätten dazu geführt, dass viele Messstellenbetreiber nur sehr zögerlich entsprechende Kapazitäten aufgebaut oder sich vertraglich gesichert hätten. Das eigene Unternehmen sieht der Voltaris-Chef gut aufgestellt. So habe man Zugriff auf etwa 120 externe Monteure. Außerdem seien bei einem Mitarbeiterstamm von 120 Personen 20 eigene Montagefachkräfte verfügbar – plus sieben Auszubildende.
Auch das Thema Datenqualität sei für einige grundzuständige Messstellenbetreiber ein Problem und ein Grund, warum sie die 20-Prozent-Quote noch nicht erreicht haben. Schon das Handling der Stammdaten sei für viele Unternehmen eine Herausforderung, da beispielsweise der Lieferant und der Anschlussnutzer in Beziehung stehen, während für den Netzbetreiber vor allem der Anschlussnehmer der Ansprechpartner ist.
Die Anbindung der intelligenten Messsysteme an die ERP-Systeme der Stadtwerke sowie die Integration von Netzzustandsdaten in die Systeme sind laut Schirra weitere Herausforderungen. Hier setze Voltaris an, betont der Geschäftsführer. Denn Ziel sei es, den Messstellenbetreiber zu einer vollintegrierten Systemlandschaft mit durchgängigen Datenprozessen ohne Schnittstellenbrüche zu verhelfen.
Nach Angaben von Hörhammer plant Voltaris mit seinen Kunden und Partnern im laufenden Jahr den Einbau von rund 55.000 intelligenten Messsystemen, sodass Ende 2026 etwa 100.000 Einheiten im operativen Betrieb sein werden. „Wir als Dienstleister haben damit eine kritische Masse erreicht, bei der man von echter Prozessskalierung und Massenprozessen sprechen kann“, erklärte Hörhammer.
Entsprechend habe man auch die Beschaffungsplanung ausgerichtet. Wichtig für die Stadtwerke sei dann auch, rechtzeitig die benötigten Einheiten zu bestellen.
Angesichts der geopolitischen Verwerfungen und der zunehmenden Konkurrenz mit anderen IT-Anwendungen um Chips müsse man gerade dem Thema Beschaffung besondere Aufmerksamkeit schenken. Dementsprechend könne man steigende Preise nicht ausschließen. „Wir hoffen aber, dass die Skalierung, die jetzt im Markt eintritt, diesen Preiseffekt abfangen wird“, so Hörhammer.
Quelle: Georg Eble
Offshore-Windkraft als Beschäftigungstreiber
WINDKRAFT. Vor allem Bundesländer, die gar keinen Zugang zum Meer haben, profitieren von der Windkraft auf hoher See. So eine Studie im Auftrag des Bundesverbands Windenergie Offshore.
Die Offshore-Windenergie entwickelt sich laut Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) in Deutschland zunehmend zu einem industriellen Wachstumstreiber. Der Verband beruft sich dabei auf eine von ihm beauftragte Studie des Instituts Windreseach. Auffällig ist dabei: Nicht nur die Küstenländer profitieren von den Windrädern auf hoher See, sondern insbesondere das industrielle Binnenland.
Wie der BWO weiter mitteilte, erreichte im Jahr 2025 die Offshore-Branche eine Wertschöpfung von 14,6 Milliarden Euro und bleibt damit ein relevanter Wirtschaftsfaktor. Bei Umsetzung des gesetzlichen Ausbauziels von 70 GW bis 2045 kann diese auf über 50 Milliarden Euro steigen. Die Studie hebt hervor, dass die Wertschöpfung entlang der gesamten Kette entsteht – von Planung und Fertigung bis zu Betrieb und Rückbau – und damit zahlreiche Industriezweige einbindet.
Insgesamt arbeiten knapp 50.000 Menschen in der Branche, umgerechnet rund 31.530 Vollzeitstellen. Die regionale Verteilung der Jobs folgt einer klaren Arbeitsteilung. Während Norddeutschland Schwerpunkte bei Umsetzung, Logistik und Betrieb der Offshore-Windparks aufweist, konzentrieren sich industrielle Fertigung und Zulieferstrukturen zunehmend im Westen und Süden der Republik.
Nordrhein-Westfalen führt mit rund 6.300 Vollzeitstellen, gefolgt von Baden-Württemberg mit über 5.300. Auch das Saarland zählt mit 3.575 Arbeitnehmern zu den bedeutenden Standorten. Als erstes Nordland beschäftigt Niedersachsen 3.557 Menschen in dem Bereich.
Die Branche umfasst derzeit 893 Marktteilnehmer, von denen rund ein Drittel ausschließlich im Offshore-Segment tätig ist. Gleichzeitig steht die Lieferkette unter wachsendem internationalen Wettbewerbsdruck. Die Studie betont, dass Deutschland über eine breit aufgestellte und regional verteilte Wertschöpfungskette verfügt, die jedoch zunehmend unter Druck gerät.
Unzureichende Netzanbindung hemmt Wachstum
Ein zentrales Hemmnis bleibt die Netzanbindung. Laut Befragung der Marktteilnehmer führen Engpässe zu Verzögerungen von durchschnittlich 3,2 Jahren. Diese Verzögerungen wirken sich auf Projekte, Investitionen und die gesamte Lieferkette aus.
Gleichzeitig sieht die Studie erhebliche Beschäftigungspotenziale. „Das Potenzial ist erheblich: Bei stabilen Ausbaupfaden kann sich die Beschäftigung bis 2045 nahezu vervierfachen.“ In diesem Szenario könnte die Zahl der Beschäftigten auf rund 120.000 steigen. Voraussetzung dafür sind verlässliche Rahmenbedingungen und ein kontinuierlicher Ausbaupfad.
Die Modellrechnungen zeigen jedoch auch die Risiken einer reduzierten Ausbaupolitik. Wird das Ziel bis 2045 um nur 10 GW auf 60 GW abgesenkt, könnten bis zu 50.000 Arbeitsplätze sowie rund 20 Milliarden Euro an Wertschöpfung entfallen. Beschäftigung und wirtschaftliche Effekte hängen laut Studie maßgeblich von industriepolitischen Rahmenbedingungen und dem Anteil inländischer Wertschöpfung ab.
BWO-Geschäftsführer Stefan Thimm warnt entsprechend vor einer Abschwächung der Ausbauziele: „Wer den Ausbau der Offshore-Windenergie infrage stellt, gefährdet nicht nur die Energieversorgung, sondern auch zehntausende Arbeitsplätze und industrielle Perspektiven in Deutschland. Eine Absenkung der Ausbauziele würde die Wertschöpfungskette schwächen und Investitionen ins Ausland verlagern.“
Die Untersuchung basiert auf einer Kombination aus Online-Befragung, Experteninterviews und Marktanalyse.
Ausbauziel für Offshore-Windkraft wird wohl verfehlt
Nordsee-Windpark Kaskasi von RWE. Quelle: Georg Eble
WINDKRAFT OFFSHORE. Verbände fürchteten, dass die Regierung das nächste Ausbauziel für Windräder in der Nord- und Ostsee verspätet erreichen wird. Das sieht auch das Bundesamt für Seeschiffahrt so.
Die Bundesregierung wird das für 2030 vorgesehene Windkraft-Ausbauziel für die Nord- und Ostsee voraussichtlich verfehlen. Diese Einschätzung gab Deutschlands zentrale maritime Behörde ab, das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) mit Sitz in Hamburg und Rostock.
„Tatsächlich wird es wohl so sein, dass wir Ende 2030 nicht die geforderten 30 Gigawatt erreicht haben werden“, sagte Kai Trümpler, der im BSH die Unterabteilung räumliche Planung leitet. Es sei schon während der Formulierung der Ausbauziele klar gewesen, dass diese ambitioniert seien.
Trümpler geht davon aus, dass das Ausbauziel 2031 oder 2032 − also verspätet − erreicht wird, wie er sagte. „Ich muss sagen, auch das halte ich noch für eine wirklich großartige Leistung der deutschen Bundesregierung, der deutschen Verwaltung, das in dieser kurzen Zeit zu stemmen.“
Gesetzliches Ziel der Regierung ist, die Kapazität zur Stromerzeugung aus Windenergie auf See bis 2030 auf mindestens 30.000 MW auszubauen. Seit der Inbetriebnahme des ersten deutschen Windparks auf See 2010 ist die Gesamtleistung der Anlagen auf 10.200 MW gestiegen, wie das BSH mitteilte.
Ausbauziel für 2035 soll früher erreicht werden
Bis 2035 wird von der Regierung eine Leistung von 40.000 MW angepeilt und bis 2045 sollen 70.000 MW erreicht werden. Das BSH geht davon aus, dass das Ziel für 2035 schon 2034 mit rund 42.000 MW übertroffen wird.
Industrieverbände hatten Anfang des Jahres öffentlich den Verdacht geäußert, dass das Ausbauziel für 2030 nicht erreicht wird. Die Verbände begründeten das mit verzögerten Netzanschlüssen und dem Desinteresse von Unternehmen an Ausschreibungsflächen.
Das BSH plant, wo auf der Nord- und Ostsee Windparks entstehen dürfen. Zudem ist die Behörde zuständig für die Prüfung, Zulassung und Überwachung der Windenergieanlagen.
Bleiben Dukovany und Temelin 80 Jahre am Netz?
Quelle: Shutterstock / Olga Khalizeva
TSCHECHIEN. Der tschechische Energiekonzern CEZ will die Laufzeit der von ihm betriebenen Kernkraftwerke Dukovany und Temelin deutlich verlängern.
In Dukovany sind 80 Jahre angepeilt, wie aus einer Studie hervorgeht, die Unternehmenschef Daniel Benes gemeinsam mit Industrie- und Handelsminister Karel Havlicek vorstellte. Die Analysen zu einer Laufzeitverlängerung in Temelin sind derzeit noch im Gange.
Gesetzliche Vorgaben oder fixe Vereinbarung über die Laufzeit von Kernreaktoren gibt es in Tschechien nicht. Die vier in Dukovany vorhandenen Reaktoren vom sowjetischen Typ WWER-440/213 gingen zwischen 1985 und 1987 ans Netz. Sie wurden ursprünglich für eine Laufzeit von 30 Jahren konzipiert, die später auf 60 Jahre verlängert wurde. Nunmehr sollen sie sogar bis in den Zeitraum 2065 bis 2067 betrieben werden.
Industrie- und Handelsminister Karel Havlicek zufolge kann man die Verlängerung der Laufzeit auf 80 Jahre schon „als feststehende Tatsache“ betrachten. Dies sei eine bedeutende Nachricht für die tschechische Industrie, denn natürlich müsse in den Erhalt der Reaktorblöcke investiert werden. Ab dem Jahr 2034 oder 2035 veranschlagt er dafür jährlich umgerechnet 205 bis 246 Millionen Euro. Der weitere Betrieb der bestehenden Blöcke sei aufgrund des erwarteten Anstiegs von Stromverbrauch und -produktion notwendig.
CEZ-Chef Daniel Benes verweist darauf, dass es sich weltweit zum Trend entwickle, Kernkraftwerke über einen Zeitraum von 80 Jahren zu betreiben. Einige Anlagen seien auch schon entsprechend lizenziert. Man halte dies auch in Tschechien für realistisch, insofern der Zustand der Anlagen und die Betriebssicherheit regelmäßig überprüft würden. Dukovany solle im Jahre 2035 einer erneuten Sicherheitsüberprüfung durch das Staatliche Amt für nukleare Sicherheit unterzogen werden. Bei der Behörde wird aber schon jetzt davon ausgegangen, dass der Energiekonzern noch einige Voraussetzungen für den geplanten Weiterbetrieb erfüllen muss. Dabei geht es vor allem um regelmäßige Materialkontrollen und eine Modernisierung aller Teile, bei denen dies möglich sei. Genau hier liegt der Haken: Bei den Reaktoren in Dukovany können nach Angaben des Amtes bestimmte Teile nicht ausgetauscht werden, und genau das monieren auch Kernkraftgegner. Sie fordern die Regierung auf, die Voraussetzungen für einen starken Ausbau der erneuerbaren Energien zu schaffen, statt weiter massiv in Kernkraft zu investieren.
CEZ-Chef Benes ist davon überzeugt, dass sich infolge einer längeren Laufzeit der bestehenden Reaktoren in Dukovany weder die derzeitigen Planungen für eine Erweiterung des Standorts Dukovany um zwei weitere Reaktoren noch die aktuellen Pläne zum Bau modularer Reaktoren ändern werden. Vielmehr vermindere sich der Bedarf an weiteren Großblöcken in Temelin und an modularen Reaktoren.
Im Übrigen werde man bei der Entwicklung von Brennelementen einer neuen Generation für Reaktoren des Typs WWER-440 mit dem französischen Unternehmen Framatome und anderen europäischen Betreibern aus Finnland, der Slowakei und Ungarn zusammenarbeiten, so der Konzerndirektor. Der neue Brennstofftyp werde mit Fokus auf Betriebssicherheit, Optimierung der Leistungsparameter und Verbesserung der mechanischen Festigkeit der Brennelemente entwickelt. Dies umfasse auch ein moderneres Transportverpackungskonzept und ein mehrstufiges Testprogramm, das den Brennstoff im realen Betrieb erprobt.
Schon 2024 hatten sich CEZ und Framatome auf eine Absichtserklärung zur Entwicklung von neuem Brennstoff für Reaktoren des Typs WWER-1000 verständigt, wie sie in Temelin in Betrieb sind.
Studie sieht gravierende Risiken für Mieterstromprojekte
Quelle: Shutterstock
PHOTOVOLTAIK. Eine IW-Analyse zeigt: Ohne Einspeisevergütung verlieren viele Mieterstromvorhaben ihre Wirtschaftlichkeit.
Der mögliche Wegfall der Einspeisevergütung für kleinere Photovoltaikanlagen könnte nach Einschätzung von Fachleuten erhebliche Auswirkungen auf den Ausbau von Mieterstromprojekten haben. Sönke Tangermann, Vorstand von Green Planet Energy, der nach eigenen Angaben größten Energiegenossenschaft Deutschlands, warnt, dass ausgerechnet in „ganz normalen“ Mehrfamilienhäusern der Zugang zu günstigem Solarstrom eingeschränkt würde. „Millionen Mieterinnen und Mieter würden von der Energiewende faktisch ausgeschlossen“, so Tangermann.
Mieterstrom, der aus Solaranlagen auf Mehrfamilienhäusern direkt an die Bewohner verteilt wird, gilt als vergleichsweise einfacher Zugang für Mieterhaushalte, sich an der Energiewende zu beteiligen und von günstigeren Strompreisen zu profitieren.
Eine Analyse des Instituts der deutschen Wirtschaft (IW), die von Green Planet Energy in Auftrag gegeben wurde, kommt nun zu dem Ergebnis, dass viele dieser Projekte ohne Einspeisevergütung wirtschaftlich nicht mehr tragfähig wären. Besonders betroffen wären kleine und mittlere Anlagen. Daher drohe im Mietwohnungssektor ein Rückschritt, obwohl etwa die Hälfte der Bevölkerung in Deutschland zur Miete wohnt.
Zugleich weist die Studie auf ein bislang ungenutztes Potenzial hin: Von rund 3 Millionen Mehrfamilienhäusern in Deutschland seien bisher nur wenige Tausend mit Mieterstromanlagen ausgestattet. Technisch könnten jedoch bis zu 20 Millionen Wohnungen mit lokal erzeugtem Solarstrom versorgt werden. Vor allem in urbanen Räumen ließe sich so ein größerer Beitrag zur Energiewende leisten.
Alternativen nur begrenzt tauglich
Den Modellrechnungen zufolge verschlechtert sich allerdings die Wirtschaftlichkeit ohne Einspeisevergütung deutlich. Während größere Anlagen von Skaleneffekten profitieren könnten, gerieten kleinere Projekte auf Gebäuden mit etwa acht bis 30 Wohneinheiten häufig in die Verlustzone. Die Einspeisevergütung stelle daher keine zusätzliche Rendite dar, sondern sei ein wesentlicher Bestandteil des Geschäftsmodells, wie auch Studienautor Ralph Henger vom IW betont.
Alternativen wie die Direktvermarktung könnten dem Gutachten zufolge die entstehenden Lücken nur begrenzt schließen. Zudem hänge der wirtschaftliche Erfolg stark von der Teilnahmequote der Mieter ab, die sich besonders im Bestand nur eingeschränkt beeinflussen lasse.
Aus Sicht von Green Planet Energy sind daher stabile Rahmenbedingungen erforderlich. Tangermann betont, kurzfristig müsse entweder die Einspeisevergütung erhalten bleiben oder durch einen höheren Mieterstromzuschlag kompensiert werden. Langfristig könne Mieterstrom auch ohne Förderung auskommen, sofern bürokratische Hürden reduziert, Prozesse vereinfacht und Genehmigungsverfahren beschleunigt würden.
Eine weitere Rolle für die Wirtschaftlichkeit spielen nach Einschätzung des Unternehmens Batteriespeicher. Sie könnten den Eigenverbrauch erhöhen und zur Stabilisierung der Erträge beitragen. Derzeit erschwerten jedoch uneinheitliche regulatorische Vorgaben ihren Einsatz. Hier sei die Bundesregierung gefordert, einheitliche Rahmenbedingungen zu schaffen und die Integration von Speichern voranzubringen.
Das IW-Gutachten mit dem Titel „Mieterstrom ohne EEG-Vergütung. Berechnungen zu den Auswirkungen einer Streichung der EEG-Einspeisevergütung auf Mieterstromprojekte“ steht zum Download zur Verfügung.
Bayern kritisiert lange BEW-Genehmigungszeiten
Quelle: Shutterstock / Richard Bradford
WÄRMENETZ. Lange Bearbeitungszeiten bei der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) kritisiert Bayerns Wirtschaftsminister Hubert Aiwanger. Zugleich begrüßt er Maßnahmen des Bafa.
Bayerns Wirtschaftsminister Hubert Aiwanger (Freie Wähler) fordert eine Beschleunigung der Förderverfahren für klimafreundliche Wärmenetze. Hintergrund sind die derzeit langen Bearbeitungszeiten bei der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW). Zahlreiche bayerische Kommunen werden ihre Wärmeplanung in den kommenden Monaten abschließen. Um die daraus resultierenden Maßnahmen zeitnah umsetzen zu können, sei eine spürbare Verkürzung der Verfahren entscheidend.
„Förderprogramme müssen die Energiewende voranbringen und dürfen nicht selbst zum Hemmnis werden. Gerade für Kommunen, Stadtwerke und Planungsbüros ist Planungssicherheit entscheidend.“ Aiwanger spricht sich dafür aus, weitere Vereinfachungen zu prüfen, insbesondere beim vorzeitigen Maßnahmenbeginn sowie bei der Bündelung von Anträgen, um Abläufe zu beschleunigen.
Aiwanger begrüßt zwar die Bemühung um eine Beschleunigung und bezieht sich dabei auf vom Bund angekündigte Verfahrensvereinfachungen bei der BEW. Gemeint sind Anpassungen im Antragsverfahren, etwa digitale Abläufe und mehr Transparenz. Die entsprechende Ankündigung erfolgte Mitte April 2026. Aus Sicht Aiwangers könnten diese Maßnahmen jedoch noch weiter gehen.
Laut einem Bericht der Tageszeitung Taz liegt die durchschnittliche Bearbeitungsdauer für BEW-Anträge bei rund 202 Tagen. Das zuständige Bundesministerium räumt selbst laut der Zeitung ein, dass die Verfahren „sehr lang“ seien und verweist auf die Komplexität der Förderung. In der Praxis berichten Projektträger von Zeiträumen von etwa sechs Monaten bis zur Bewilligung, teilweise auch ohne abschließenden Bescheid.
Die BEW richtet sich an Akteure, die in den Ausbau und die Transformation von Wärmenetzen investieren. Antragsberechtigt sind Energieversorger, Stadtwerke, kommunale Unternehmen sowie private Betreiber. Auch Contractoren und industrielle Unternehmen können Fördermittel beantragen. Gefördert werden unter anderem Machbarkeitsstudien, Transformationspläne sowie Investitionen in Erzeugungsanlagen, Infrastruktur und Speicher.
Ab 2026 stehen für die Förderung rund 1,4 Milliarden Euro pro Jahr zur Verfügung. Die Abwicklung erfolgt über das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (Bafa), das Anträge prüft und bewilligt. Die politische Verantwortung liegt beim Bundeswirtschaftministerium. Nach Angaben des Bafa ist die Förderung mit umfangreichen Nachweis- und Prüfpflichten verbunden, was den administrativen Aufwand entsprechend erhöht.
Quelle: Pixabay / congerdesign
Prosumer-Initiative für Stadtwerke gestartet
PHOTOVOLTAIK. Neue Geschäftsmodelle rund um Prosumer rücken für Stadtwerke stärker in den Fokus. Eine Initiative soll helfen, Strategien zu entwickeln und Anwendungen wirtschaftlich einzuordnen.
Die Anforderungen an Energieversorger verändern sich mit dem wachsenden Prosumer-Markt deutlich. Laut dem Verein „Die Netzwerkpartner e.V.“ erzeugen, speichern und steuern immer mehr Kunden ihren Strom selbst. Daraus entstehen neue Erwartungen an Tarife, Dienstleistungen und digitale Lösungen. Gleichzeitig fällt es vielen Versorgern schwer, passende Angebote zu entwickeln und sich gegenüber spezialisierten Anbietern zu positionieren. Die nun gestartete Prosumer-Initiative stellt ein neues Projektformat dar, mit dem die Netzwerkpartner ihre Aktivitäten im Prosumer-Bereich bündeln.
Bei dem Verein mit Sitz in Essen (Nordrhein-Westfalen) handelt es sich um einen Zusammenschluss von rund 140 Stadtwerken, Energieversorgern und Netzbetreibern aus Deutschland. Er vernetzt seine Mitglieder und will sie beim Austausch von Wissen sowie bei der Entwicklung neuer Geschäftsmodelle unterstützen. Mit zwölf Mitgliedsunternehmen arbeitet der Verein am Einstieg in das Prosumer-Geschäft. Ziel ist es, innerhalb von etwa drei Monaten konkrete Strategien zu erarbeiten und erste wirtschaftliche Bewertungen vorzunehmen.
Sieben aufeinander aufbauende Online-Workshops bilden laut Die Netzwerkpartner den Kern. Die Innovationsberatung „m3 LAB“, ansässig in Ismaning und München, übernimmt die fachliche Begleitung. Laut Projektmanager Tonio Profanter sollen Energieversorger den Markt besser verstehen und daraus umsetzbare Strategien ableiten.
Drei Module strukturieren den Einstieg
Die Initiative gliedert sich laut Netzwerkpartner in drei Themenblöcke. Zunächst vermitteln die Organisatoren Grundlagen zu Markt, Wettbewerb und Regulierung. Danach folgt der Aufbau von Energiedienstleistungen (EDL). Im dritten Schritt stehen Home-Energy-Management-Systeme (HEMS) im Fokus, insbesondere mit Blick auf Kundensegmente, Use Cases und Produktstrategien.
Die Workshops behandeln, so die Netzwerkpartner, auch technische und regulatorische Fragen. Dazu zählen der Rollout intelligenter Messsysteme, Vorgaben aus Paragraph 14a des Energiewirtschaftsgesetzes sowie Anforderungen an die Cybersicherheit. Begleitend erhalten die Teilnehmer Wettbewerbsanalysen, Beispiel-Roadmaps und Praxisfälle für die eigene Planung.
Kooperation als zentraler Ansatz
Ein zentrales Element ist laut des Vereins der Austausch zwischen den beteiligten Stadtwerken. Die Teilnehmer verfolgen einen kooperativen Ansatz, um schneller zu belastbaren Entscheidungen zu kommen.
Armin Feser, Vertriebsleiter der Technischen Werke Schussental (TWS) aus Ravensburg (Baden-Württemberg), beschreibt das Prosumer-Geschäft als strategisch wichtig. Gleichzeitig gebe es viele offene Fragen, etwa zur Produktstrategie, technischen Integration und Markteinführung. Die Initiative ermögliche es, diese Themen gemeinsam zu bearbeiten.
Ein Beispiel für die praktische Umsetzung liefern die Stadtwerke Iserlohn. Dort hat das Unternehmen im Oktober 2025 eine App eingeführt, die einen dynamischen Tarif mit einem Home-Energy-Management-System kombiniert.
Bund zahlt nächste halbe Milliarde ins EEG-Konto
Quelle: Fotolia / Jürgen Fälchle
REGENERATIVE. Theoretisch hätte es die 572 Millionen Euro nicht gebraucht, um das Konto im März im Guthaben zu halten. Gleichwohl waren die Förderauszahlungen vier Mal so hoch wie die Markteinnahmen.
Die deutschen Netzbetreiber haben im März wesentlich mehr Geld aus der Pflichtvermarktung geförderten Ökostroms an der Börse eingenommen als im Februar, doch auch die Ausgaben für die Einspeiseförderung stiegen zeitgleich stark. Der Bund schoss 572 Millionen Euro zu, nach 452 Millionen Euro im Februar. Das und mehr geht aus der Veröffentlichung des EEG-Kontostandes vom 31. März durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) hervor.
Theoretisch hätte das Finanzministerium damit − wie im Vorjahresmonat März 2025 − pausieren können, denn am Anfang März 2026 waren noch 649 Millionen Euro Guthaben auf dem Konto. Am Ende waren die schwarzen Zahlen so − mit dem Zuschuss und den Markteinnahmen − auf 909 Millionen Euro gewachsen. Die teuren Sommermonate, in denen geförderte PV-Anlagen mehr einspeisen, kommen aber erst noch. Im Vorjahr hatte sich der Bundeszuschuss auf 16,5 Milliarden Euro summiert.
An der Börse Epex Spot erlösten die ÜNB im März treuhänderisch aus der Ökostrom-Vermarktung 258 Millionen Euro. Das war bei etwas gesunkenen Erlösen pro kWh („Marktwerte“, wir berichteten), aber größerer Einspeisemenge ungleich mehr als die 149 Millionen Euro im Februar, jedoch für einen März eher typisch.
Im Vorjahresmonat hatten die Markteinnahmen bei 221 Millionen Euro gelegen, 2025 waren aber schon die Februareinnahmen mit 244 Millionen Euro auf einem ähnlichen Niveau gewesen. Im Wesentlichen hängen Markteinnahmen wie Förderauszahlungen vom Gesamtniveau des Graustrom-Spotmarktes, der PV-Einspeisemenge und von deren Kannibalisierungseffekt mit der Windstrom-Einspeisung ab.
Die Auszahlungen an EEG-Einspeisevergütung stiegen im März 2026 gegenüber dem Vormonat von 618 auf 887 Millionen Euro. In den beiden Vorjahresmonaten war der Posten bei grob 800 Millionen Euro gelegen.
Vergleicht man die Markteinnahmen im März 2026 direkt mit den gleichzeitigen Förderauszahlungen, so lag der Kostendeckungsgrad bei 29 Prozent.
Die EEG-Kontoabrechnungen von Anfang 2011 bis März 2026 stehen monatsscharf auf der Transparenzseite der ÜNB zur Verfügung
Straße von Hormus: pro Tag transportiertes Gas 2020 bis 2025
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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| Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Im Jahr 2025 wurden im Durchschnitt täglich rund 326 Millionen Kubikmeter Erdgas über die Straße von Hormus transportiert (Stand 31. März 2025). Das war deutlich mehr als noch in den Vorjahren. Die Meerenge verbindet den Persischen Golf mit dem Indischen Ozean und ist für die weltweiten Gasexporte eine wichtige Schifffahrtsstraße. Im Persischen Golf betreiben wichtige erdgasfördernde Staaten wie der Iran, Katar und Saudi-Arabien Häfen für den Gasexport. Damit ist die Meerenge immer wieder ein zentraler Ort des Konfliktes zwischen den USA und dem Iran.
Julien Mounier und Daniel Kleine. Quelle: Daniel Koke
Düsseldorfer Süden erhält Industrieabwärme
ABWÄRME. Auf dem Werksgelände von Henkel hat eine Energiezentrale der Stadtwerke Düsseldorf ihren Betrieb aufgenommen. Sie liefert künftig Abwärme in den Düsseldorfer Süden.
Industrielle Abwärme von Henkel wird in das Fernwärme-Netz der Stadtwerke Düsseldorf eingespeist, teilten die Stadtwerke Düsseldorf und der Konzern mit. „Statt Abwärme aus der Produktion einfach verpuffen zu lassen, zeigt die Kooperation von Industrie und Energiewirtschaft, wie wir uns Schritt für Schritt aus der Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen befreien können“, sagte Wirtschafts- und Klimaschutzministerin Mona Neubaur bei der Inbetriebnahme auf dem Werksgelände von Henkel.
Das Düsseldorfer Konsumgüter- und Industrieunternehmen und der Energieversorger arbeiten seit 2022 daran, industrielle Abwärme aus Henkels Produktion in das Fernwärmenetz der Stadtwerke einzuspeisen (wir berichteten). Laut Henkel kann die industriell anfallende Abwärme intern nicht effizient genutzt werden. Durch die Einspeisung in das Fernwärmenetz können Henkel und die Stadtwerke Düsseldorf nun die lokale Wärmeversorgung dekarbonisieren.
„Wir sind eines der ersten Industrieunternehmen in Deutschland, das industrielle Abwärme in ein öffentliches Netz einspeist“, erklärte dazu Henkel-CEO Carsten Knobel. Auf dem Henkel-Werksgelände in Düsseldorf-Holthausen ist eine rund 700 Quadratmeter große Energiezentrale entstanden. Dazu gehört ein 51 Meter hoher Kamin aus Stahl und dem dazugehörigen Wärmetauscher.
Industrie-Abwärme für das Fernwärmenetz der Stadt
Hier wird die bislang ungenutzte industrielle Abwärme aufbereitet und bei Bedarf mit zusätzlicher Wärme aus einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage in das Fernwärme-Netz der Stadtwerke Düsseldorf eingespeist. Hierfür wurde eigens eine neue rund 3,6 Kilometer lange Leitung in den umliegenden Stadtteilen gebaut. Bis zu 35 Prozent der Fernwärme für die Stadtteile Garath und Benrath werden nach Angaben der Stadtwerke künftig aus dieser industriellen Abwärme sowie aus Kraft-Wärme-Kopplung stammen.
Auch für Julien Mounier, dem Vorstandsvorsitzenden der Stadtwerke Düsseldorf, ist das Projekt von großer Bedeutung: „In der Zusammenarbeit zwischen kommunalem Versorger und Industrie liegt erhebliches Potenzial, denn alles, was in unsicheren Zeiten die Abhängigkeit von Importen reduziert, stärkt den Wirtschaftsstandort und die Versorgungssicherheit in unserer Region.“ Für die Stadtwerke Düsseldorf ist die Wiederverwendung der Kamin-Abwärme ein wichtiger Schritt zur weiteren Dekarbonisierung der Fernwärme. Denn so können die Stadtwerke nach eigenen Angaben ihren Erdgasverbrauch erheblich reduzieren und die CO2-Emissionen jährlich um rund 6.500 Tonnen senken.
Das Projekt erhält finanzielle Unterstützung durch das Land Nordrhein-Westfalen, das die Arbeiten über das Förderprogramm „progres.nrw – Wärme- und Kältenetzsysteme“ unterstützt. Laut den Stadtwerken Düsseldorf sichert diese Förderung die wirtschaftliche Umsetzung eines Projekts dieser Größenordnung.
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| Henkel-Standortleiter Daniel Kleine, CEO Carsten Knobel, Ministerin Mona Neubaur, Düsseldorfs Oberbürgermeister Stephan Keller und Stadtwerke-Chef Julien Mounier bei der Eröffnung der Energiezentrale für das Fernwärme-Projekt von Henkel und den Stadtwerken (v.l.n.r.). Quelle: Steffen Hauser |
KI und Digitalisierung stehen im Fokus
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
STUDIE. Mehr als 90 Prozent der Energieunternehmen arbeiten bereits mit einer KI-Strategie oder planen diese für die Zukunft. Das geht aus einer Studie im Auftrag des BDEW hervor.
Die Energiewirtschaft steht vor einer doppelten Herausforderung: Sie muss die Energiewende bewältigen und zugleich eine tiefgreifende digitale Transformation gestalten. Die „Digital@EVU-Studie 2026“, herausgegeben vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) gemeinsam mit VSE, Kearney und „IMP3ROVE“, zeigt, wie sich die Themen in der Branche entwickeln.
Die Studie hat drei Handlungsfelder untersucht: die Transformation der Wertschöpfung, die Kundenzentrierung sowie das digitale Unternehmen. Im Fokus standen außerdem Datenanalytik und Künstliche Intelligenz − mit besonderem Augenmerk auf erneuerbare Energieerzeugung und Netze. Zwei weitere Teilstudien sollen in den kommenden Monaten veröffentlicht werden.
Die Untersuchung zeigt, dass ein Drittel der Energieversorgungsunternehmen (EVU) bereits eine eigene KI-Strategie umgesetzt haben, während weitere 58 Prozent ihre KI-Strategie planen. Mit Blick auf die Digitalisierung haben EVU zu 56 Prozent genaue Vorstellungen von den notwendigen Zukunftskompetenzen. Aber: Nur 29 Prozent haben eine Personalstrategie, um diese zu entwickeln.
Andreae: Erfreulich, aber Potenziale noch nicht ausgeschöpft
Auch Datenanalysen und KI werden für die Unternehmen immer wichtiger. Das zeigt die Studie deutlich. Allerdings geht aus der Befragung auch hervor, dass im Vergleich zu den Ergebnissen vor drei Jahren viele der damals herausgearbeiteten zentralen Hürden weiterhin bestehen. Gerade für kleinere EVU sind diese nicht ohne weiteres zu überwinden.
In den Bereichen Erzeugung und Übertragung sowie Verteilung hingegen zeichnet sich klar ein positives Bild ab: Viele von den relevanten KI-Anwendungen etablieren sich mit Verbreitungsgraden von durchschnittlich 30 bis 50 Prozent.
„Die Studie beweist eindrücklich, dass die digitale Transformation und insbesondere KI keine Nischenthemen für die Unternehmen der Energiewirtschaft sind“, sagt Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung. „Die Dynamik ist klar: Immer mehr Unternehmen entwickeln Strategien für eine KI-Nutzung mit echten Produktivitäts- und Effizienzgewinnen.“ Die Potenziale seien zwar noch längst nicht ausreichend gehoben. Dass die Branche große Schritte nach vorne mache, sei aber erfreulich.
Wenn eine Wärmepumpe im großen Stil um 100 Grad aufheizt
Quelle: Jonas Rosenberger
WÄRME. 1.000 Haushalte im Ruhrgebiet mit Wärme versorgen - das leistet seit diesen Tagen eine Hochtemperatur-Wärmepumpe von Evonik und Uniper in Herne.
Der Chemiespezialist Evonik und der Energiekonzern Uniper haben in diesen Tagen mit dem Start einer innovativen Hochtemperatur-Wärmepumpe begonnen, um 1.000 Haushalte im Ruhrgebiet mit Fernwärme zu versorgen. Die Anlage nutzt die industrielle Niedrigtemperatur-Abwärme aus der Chemieproduktion des Evonik-Standortes Herne und transformiert sie auf ein fernwärmetaugliches Temperaturniveau. Wie Evonik mitteilte, verantwortet Uniper als Projektpartner Finanzierung, Planung, Installation und Betrieb der Anlage. Die Wärmepumpe soll über das Fernwärmeunternehmen Iqony bis zu 1,5 MW Wärme in das Fernwärmenetz einspeisen.
Durch den Einsatz der neuen Technologie lassen sich nach Angaben der Projektpartner pro Jahr bis zu 1.750 Tonnen CO2 in der regionalen Wärmeversorgung vermeiden. Das ist eine Addition der Emissionen, die bislang durch den Einsatz fossiler Brennstoffe entstehen.
Die Produktionsanlagen von Evonik in Herne benötigen für ihren Betrieb Kühlwasser, das sich in den Prozessen auf circa 25 bis 30 Grad Celsius erwärmt. Diese Abwärme wird künftig nicht verschenkt. Vielmehr wird sie von der Wärmepumpe genutzt und noch weiter auf das Niveau des Fernwärmenetzes von bis zu 130 Grad gesteigert. Dieser Temperatursprung von mehr als 100 Grad im Megawatt-Maßstab ist technisch anspruchsvoll – und macht die Anlage zu der ersten ihrer Art in Deutschland. Bestehende Fernwärmenetze benötigen hohe Vorlauftemperaturen, die herkömmliche Wärmepumpen nicht liefern können.
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| Bei der Inbetriebnahme von links Frank Dudda (SPD, OB Herne), Matthias Ohl (CEO Fernwärmegeschäft Iqony), Holger Kreetz (COO Uniper), Heiko Mennerich (Leiter Next Generation Technologies, Evonik), Arne Hauner (Director Innovation, Uniper), Rainer Stahl (Standortleiter Evonik Herne) Quelle: Evonik Industries / Karsten Bootmann |
„Evonik und Uniper verdeutlichen, dass nachhaltige Energie, Versorgungssicherheit und wirtschaftlicher Erfolg Hand in Hand gehen können“, stellt Thomas Wessel fest, Personalvorstand und Arbeitsdirektor von Evonik und im Vorstand zuständig für Nachhaltigkeit.
Sowohl für Evonik als auch für Uniper und Iqony ist Herne ein Pilotprojekt: Basierend auf den hierbei gewonnen Erkenntnissen, prüfen die drei Partner eine Skalierung. In Zukunft ließen sich möglicherweise noch weitere circa 20 MW Abwärme einkoppeln, hieß es.
Matthias Ohl, CEO des Fernwärmegeschäfts von Iqony, strich die künftigen Möglichkeiten in der Region heraus: „Das Ruhrgebiet hat ein riesiges Fernwärme-Potential. Industrielle Abwärme auf verschiedenen Temperaturstufen spielt dabei eine wichtige Rolle. Viele Quellen sind noch unerschlossen – das wollen wir ändern. Nach Gelsenkirchen und Essen schließen wir nun in Herne das dritte Abwärmeprojekt innerhalb weniger Monate an unser Netz an.“ Schon heute kämen 50 Prozent der Wärme im Iqony-Netz aus klimaneutralen Quellen. „Mit dem Pionierprojekt in Herne machen wir die Fernwärme noch fitter für die Zukunft“, so Matthias Ohl.
Ladepark für Elektro-Busse der Stadtwerke Tübingen
Auf diesem Gelände entsteht ein Ladepark für Elektro-Busse. Quelle: Stadtwerke Tübingen
ELEKTROFAHRZEUGE. Die Stadtwerke Tübingen bauen für die hungrigen Batterien ihrer Omnibusflotte eine neue Futterstelle. Bis zu 21 Elektro-Busse können perspektivisch auf einem neuen Areal Strom laden.
Die Flotte der Elektro-Busse im Bestand der Stadtwerke Tübingen wächst. Damit der Versorger ihren Strombedarf decken kann, entsteht nun ein Ladepark für die Fahrzeuge. Die Vorbereitungen für die Bauarbeiten haben begonnen.
Innerhalb der Stadtwerke ist die Tochter „TüBus“ für den öffentlichen Nahverkehr zuständig. Auf dem Gelände eines früheren Autohändlers sollen künftig bis zu 21 Ladeplätze für Elektro-Busse entstehen. Die alten Firmengebäude müssen für die Tübus-Pläne in den kommenden Wochen weichen.
Für die erste Ausbaustufe der Ladeinfrastruktur hatten die Stadtwerke seinerzeit insgesamt rund 7 Millionen Euro ausgeben wollen, 2,5 Millionen Euro davon stammen aus öffentlicher Hand. Die in zwei Stufen erfolgende Umstellung der Busflotte auf Batterie-Antriebe schlägt mit 20 Millionen Euro zu Buche.
Im laufenden und im nächsten Jahr schaffen die Stadtwerke auch weitere E-Busse an. Dabei handelt es sich um 18 Gelenkbusse, neun davon kommen noch 2026 nach Tübingen. Zwei weitere Solobusse sind für 2027 eingeplant. Dadurch wächst die E-Flotte auf 47 Fahrzeuge. Das würde den Anteil der klimafreundlichen Busse auf etwa 60 Prozent erhöhen, teilen die Stadtwerke mit.
Ende 2025 verfügte jeder vierte Tübinger Bus über einen Elektroantrieb. Schon mit diesem Anteil bezeichnete das Unternehmen sich als Vorreiter bei der Elektrifizierung der Busse, weil der Schnitt bundesweit bei rund 10 Prozent liege.
Der ÖPNV ist allerdings auch in Tübingen keine Cash-Cow. Bereits im vergangenen Jahr hatte der Aufsichtsrat der Stadtwerke auf die Ausgabenbremse getreten. Über geringere Fahrleistungen soll Tübus pro Jahr 1 Million Euro einsparen. Das Angebot schrumpfte dadurch zunächst um 5 Prozent.
Quelle: Pixabay / Bruno Germany
Stadtwerke Schwäbisch Gmünd wollen ab 2027 ins Plus
BILANZ. Die gebeutelten Stadtwerke Schwäbisch Gmünd sehen Licht am Ende des Tunnels. Ihre Millionenverluste für 2025 stehen so gut wie fest, Gewinne sind erst ab 2027 wieder zu erwarten.
Es war Mitte November 2025, als die Kommune Schwäbisch Gmünd und der Aufsichtsrat der örtlichen Stadtwerke die Reißleine zogen. Der Versorger aus Ostwürttemberg wechselte die Geschäftsleitung aus und musste unter den Rettungsschirm der Stadt. Jetzt gibt das Unternehmen die aktuellen Zahlen und Prognosen bekannt.
Demnach erwarten die Stadtwerke erst ab 2027 wieder stabil schwarze Zahlen. Für das Jahr 2024, für das nun die testierte Bilanz vorliegt, verzeichnet der Versorger noch ein Plus von rund 2,2 Millionen Euro – eine Halbierung des Ergebnisses von 2023.
Die massiven Probleme, die bereits 2024 um sich griffen, schlugen dann mit etwas Verzögerung 2025 zu Buche. Dies erklärt der Interimsgeschäftsführer Celestino Piazza gegenüber örtlichen Medien. Hier erwartet Schwäbisch Gmünd ein Minus von etwa 3 Millionen Euro. Der Geschäftsführer war für diese Redaktion nicht zu erreichen, die Kommune wollte sich nicht stellvertretend äußern.
Im laufenden Jahr solle möglichst ein ausgeglichenes Ergebnis herausspringen, während das Unternehmen jährlich 2 Millionen Euro Plus ab 2027 erwirtschaften wolle. Das wollen die Stadtwerke auch durch das Einsparen von ausgelagerten Tätigkeiten erreichen, aktuell geben sie etwa 2 Millionen Euro jährlich für externe Beratung und Spezialkräfte aus.
Abrechnungschaos und Millionen aus dem Cash-Pool der Stadt
Bekannt war bislang, dass die Stadtwerke über Monate Tausende Rechnungen für das Jahr 2024 nicht verschickt hatten. Es waren Probleme beim Wechsel des Abrechnungssystems aufgetreten. Das führte zu großem Unmut und vielen Kündigungen.
Große Löcher in der Kasse taten sich zudem auf, weil die Stadtwerke bei der Wiederbeschaffung von Gas erheblich ins Minus rutschten. Dazu konnte das Unternehmen die Preise beim Strom nur senken, weil es an die Gewinnrücklage ging.
Celestino Piazza, eigentlich Geschäftsführer der Vereinigten Gmünder Wohnungsbaugesellschaft, hatte bereits im Februar davon gesprochen, dass die Stadtwerke ohne die Hilfe der Kommune in die Insolvenz gerutscht wären. Davor bewahrte die Stadt das Unternehmen durch Mittel aus dem kommunalen Cash-Pool.
Bis zu 51 Millionen Euro waren über den Hilfstopf für das Sorgenkind verfügbar. Damit war die Liquidität gesichert, geplante Investitionen konnten die Stadtwerke vornehmen. Ende Februar, heißt es, habe der Versorger rund 39 Millionen Euro aus dem Cash-Pool benötigt. Gelder, die die Stadtwerke nun möglichst auf langfristige Bankkredite umschulden wollen.
Große Sprünge sind in Schwäbisch Gmünd zunächst nicht zu erwarten. Denn die massiven Probleme hätten zur Kündigung von etwa 10.000 Verträgen binnen drei Jahren geführt. Das sei ein Verlust von etwa einem Drittel der Kundschaft, so Piazza. So betrachtet, seien die erhofften 2 Millionen Euro Gewinn ab 2027 ein gutes Ergebnis. Ob dazu weiter alle 170 Beschäftigten der Stadtwerke beitragen können, ist offen, ein Stellenabbau noch nicht vom Tisch.
Für Piazza und sein Unterstützerteam soll Ende 2026 bereits wieder Schluss sein. Bis dahin will die Kommune die dauerhafte Nachfolge in der Geschäftsführung geregelt haben. Eine Stellenausschreibung ist nach wie vor nicht erfolgt.
Stadtwerke Aalen und Ex-Chef ringen weiter um gütliches Ende
Quelle: Shutterstock / sergign
RECHT. Die Hoffnung auf eine gütliche Verständigung lebt noch: Die Stadtwerke Aalen und ihr früherer Geschäftsführer gehen für eine außergerichtliche Einigung in die Verlängerung.
Hier eine Forderung von 640.000 Euro, dort eine offene Rechnung über 4,385 Millionen Euro – diese beeindruckenden Beträge stehen einander in einem baden-württembergischen Rechtsstreit gegenüber. Womöglich kann das Landgericht Ellwangen in der Auseinandersetzung untätig bleiben.
Die Fehde tragen die Stadtwerke Aalen und Christoph Trautmann juristisch aus. Trautmann war Anfang 2019 als Geschäftsführer beim Versorger angetreten und hatte seinen ersten Fünf-Jahres-Vertrag Ende April 2023 verlängert. Dann war am 13. Dezember 2024 für ihn urplötzlich Schluss am oberen Kocher.
Trautmann wurde – mitsamt des kaufmännischen Leiters – für ein Millionendefizit verantwortlich gemacht und ebenso wie der Prokurist vor die Tür gesetzt (wir berichteten). Gegen die fristlose Entlassung wehrte er sich mit einer Klage vor dem Landgericht Ellwangen. Dieses belehrte beide Seiten, so ein Gerichtssprecher auf Anfrage dieser Redaktion, im November 2025 darüber, dass ein Rechtsstreit vor Gericht sich über Jahre hinziehen und teuer werden könne.
Gericht verlängert Frist für eine gütliche Einigung
Daraufhin ließen beide Seiten das Interesse an einer außergerichtlichen Einigung erkennen. Dafür räumte das Gericht ihnen eine Frist bis Ende März 2026 ein. Die ist nun zwar verstrichen. Doch das Landgericht kam dem Wunsch auf Verlängerung nach und gestattete eine bis in den Mai verlängerte Frist.
Christoph Trautmann zweifelt die Rechtmäßigkeit der außerordentlichen Entlassung an und will Entschädigung für ausbleibende Gehälter. Außerdem beklagt er eine Rufschädigung durch das Verhalten der Stadtwerke. Er pocht daher auf eine Zahlung von 640.000 Euro.
Der Versorger hat in seiner Widerklage einen Schaden von mindestens 4,4 Millionen Euro durch das angebliche Missmanagement errechnet. Die spannende Frage bei den Verhandlungen ist, wie hier ein Kompromiss aussehen kann. Dass er an die Öffentlichkeit gelangt, ist nicht sicher.
Kaufmännischer Leiter und Versorger legen Streit bei
Unterdessen hatte das für den vormaligen kaufmännischen Leiter und Prokuristen der Stadtwerke zuständige Arbeitsgericht Stuttgart im November für den Entlassenen geurteilt (wir berichteten). Dagegen hatte der Aalener Versorger am 6. Februar 2026 Berufung vor dem Landesarbeitsgericht Baden-Württemberg eingelegt, wie ein Sprecher des Stuttgarter Gerichts auf Anfrage mitteilte.
Die 7. Kammer des Landesarbeitsgerichts war dadurch mit dem Fall befasst, allerdings nur etwa einen Monat. Denn laut Angabe des Gerichts einigten sich beide Seiten auf einen Vergleich, den sie am 12. März schlossen. Das Berufungsverfahren ist damit zu den Akten gelegt. Ein Sprecher der Stadtwerke Aalen richtete aus, dass das Unternehmen sich in dieser Angelegenheit nicht äußern wolle.
Arbeitsgerichte – oder in diesem Berufungsfalle eben das Landesarbeitsgericht Baden-Württemberg als nächste Instanz – sind für weisungsgebundene Arbeitnehmerinnen und Arbeitnehmer zuständig. Geschäftsführer wie Christoph Trautmann fallen nicht darunter, in ihren Angelegenheiten entscheidet ein Landgericht.
Heartbeat AI GmbH will Plattformpartner für Versorger werden
Das Tech Lab in Berlin von Einskommafünfgrad. Quelle: Studio Carcasse
VERTRIEB. Der Energiedienstleister „1KOMMA5Grad“ öffnet seine Energieplattform Heartbeat AI künftig auch für Energieversorger, Hersteller und Installateure.
Die Heartbeat AI GmbH, die Software- und Energie-Tochtergesellschaft des Hamburger Energiedienstleisters Einskommafünfgrad, steigt in das Drittgeschäft ein und öffnet seine Optimierungssoftware Heartbeat AI für Energieversorger, Hersteller von Energiesystemen und Installateure, teilte das Unternehmen am 13. April mit. Damit setzt man den Ausbau von Heartbeat AI als Plattformangebot weiter fort; bislang richtete sich das System vor allem an Endkunden.
Mit der weiteren Öffnung stellt Heartbeat AI Energieversorgern, Herstellern und Installateuren nach eigener Auskunft von Heartbeat AI eine schlüsselfertige Plattform bereit: von intelligentem Energiemanagement über Smart Meter und §14a-Steuerung bis hin zu dynamischen Tarifen, Direktvermarktung und operativem Service. Auch Hersteller von Wärmepumpen, Speichern, Ladeinfrastruktur und Photovoltaikwechselrichtern können die Softwareplattform nutzen.
„Mit Heartbeat AI können Energieversorger Angebote aufsetzen, ohne alle digitalen, technologischen und operativen Voraussetzungen selbst entwickeln zu müssen“, sagt Barbara Wittenberg, Geschäftsführerin der Heartbeat AI GmbH. Heartbeat AI biete Herstellern die Schnittstellenkompatibilität lizenzkostenfrei an; damit beseitige das Unternehmen eine Barriere für die Vernetzung im Massenmarkt.
Die Energy-Automation-Plattform Heartbeat AI steuert bereits mehr als 60.000 dezentrale Energiesysteme und verbindet Photovoltaik, Stromspeicher, Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur mit dem Energiemarkt.
Deutsche Wind Guard Systems mit Doppelspitze
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
PERSONALIE. Leif Rehfeldt verstärkt die Geschäftsführung der Deutsche Wind Guard Systems GmbH.
Leif Rehfeld (40) leitet das zur Deutsche Wind Guard-Gruppe gehörende Softwarehaus ab sofort gemeinsam mit dessen langjährigem Geschäftsführer Falko Feßer, wie das Unternehmen mitteilt. Am Standort Berlin schreibe man mit dem leistungsstarken Windpark-Managementsystem „WONDER“ seit 25 Jahren Erfolgsgeschichte, erklärte Rehfeldt. „Mit Blick auf den weltweiten Ausbau der erneuerbaren Energien treiben wir die strategische Weiterentwicklung unserer Softwarelösungen konsequent voran, um systematisch neue Märkte zu erschließen.“
Wonder, so Wind Gard Systems, unterstütze Betriebsführer, Betreiber und Asset-Manager dabei, ihre Portfolios im Bereich erneuerbare Energien transparent zu steuern, fundierte Entscheidungen zu treffen und den langfristigen Anlagenbetrieb zu begleiten. Der modulare Aufbau ermögliche individuelle Anpassungen an bestehende Strukturen und Prozesse. Zudem entwickle Wind Guard Systems, wie es weiter heißt, als interner Dienstleister individuelle KI-Lösungen für verschiedenste Bereiche der Unternehmensgruppe.
Nach seinem Masterstudium in International Administration and Global Governance an der Universität Göteborg in Schweden trat Leif Rehfeldt 2013 in die Muttergesellschaft Deutsche Wind Guard und 2020 in deren Geschäftsführung ein.
Deutsche Wind Guard
Die Deutsche Wind Guard bietet nach eigenen Angaben rund 60 verschiedene Dienstleistungen und Beratung entlang der Wertschöpfungskette der Windenergie und weiterer erneuerbarer Energien. Das Unternehmen wurde im Jahr 2000 gegründet. Es hat seinen Hauptsitz in Varel (Niedersachsen) sowie weitere Standorte in Deutschland, den USA, China und Indien und beschäftigt mehr als 220 erfahrene Experten.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
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Der erste Tanker kommt wieder durch die Straße von Hormus
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Überwiegend mit Abgaben zeigten sich am Dienstag die Energiemärkte, nur CO2 legte etwas zu. Die Preise reagierten damit auf Andeutungen über neue Gespräche zwischen den USA und Iran zur Beendigung des Krieges. Beide Parteien sollen ihre Bereitschaft zur Fortsetzung der Verhandlungen signalisiert haben.
Zudem reizen die USA ihre Blockadedrohung offenbar nicht zu 100 Prozent aus: Ein von den USA sanktionierter chinesischer Tanker hat Schiffsdaten zufolge trotz der US-Blockade die Straße von Hormus durchquert. Laut den Daten der Anbieter LSEG, Marine Traffic und Kpler ist es das erste Schiff, dem die Durchfahrt aus dem Persischen Golf seit Beginn der US-Blockade am Montag gelungen ist. Der Tanker mittlerer Größe hat den Angaben zufolge rund 250.000 Barrel Methanol an Bord, die er allerdings im Hafen von Hamrija in den Vereinigten Arabischen Emiraten und nicht im Iran geladen hat. Das Schiff und seine Eignergesellschaft Shanghai Xuanrun Shipping waren wegen Geschäften mit Iran auf einer US-Sanktionsliste.
Strom: Mit einem deutlichen Minus hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert, der damit auf die Abgaben bei Gas und Kohle reagierte. Der Day-ahead verlor 20,50 Euro auf 118,00 Euro je Megawattstunde im Base und 33,00 Euro auf 103,75 Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse wurde die Grundlast mit 117,53 Euro ermittelt, die Spitzenlast mit 103,29 Euro.
Maßgeblich für den Preisrückgang dürfte die prognostizierte höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung zur Wochenmitte gewesen sein. Die Meteorologen von Eurowind erwarten für den Mittwoch 16,9 Gigawatt an Beiträgen von Wind und Solar, während am Berichtstag nur 15,7 Gigawatt anfallen sollen. Auch für die zweite Wochenhälfte rechnet Eurowind mit einer schwachen Einspeiseleistung der Erneuerbaren von deutlich unter 20 Gigawatt. Von Sonntag/Montag der neuen Woche an soll sich jedoch das Windaufkommen in Deutschland verstärken, während die Temperaturen sinken.
Am langen Ende gab das Strom-Cal-27 um 2,01 Euro auf 89,09 Euro je Megawattstunde nach.
CO2: Etwas fester haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.40 Uhr um 1,05 Euro auf 73,64 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt nur schwache 11,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 74,19 Euro, das Tief bei 72,42 Euro.
CO2 hält sich damit weiter in der neu etablierten Spanne zwischen 70 und 75 Euro und zeigt sich wie zuletzt öfters mit entgegengesetzten Impulsen zu Gas und Öl. Sinken aufgrund geopolitischer Entspannungshoffnungen die Preise für fossile Energieträger, steigt deren Nachfrage, damit aber auch der Bedarf an CO2-Zertifikaten, die sich mithin verteuern.
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Dienstag schwächer gezeigt. Der Frontmonat Mai am niederländischen TTF sank bis gegen 12.52 Uhr um 1,820 Euro auf 44,580 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es im Day-ahead um 3,300 Euro auf 45,700 Euro je Megawattstunde nach unten.
Gas folgt damit Öl abwärts. Ursache für die Abgaben bei Gas sind Hoffnungen auf eine Fortführung der Gespräche zur Beendigung des Irankriegs. Nach Darstellung von US-Präsident Donald Trump von den rechtspopulistischen Maga-Republikanern haben sich die Iraner nach den vorerst gescheiterten Verhandlungen zwischen Washington und Teheran bei den USA gemeldet. „Sie wollen einen Deal machen“, so Trump. In Pakistan, Schauplatz der Verhandlungen am Wochenende, mehrten sich zuletzt wieder Berichte über neue Gespräche zwischen Iran und den Vereinigten Staaten. Trotz der kriegsbedingt hohen Gaspreise haben die Füllstände deutscher Gasspeicher von Anfang April an täglich etwas zugenommen.
ENERGIEDATEN:
Strom Spotmarkt:
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Strom Terminmarkt:
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Gas Spot- und Terminmarkt:
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