24. April 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
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Inhalt
POLITIK & RECHT
GAS: Gasausstieg sorgt für Streit im Bundestag
REGENERATIVE: Länder legen Folgekonzept für EEG vor
POLITIK: Verbände drängen auf Anpassungen bei Stromreformen
BIOKRAFTSTOFFE: THG-Quote im Verkehr steigt auf 65 Prozent bis 2040
HANDEL & MARKT
STUDIEN: Ohne Eigenkapital droht Stillstand der Energiewende
IT: Digitaler Marktplatz für Eigenbau-Lösungen aus der Energiewirtschaft
STATISTIK DES TAGES : Monatlicher Erdgas-Verbrauch in Deutschland 2022 bis Februar 2026
TECHNIK
STROMNETZ: Netzbetreiber wollen bei Offshore-Kabeln kooperieren
KLIMASCHUTZ: Großwärmepumpe macht Kohleausstieg möglich
CCS: Exxonmobil will CO2-Speicherung vor Niedersachsen prüfen
UNTERNEHMEN
PHOTOVOLTAIK: Einfacher und wirtschaftlicher Weg zum Solarstrom im Mietshaus
BETEILIGUNG: Noch Bürgergeld für größten Solarpark der Haller Stadtwerke gesucht
ÜBERNAHME: Cubos übernimmt Chargeone
ELEKTROFAHRZEUGE: Franzosen basteln an Elektrozukunft deutscher Lkw-Depots
IT: Quadra Energy setzt auf die Kisterscloud
TOP-THEMA
EWE will Rekordinvest durch 1 Milliarde frisches Kapital absichern
EWE-Vorstand Stefan Dohler (l.) stellte mit Frank Reiners die Bilanz vor. Quelle: Volker Stephan
BILANZ.
Eine Milliarde Euro frisches Kapital will EWE noch in diesem Jahr auftreiben. Der Oldenburger Energiekonzern bereitet dafür eine Kapitalerhöhung der Anteilseigner und eine Anleihe vor.
Abstriche beim Ergebnis, aber nicht bei den Investitionen: EWE steckt weiter erhebliche Mengen Geld in Netze, Ökokraftwerke und die grüne Wasserstoffproduktion, um den Transformationsprozess bei der Energieversorgung fortzuführen. Dafür kündigte der Oldenburger Energiekonzern bei der Präsentation des Jahresergebnisses für 2025 an, sich neuen finanziellen Spielraum im Umfang von 1 Milliarde Euro verschaffen zu wollen.
500 Millionen Euro sollen durch eine neue Anleihe hereinkommen, die EWE laut Finanzvorstand Frank Reiners im Sommer begeben will. Eine weitere halbe Milliarde Euro sollen die Anteilseigner per Kapitalerhöhung noch im laufenden Jahr beisteuern. Das sind der kommunale EWE-Verband (74 Prozent) und der französische Infrastruktur-Investor Ardian (26 Prozent).
Bei den Investitionen (16 Milliarden Euro über eine Dekade) liegt das Unternehmen im Plan. 2025 habe EWE den Durchschnittswert von 1,6 Milliarden Euro erreicht, 2026 soll es Rekordausgaben von 2 Milliarden Euro geben, so der Vorstandsvorsitzende Stefan Dohler am 23. April vor einer Medienrunde. Die angepeilte Stärkung des Eigenkapitals sei dabei auch ein Zeichen an die Banken. „Wir fahren keinen Kurs der maximalen Verschuldung, sondern wachsen mit Augenmaß“, so Dohler.
Windkraft schwächelt im Bilanzjahr 2025
Ein laut Frank Reiners „extrem schwaches Windkraftergebnis“ hat die Bilanz für das Geschäftsjahr 2025 schlechter ausfallen lassen als erwartet. Auch niedrigere Endkundenpreise sowie eine geringere Stromabnahme von Großkunden ließen den Umsatz um 576,8 Millionen Euro auf rund 8,105 Milliarden Euro fallen (minus 6,6 Prozent). Der Gewinn sank um rund 240 Millionen Euro auf 411,3 Millionen Euro (minus 36,8 Prozent).
Auf die aktuellen Minuszeichen reagiert der Konzern mit einer neuen Betrachtung seiner Geschäftstätigkeit. Aussagekräftiger für die Ertragskraft sei wegen der hohen Investitionen das operative Ergebnis vor Abschreibungen (oEbitda). Und dieses habe sich 2025 kaum ins Negative gewendet, um lediglich 3,7 Prozent auf 1,214 Milliarden Euro. Reiners spricht daher „von einer stabilen Ertragskraft des operativen Geschäfts“.
EWE gliedert sein Geschäft in sechs Teilbereiche auf. Darunter zeigte sich im Umsatz allein das Segment „Infrastruktur“ verbessert. Die Netze und Speicher spielten 1,385 Milliarden Euro ein (plus 25,7 Prozent). Das Segment „Markt“ mit Energievertrieb und -handel steigerte allerdings bei gesunkenem Umsatz das operative Ebit um 42,5 Prozent auf 102 Millionen Euro.
Bei den erneuerbaren Energien sollen die Investitionen langfristig auf das Konzernergebnis einzahlen. EWE ist hier mit der Entwicklung sehr zufrieden. 2.500 MW hat die Tochtergesellschaft Alterric, mit der Aloys Wobben Stiftung (Enercon) gegründet, in der Erzeugung. Zuletzt erhielt das Unternehmen in Windkraft-Ausschreibungen den Zuschlag für weitere 862 MW.
Die starke Überzeichnung der Ausschreibungen sei laut Dohler ein Zeichen dafür, dass der Markt für die Energiewende liefern könne, so Dohler. Die Zuschlagswerte seien dadurch gering. Dies sei schlecht für den Investor, aber gut für den Verbraucher wegen der günstigeren Strompreise.
Keine Wechselbereitschaft bei den Kunden
Die Füllstände der Gasspeicher seien im Bund mit 23 Prozent sehr niedrig. 80 Prozent der EWE-Kapazitäten hätten Kunden zwar inzwischen gebucht, was konzernintern für eine gute Vermarktung spreche. Die Händler speicherten derzeit wegen der hohen Beschaffungspreise aber nicht ein. Eine Befüllung der eigenen Salzkavernen solle spätestens im Juni oder Juli beginnen. Bei den porösen Speichern, die sich langsamer füllten, sei Ende Mai der beste Startzeitpunkt. Alles sei allerdings abhängig von der Entwicklung in der Straße von Hormus, die Politik müsse hier vorbereitet sein.
Im Wasserstoffsektor habe sich am Investitionsziel von 1 Milliarde Euro nichts geändert. Der begrenzte Markthochlauf gebe aber nicht zur Euphorie Anlass, das „Tal der Tränen“ sei noch nicht durchschritten, so Dohler. Dass bei den Gasen Erdgas über die Kraftwerksstrategie weiter wichtig bleibt, hält er für den „richtigen Schritt“, die Diskussionen um neue Gaskraftwerke mit 10.000 MW Leistung für „verzerrt“ negativ.
Der Druck auf die Energiemärkte zeitigt einen Nebeneffekt. EWE erkennt aktuell bei der Kundschaft keine Wechselbereitschaft. Stefan Dohler schreibt dies den hohen Beschaffungskosten zu, die keinen aggressiven Preiskampf zuließen. Auf der anderen Seite hofft er, dass nicht wieder weniger seriöse Anbieter reihenweise Verträge kündigen. Während der Energiekrise nach dem russischen Überfall auf die Ukraine hatten die Grundversorger in erheblicher Anzahl Kunden von Discountern aufnehmen und dafür teuer Energiemengen nachordern müssen. Aktuell liegt EWE bei 900.000 Verträgen für Strom, 500.000 bei Gas und 700.000 bei Telekommunikation. Dies seien stabile Zahlen, so Dohler.
Quelle: Shutterstock / sdf_qwe
Gasausstieg sorgt für Streit im Bundestag
GAS. Der Bundestag berät über die EnWG-Novelle zum Gasausstieg. Verbände kritisieren widersprüchliche Vorgaben und fordern klare Regeln für Netze, Biomethan und Wasserstoff.
Der Deutsche Bundestag befasst sich am 23. April mit der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), die den Rahmen für den Ausstieg aus der Gasversorgung sowie den Aufbau eines Wasserstoffmarktes setzen soll. Mehrere Verbände und Organisationen äußern Kritik an zentralen Punkten des Gesetzentwurfs und fordern Nachbesserungen.
Das Umweltinstitut München sieht in dem Entwurf widersprüchliche Signale für den Gasausstieg. So sollen Stadtwerke und Gasnetzbetreiber künftig zwar Stilllegungspläne für ihre Netze erarbeiten, gleichzeitig könne die Politik jedoch den Einbau neuer Gasheizungen wieder erlauben. „Neue Gasheizungen zu erlauben, während Städte die Stilllegung ihrer Netze planen, würde zu Chaos in den Kommunen und hohen Kosten bei Verbraucherinnen führen“, erklärte Till Irmisch vom Umweltinstitut.
Die Rücknahme der verpflichtenden Stilllegung oder Umwidmung von Gasnetzen begrüßte der Verband Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft. „Die Novelle zeigt: Gasnetze werden auch im klimaneutralen Energiesystem gebraucht. Sie sind die Voraussetzung dafür, dass erneuerbare Gase schnell, effizient und flächendeckend in den Markt kommen“, sagte Vorstand Timm Kehler.
Gasheizungen ohne Gas?
Mit der EnWG-Novelle sollen Netzbetreiber erstmals die Möglichkeit erhalten, Gasnetze schrittweise stillzulegen. Sie sollen gemeinsam mit Kommunen festlegen, wann einzelne Netzabschnitte außer Betrieb gehen. Haushalte könnten dann unter Einhaltung von Fristen vom Netz getrennt werden. Damit setzt die Bundesregierung eine EU-Richtlinie zum Gas- und Wasserstoffbinnenmarkt um.
Nach Angaben des Umweltinstituts fehlt jedoch eine verbindliche Pflicht zur Erstellung solcher Stilllegungspläne mit festen Fristen. Das könne dazu führen, dass steigende Netzkosten auf immer weniger Kundinnen und Kunden verteilt werden. Frühzeitige Planung könne diese Kosten reduzieren und Investitionen in eine alternative Wärmeversorgung wie Wärmepumpen oder Fernwärme erleichtern.
Biogas kommt nicht ins Netz
Auch das Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) sieht Anpassungsbedarf. Laut HBB sieht der Gesetzentwurf vor, dass Verteilnetzbetreiber Biomethananlagen nach einer Frist von zehn Jahren vom Netz trennen können. Diese Frist sei zu kurz, um Investitionen zu amortisieren. „Mit einer Frist von nur zehn Jahren werden neue Biomethanprojekte bereits auf Eis gelegt“, erklärt Sandra Rostek vom HBB. Die Organisation fordert eine Verlängerung auf 20 Jahre, um Investitionssicherheit zu schaffen.
Die Bioenergiebranche befürchtet laut HBB, dass ohne entsprechende Anpassungen sowohl die kurzfristige Investitionsdynamik als auch die langfristige Rolle Deutschlands als Biogasstandort geschwächt werden könnten. Zudem könnten politische Vorhaben wie eine stärkere Nutzung erneuerbarer Gase im Gebäudesektor an Umsetzungshürden scheitern.
Fernleitungen für Wasserstoff öffnen
Die Fernleitungsnetzbetreiber im Verband FNB Gas, fordern den Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur. Geschäftsführerin Barbara Fischer erklärt, im Gesetzentwurf fehlten zentrale Voraussetzungen für die Transformation der Gaswirtschaft. „Der Ball liegt jetzt im Bundestag, um aus dem Entwurf ein Ermöglichungsgesetz zu machen“, so Fischer.
FNB Gas fordert unter anderem Anpassungen bei den Finanzierungsbedingungen für das geplante Wasserstoff-Kernnetz. Der Selbstbehalt der Netzbetreiber solle reduziert und Risiken klarer im Gesetz verankert werden, um Investitionen zu erleichtern. Zudem seien zusätzliche Finanzierungsinstrumente für Leitungen außerhalb des Kernnetzes notwendig, um den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft auch in den Regionen zu ermöglichen.
Darüber hinaus sehen die Netzbetreiber Bedarf für mehr Flexibilität bei der Umsetzung von Infrastrukturprojekten. Erfahrungen aus ersten Projekten und ein verzögerter Markthochlauf hätten gezeigt, dass starre Vorgaben die effiziente Planung erschweren könnten. Auch bei der Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff warnen die Unternehmen vor steigender Komplexität und möglichen Doppelstrukturen durch die Umsetzung europäischer Vorgaben.
Weniger Transparenz für mehr Sicherheit
Ein weiterer Kritikpunkt betrifft die Transparenzanforderungen für kritische Infrastrukturen. Laut FNB Gas könnten umfangreiche Veröffentlichungspflichten sicherheitsrelevante Informationen über Netze öffentlich zugänglich machen. Hier sei eine stärkere Differenzierung erforderlich, um ein Gleichgewicht zwischen Transparenz und Schutz der Infrastruktur zu erreichen.
Die parlamentarischen Beratungen zur EnWG-Novelle müssen die Interessenkonflikte zwischen Klimaschutzzielen, Versorgungssicherheit und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen ausgleichen. Daher sind Änderungen am Gesetzentwurf wahrscheinlich.
Die Stellungnahme der FNB Gas zum EnWG steht als PDF zum Download bereit.
Länder legen Folgekonzept für EEG vor
Die Energieminister Tobias Goldschmidt (S-H) und Christian Meyer (Niedersachsen) und Tim Höfer (Enervis). Quelle: Susanne Harmsen
REGENERATIVE. Schleswig-Holstein und Niedersachsen haben ein Gutachten von Enervis zur EEG-Nachfolge vorgestellt und fordern schnelle Entscheidungen für die weitere Förderung erneuerbarer Energien.
Schleswig-Holstein und Niedersachsen haben am 23. April 2026 in Berlin Vorschläge für die Zeit nach dem Auslaufen des aktuellen Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) vorgelegt. Die Energieminister Tobias Goldschmidt und Christian Meyer (beide Bündnis 90/Grüne) präsentierten dazu in Berlin ein gemeinsames Gutachten von Enervis. Dieses untersucht, wie der Förderrahmen für erneuerbare Energien ab 2027 ausgestaltet werden kann.
Das Gutachten hebt hervor, dass die Energiewende entscheidend für das Erreichen der Klimaschutzziele bleibt. Die Autoren betonen, dass auch nach 2026 weiterhin Förderinstrumente notwendig sind. Hintergrund ist, dass die beihilferechtliche Genehmigung des EEG Ende 2026 ausläuft und neue europäische Vorgaben unter anderem Rückzahlungsmechanismen verlangen.
Förderung weiter notwendig
Die Analyse basiert laut den Ländern auf Strommarktszenarien bis 2045 sowie ökonomischen Bewertungen und Gesprächen mit Akteuren aus der Praxis. Demnach reicht ein rein marktgetriebener Ausbau erneuerbarer Energien nicht aus, um die gesetzten Ausbauziele zu erreichen. Besonders für Windenergie an Land und auf See bleibe eine staatliche Absicherung der Investitionen erforderlich.
Als zentrales Instrument empfehlen die Gutachter sogenannte Contracts for Difference (CfD). Diese Differenzverträge sollen Einnahmerisiken reduzieren und gleichzeitig Rückzahlungen bei hohen Strompreisen ermöglichen. Bevorzugt wird ein produktionsabhängiges Modell mit jährlicher Referenzperiode. Laut Gutachten lassen sich damit Risiken begrenzen, auch wenn Zielkonflikte etwa bei Marktanreizen bestehen bleiben.
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| EU-Vorgaben für einen Rückzahlungsmechanismus - Für Vollansicht auf das Bild klicken Quelle: Enervis |
Die Energieminister fordern die Bundesregierung auf, zügig einen gesetzlichen Rahmen für die Zeit nach 2026 vorzulegen. Goldschmidt erklärte: „Der
Förderrahmen wird darüber entscheiden, wie schnell und kosteneffizient
Deutschland den Weg aus der fossilen Abhängigkeit schaffen kann.“ Meyer ergänzte, die Branche benötige Planungssicherheit für Investitionen in Milliardenhöhe.
Beide Minister kritisierten den EEG-Entwurf aus dem Bundeswirtschaftsministerium (BMWE). Dieser berücksichtige die Vielfalt der Akteure nicht ausreichend. Insbesondere kleinere Projektierer würden benachteiligt. Meyer verwies auf über 800 genehmigte Windenergieprojekte in Niedersachsen, die ohne Ausschreibungen nicht umgesetzt werden könnten.
Verbandsforderungen ans EEG
„Eine erfolgreiche Zukunftsbranche mit Hunderttausenden Arbeitsplätzen darf jetzt nicht durch fossilen Lobbyismus der alten Energien ausgebremst werden“, appellierte Meyer. Dies schade dem Standort Deutschland sowie der Sicherheit und Resilienz einer kostengünstigen Energieversorgung. Die Energieminister aller Bundesländer wollen Druck auf das BMWE ausüben, den Gesetzentwurf zu überarbeiten, betonte er.
Auch einzelne Maßnahmen der geplanten EEG-Novelle stoßen auf Kritik. Meyer sprach sich gegen einen Förderstopp für kleinere Photovoltaik-Dachanlagen aus. Diese trügen zur Stromversorgung in Städten bei und könnten in Kombination mit Speichern netzdienlich betrieben werden. Gleichzeitig warnte er vor Fehlanreizen, wenn, wie geplant, über Umlagen auf den Strompreis die geplanten neuen fossile Gaskraftwerke finanziert würden.
Verbände aus der Energiewirtschaft kommen zu unterschiedlichen Bewertungen. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) begrüßt die Beibehaltung der Ausbauziele sowie geplante Ausschreibungen bis 2032. Kritisch sieht der Verband jedoch eine verpflichtende Direktvermarktung für kleinere Anlagen sowie eine mögliche Abschöpfung von Übererlösen.
Der Bundesverband Windenergie (BWE) fordert Nachbesserungen an EEG und Netzpaket. Präsidentin Bärbel Heidebroek erklärte, dass zentrale Vorschläge aus der Praxis bislang nicht ausreichend berücksichtigt seien. Sie verwies insbesondere auf Hemmnisse für den Ausbau in süddeutschen Regionen.
Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) bewertet den EEG-Entwurf differenziert. Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing sieht in einer stärkeren Ausrichtung auf Kosteneffizienz einen richtigen Ansatz. Gleichzeitig fordert der Verband zusätzliche Ausschreibungsmengen für Windenergie an Land sowie Anpassungen bei Biomasse, um bestehende Anlagen weiter betreiben zu können.
Insgesamt zeigt das Gutachten der beiden Bundesländer, dass der künftige Förderrahmen mehrere Zielkonflikte ausgleichen muss. Dazu zählen Versorgungssicherheit, Kosteneffizienz und Klimaschutz. Die Länder drängen darauf, diese Fragen schnellstmöglich und vor dem Auslaufen des aktuellen EEG zu klären, um Investitionsunsicherheiten zu vermeiden.
Verbände drängen auf Anpassungen bei Stromreformen
Quelle: Pixabay / Jörn Heller
POLITIK. Branchenverbände kritisieren die Gesetzentwürfe zu Strommarkt, Netzen und Erneuerbaren. Sie fordern Anpassungen, um Investitionen, Versorgungssicherheit und Ausbauziele zu sichern.
Die aktuell in der Ressortabstimmung befindlichen Gesetzentwürfe zum Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) sowie zum Netzpaket stoßen in der Energiewirtschaft auf ein gemischtes Echo. Verbände aus verschiedenen Bereichen sehen Fortschritte, mahnen jedoch zugleich Nachbesserungen an.
Für den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) bewertet Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae den Entwurf zum StromVKG als Signal für die Versorgungssicherheit. Mit der vorgesehenen Ausschreibung für neue Gaskraftwerke noch in diesem Jahr sollen Kapazitäten entstehen, die in Zeiten mit geringer Einspeisung erneuerbarer Energien einspringen. Sie sollen perspektivisch klimafreundlich mit Wasserstoff betrieben werden können. Ergänzend nennt Andreae Großbatteriespeicher, Sektorkopplung und Verbrauchsflexibilität.
Der Verband sieht jedoch Klärungsbedarf bei zentralen Rahmenbedingungen. So sollen Kriterien für den Umstieg auf Wasserstoff erst nach ersten Ausschreibungen festgelegt werden. Laut Andreae verzögert dies den Hochlauf eines Wasserstoffmarktes. Zudem fordert der BDEW verlässliche Angaben zu Sicherheitszahlungen, Pönalen und Höchstwerten, um Investitionsentscheidungen zu ermöglichen.
Netzanschluss beschleunigen
Beim Netzpaket unterstützt der BDEW die Modernisierung der Netzanschlussregeln. Angesichts steigender Anschlussanfragen aus Industrie, Elektromobilität und Wärmesektor seien flexiblere und rechtssichere Verfahren notwendig. Gleichzeitig fordert der Verband schnellere Genehmigungen und zusätzliche Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzausbaus. Zehn Jahre für Infrastrukturprojekte seien nicht akzeptabel, so Andreae.
Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) bewertet den Entwurf zum Netzanschlusspaket ebenfalls positiv, sieht aber Risiken für Investitionen. Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing begrüßt das geplante Ende des sogenannten Windhundprinzips bei Netzanschlüssen. Einheitliche Kriterien und mehr Transparenz könnten Prozesse beschleunigen und Kapazitäten effizienter nutzen.
Redispatch-Vorbehalt kritisch gesehen
Kritisch sieht der VKU jedoch den geplanten Redispatch-Vorbehalt. Dieser sieht vor, dass Betreiber erneuerbarer Anlagen in bestimmten Netzgebieten ihren Entschädigungsanspruch verlieren könnten. Laut Liebing erschwert dies die Finanzierung neuer Projekte. Der Verband plädiert für technologiespezifische Lösungen und Ausnahmen in Windvorranggebieten.
Auch aus der Branche der erneuerbaren Energien kommt Kritik. Der Bundesverband Windenergie (BWE), sieht im EEG-Entwurf fehlende Impulse für mehr Marktintegration. Präsidentin Bärbel Heidebroek bemängelt, dass zentrale Elemente wie Direktbelieferung, Bürgerenergie und zusätzliche Ausbauvolumina nicht berücksichtigt seien. Zudem kritisiert sie Eingriffe in bestehende Fördermechanismen.
Beim Netzpaket äußert der BWE rechtliche Bedenken gegen zentrale Instrumente wie kapazitätslimitierte Netzgebiete und den Redispatch-Vorbehalt. Laut Heidebroek könnten diese Regelungen zu Rechtsunsicherheit führen und den Ausbau der erneuerbaren Energien bremsen.
Industrieverband begrüßt neue Kraftwerke
Die energieintensive Industrie bewertet die Entwicklungen differenziert. Der Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) begrüßt Fortschritte bei StromVKG und Netzanschlusspaket. Hauptgeschäftsführer Christian Seyfert spricht von einem wichtigen Schritt nach längerer Verzögerung.
Positiv bewertet der VIK den geplanten Start von Ausschreibungen für neue gesicherte Kraftwerksleistung noch in diesem Jahr. Das Volumen von 11.000 MW bis 2027 sei ein Einstieg, müsse aber erweitert werden. Entscheidend sei der Übergang zu einem dauerhaften Kapazitätsmarkt.
Zugleich sieht die Industrie im Netzausbau eine zentrale Voraussetzung für Investitionen. Laut VIK müssen industrielle Netzanschlüsse prioritär behandelt werden, um die Elektrifizierung voranzutreiben.
THG-Quote im Verkehr steigt auf 65 Prozent bis 2040
Quelle: Fotolia / Bernd Leitner
BIOKRAFTSTOFFE. Der Bundestag hat in Berlin einen Gesetzentwurf der Bundesregierung beschlossen, der die Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) im Verkehr bis 2040 auf 65 Prozent anhebt.
Am 22. April hat der Bundestagsausschuss für Klimaschutz den Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) in geänderter Fassung angenommen. Dieser wurde am 23. April vom Bundestag beschlossen und kann nach Zustimmung im Bundesrat ab Anfang Mai in Kraft treten.
Zentrales Element der Novelle ist die Anhebung der THG-Quote im Straßenverkehr auf 65 Prozent bis zum Jahr 2040. Ursprünglich hatte die Bundesregierung eine Zielmarke von 59 Prozent vorgesehen. Die nun beschlossene Fassung geht auf einen Änderungsantrag der Koalitionsfraktionen zurück, der nach längeren Verhandlungen zustande kam.
Mehr Biokraftstoffe in den Tank
Neben der Anhebung der Gesamtquote sieht der Entwurf mehrere Anpassungen bei den Erfüllungsoptionen vor. So wird die Obergrenze für konventionelle Biokraftstoffe angehoben. Die bislang bei 4,4 Prozent liegende Deckelung soll bis 2033 auf maximal 5,8 Prozent steigen. Dies solle zur Stabilisierung des Marktes beitragen und der Landwirtschaft sowie der heimischen Produktion zusätzliche Absatzmöglichkeiten eröffnen.
Eine weitere Neuerung betrifft die Anrechnung von Strom aus Biogas. Dieser soll ab Januar 2028 auf die THG-Quote angerechnet werden können. Damit können Biogasanlagen künftig Strom für Ladeinfrastruktur bereitstellen. Bislang war dies aufgrund fehlender Regelungen nicht möglich.
Auch bei erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs, sogenannten RFNBO, wird die Entwicklung beschleunigt. Die entsprechende Unterquote soll schneller steigen als bisher geplant. Laut einem Vertreter der Union zielt dies darauf ab, Investitionsanreize insbesondere im Bereich der Wasserstoffwirtschaft zu setzen. Die SPD-Fraktion erklärte, das Gesetz unterstütze sowohl den Hochlauf der Elektromobilität als auch den Ausbau der Wasserstoffindustrie und sei ein wichtiges Instrument für die angestrebte Klimaneutralität im Verkehr bis 2045.
Kritik der Opposition
Kritik kam aus den Oppositionsfraktionen. Die AfD bemängelte laut Ausschussdebatte eine unzureichende Berücksichtigung der Marktlage und der Verfügbarkeit alternativer Kraftstoffe. Ein Abgeordneter warnte vor Planungsunsicherheit und zusätzlichen finanziellen Belastungen.
Bündnis 90/Die Grünen und Die Linke lehnten den Entwurf ebenfalls ab. Vertreter der Grünen argumentierten, zusätzliche Anrechnungsoptionen für aus ihrer Sicht klimaschädliche Kraftstoffe würden die Wirkung der höheren Quote unterlaufen. Sie kritisierten insbesondere die Ausweitung von Biokraftstoffen aus Anbaubiomasse und verwiesen auf mögliche negative Effekte für Flächenverbrauch und Biodiversität.
Zudem forderten sie, die Nutzung von Nahrungs- und Futtermitteln als Kraftstoffbasis bis 2030 zu beenden und stattdessen stärker auf Elektrifizierung zu setzen.
Die Linksfraktion warf der Koalition vor, bestehende fossile Geschäftsmodelle zu stützen. Eine Abgeordnete erklärte, das Gesetz verlängere die Abhängigkeit von teuren Kraftstoffen und belaste speziell Haushalte ohne Zugang zu Elektromobilität oder gut ausgebautem öffentlichen Verkehr. Die Fraktion fordert, Ladestrom als einzige Erfüllungsoption der THG-Quote im Straßenverkehr festzulegen und Anreize für E-Fuels abzuschaffen.
Branchenverbände begrüßen neue Quote
Unterstützung erhielt der Entwurf hingegen aus der Bioenergiebranche. Sandra Rostek, Leiterin des Hauptstadtbüros Bioenergie, erklärte, der Anstieg der THG-Quote von derzeit 12,1 Prozent auf 17,5 Prozent ab 2027 sende ein Signal für den Markthochlauf klimafreundlicher Kraftstoffe. Positiv bewerten die Verbände vornehmlich die geplante Anhebung der Biokraftstoff-Obergrenze, die Anrechenbarkeit von Strom aus Biomasse sowie Regelungen zu biogenem Wasserstoff.
Janet Hochi, Geschäftsführerin des Biogasrates sieht Planungs- und Investitionssicherheit für die Bioenergie gefährdet. „Insbesondere mit der rückwirkenden Abschaffung der doppelten Anrechenbarkeit fortschrittlicher Biokraftstoffe auf die THG-Minderungsquote werden heimische Erzeuger von fortschrittlichen Biokraftstoffen, wie Bio-CNG und Bio-LNG, wettbewerblich gegenüber anderen Kraftstoffoptionen signifikant diskriminiert“, sagte sie. Das untergrabe den verfassungsrechtlich legitimierten Vertrauens- und Bestandsschutz massiv, so Hochi.
Kritik äußerte auch die Deutsche Umwelthilfe (DUH). Bundesgeschäftsführer Jürgen Resch bezeichnete den Entwurf als klimapolitisch problematisch. Laut DUH würden ineffiziente und ressourcenintensive Kraftstoffe stärker gefördert, während eine klare Priorisierung der Elektromobilität fehle. Resch verwies zudem auf begrenzte nachhaltige Potenziale bei biogenen und synthetischen Kraftstoffen sowie auf mögliche Nutzungskonflikte.
Quelle: Fotolia / Minerva Studio
Ohne Eigenkapital droht Stillstand der Energiewende
STUDIEN. Viele Kommunen haben knappe Kassen und können das nötige Kapital für die Energiewende aus den laufenden Haushalten nicht bereitstellen. Eine Studie will zur Lösung beitragen.
Eine aktuelle Studie von Agora Energiewende, Stiftung Klimaneutralität und Dezernat Zukunft beziffert erstmals den bundesweiten Eigenkapitalbedarf kommunaler Energieversorgungsunternehmen. Bis 2035 ergibt sich demnach eine Lücke von rund 68 Milliarden Euro. Betroffen sind vor allem kommunale Energieversorger, denn viele Kommunen haben knappe Kassen und können das Kapital aus den laufenden Haushalten nicht bereitstellen.
Der Investitionsbedarf insgesamt fällt deutlich höher aus. Bis 2045 müssen rund 647 Milliarden Euro in die Infrastruktur fließen. Die Eigenkapitalbasis vieler der knapp 900 kommunalen Unternehmen reicht dafür nicht aus. Fehlt ausreichendes Eigenkapital, sinkt die Kreditwürdigkeit. Damit erschwert sich der Zugang zu Fremdkapital, das für die Umsetzung zentraler Projekte notwendig ist. Hier setzt nun die neue Studie an. Sie geht dabei auch auf den von der Bunderegierung gemeinsam mit der KfW gestarteten „Deutschland-Standard“ ein. Mit dem neuen Instrument will der Bund private und kommunale Investitionen in zentralen Zukunftsfeldern erleichtern (wir berichteten).
Die Studie zeigt, dass Kommunen zwar rechtlich in der Lage sind, ihre Unternehmen mit Eigenkapital auszustatten. Die finanzielle Realität begrenzt diese Möglichkeit jedoch erheblich. Das Defizit der kommunalen Haushalte erreichte 2025 mit 31,9 Milliarden Euro einen Höchststand, laut den nun vorliegenden Ergebnissen. Spielräume für zusätzliche Kapitalzuführungen bestehen kaum.
Kreditfinanzierte Eigenkapitalmaßnahmen stoßen ebenfalls an Grenzen. Zwar gelten Investitionen in Netze als wirtschaftlich tragfähig. Die Rückflüsse über Dividenden erfolgen jedoch oft erst langfristig. Gleichzeitig belasten Zins- und Tilgungszahlungen kurzfristig die Haushalte. Diese zeitliche Verschiebung führt dazu, dass Kommunalaufsichten entsprechende Finanzierungen häufig ablehnen.
Hybride Finanzierungsinstrumente als Ansatz
Die Autorinnen und Autoren der Studie mit dem Titel „Eigenkapital für die Energiewende“ haben nun „hybrides Kapital“ als zentralen Ansatz zur Stärkung der Eigenkapitalbasis herausgearbeitet. Dieses Instrument verbindet Eigenschaften von Eigen- und Fremdkapital. Banken berücksichtigen es bei der Kreditvergabe als wirtschaftliches Eigenkapital, sofern bestimmte Bedingungen erfüllt sind. Dazu zählen langfristige Verfügbarkeit und Nachrangigkeit im Insolvenzfall.
Ein Beispiel sind laut den Studienautoren nachrangige Gesellschafterdarlehen. Kommunen nehmen Kredite auf und leiten diese als Darlehen an ihre Energieversorger weiter. Bei entsprechender Ausgestaltung erfolgt die Rückzahlung über feste Zins- und Tilgungsstrukturen. Damit unterscheiden sich diese Instrumente von klassischen Eigenkapitalzuführungen, die von unsicheren Dividendenerträgen abhängen.
Beispiele zeigen die praktische Umsetzbarkeit. In Hannover erhielt Enercity 700 Millionen Euro über ein solches Darlehen. In Hessen stellt die Landesförderbank Nachrangkapital bereit. Beide Modelle zielen darauf ab, die finanzielle Belastung öffentlicher Haushalte zu begrenzen.
Die Umsetzung hybrider Finanzierungen hänge jedoch weniger vom Rechtsrahmen als von politischen Faktoren ab, so die Verfasser der Studie. Kommunalaufsichten spielen eine zentrale Rolle bei der Genehmigung von Kreditaufnahmen. Unterschiedliche Auslegungen führen zu Unsicherheiten und Verzögerungen. Die Studie fordert daher Anpassungen im Kommunalrecht. Standardisierte Verfahren und klare Regelungen könnten die Umsetzung erleichtern. Zudem bestehe Bedarf an einem Ausbau der Förderstrukturen auf Landesebene.
Vorschlag für einen „Deutschland-Standard“
Als Lösung schlägt die Studie ein abgestimmtes System über alle föderalen Ebenen vor. Kommunen sollen auf Basis langfristiger Investitionspläne ihre Eigenkapitallücke ermitteln und gezielt hybride Instrumente einsetzen. Länder sollen rechtliche Hürden abbauen, Bürgschaften bereitstellen und Förderprogramme ausweiten.
Der Bund soll hier ergänzend eingreifen, etwa mit Rückbürgschaften, Kreditprogrammen und der Entwicklung einheitlicher Standards. Zudem sieht das Konzept den Aufbau von Plattformen zur Einbindung privater Investoren vor. Ziel ist es, auch kleinere Projekte für institutionelles Kapital zugänglich zu machen. Die Studie versteht diesen Ansatz als „Blaupause“ für eine flächendeckende Lösung.
Die gesamte Studie „Eigenkapital für die Energiewende“ steht auf der Internetseite von Dezernat Zukunft als PDF zur Verfügung.
Digitaler Marktplatz für Eigenbau-Lösungen aus der Energiewirtschaft
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
IT. „Die Netzwerkpartner“ starten eine digitale Plattform für Energieversorger, Stadtwerke und Netzgesellschaften. Ziel: Eigenentwicklungen, Tools und Services untereinander austauschen.
Auf dem „Netzwerkpartner-Marktplatz“ können praxiserprobte Lösungen angeboten oder genutzt werden, wie es in einer Pressemitteilung der Netzwerkpartner heißt. Damit könnten Synergien geschaffen, Entwicklungsaufwand reduziert und der Zugang zu bewährten Lösungen beschleunigt werden.
Die Initiative ist vor allem auch vor dem Hintergrund zu sehen, dass Energieversorger branchenweit vor ähnlichen Aufgaben stehen: steigende regulatorische Anforderungen, Digitalisierung, Effizienzdruck sowie die Umsetzung der Energiewende. Gleichzeitig entstehen in vielen Unternehmen vergleichbare Lösungen mehrfach parallel – häufig mit hohem Ressourceneinsatz.
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| Geschäftsführer Benjamin Pehle Quelle: Die Netzwerkpartner |
„Mit dem Netzwerkpartner-Marktplatz schaffen wir ein kooperatives Innovationsökosystem, in dem unsere Mitglieder Know-how teilen und gemeinsam wirtschaftlichen Nutzen erzeugen“, erklärt dazu Benjamin Pehle, Geschäftsführer der Netzwerkpartner. „Unsere Aufgabe ist es, diesen Austausch zu orchestrieren und bewährte Lösungen aus der kommunalen und unternehmerischen Praxis gemeinsam zu skalieren.“
Der Marktplatz ist im Extranet der Netzwerkpartner integriert und steht aktuell ausschließlich Mitgliedsunternehmen zur Verfügung. Das Angebot reicht von Unterstützung bei Abrechnungs- und Kundenprozessen über Lösungen für Netz- und Infrastrukturtechnik bis hin zu Leistungen aus Betrieb, Wartung und Monitoring sowie Portfolioservices, etwa im Photovoltaik-Bereich.
Die Netzwerkpartner stellen nicht nur die technische Plattform bereit, sondern begleiten Anbieter und suchende Unternehmen. Dazu gehören Unterstützung bei der Kommunikation, der Vermarktung sowie bei der ersten Kontaktaufnahme zwischen den Partnern. Gleichzeitig eröffnet der Marktplatz Unternehmen neue Möglichkeiten zur Monetarisierung eigener Kompetenzen und Innovationen auf einer reichweitenstarken Vertriebsplattform mit rund 140 anderen Energieversorgern.
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| Mehmet Keser, Leiter Kooperationen. Quelle: Die Netzwerkpartner |
„Wir führen die Akteure zusammen, die bereits praxisnahe Lösungen entwickelt haben, und bieten ihnen ein Schaufenster im Netzwerk,“ so Mehmet Keser, Leiter Kooperationen bei den Netzwerkpartnern. „Im Aufbauprozess erfassen wir gemeinsam mit den Mitgliedern Leistungen, standardisieren Beschreibungen und schaffen Transparenz darüber, wer welche Kompetenzen anbietet.“
Erste Leistungen und Partner
Alle angebotenen Leistungen stammen aus dem operativen Umfeld von Energieversorgern und sind auf die spezifischen Anforderungen der Branche ausgerichtet. Dadurch, so heißt es seitens der Netzwerkpartner, entfallen vielfach aufwendige Anpassungen externer Standardlösungen.
Zum Start sind bereits mehrere Mitgliedsunternehmen mit eigenen Angeboten auf der Plattform vertreten, darunter die Stadtwerke Düren, „pattr“ als Digital-Tochter der Stadtwerke Neustadt am Rübenberge, die „NEW AG“ und die Westenergie AG. Sie gehören zu den ersten, die ihre in der Praxis erprobte Lösungen für andere Energieversorger zugänglich machen und damit den Grundstein für den Marktplatz legen.
Rund 30 weitere Leistungen aus dem Mitgliederkreis befinden sich nach Angaben der Netzwerkpartner derzeit in Vorbereitung und sollen sukzessive freigeschaltet werden.
Monatlicher Erdgas-Verbrauch in Deutschland 2022 bis Februar 2026
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 Februar 2026 wurden in Deutschland rund 369,8 Petajoule durch das Verbrennen von Erdgas erzeugt. Damit ist der Verbrauch im Vergleich zum Vorjahresmonat gesunken.
Einbau von Offshore-Kabeln am Nordseestrand. Quelle: Tennet
Netzbetreiber wollen bei Offshore-Kabeln kooperieren
STROMNETZ. Fünf europäische Übertragungsnetzbetreiber haben in Madrid eine Absichtserklärung zur Kooperation bei Offshore-Kabelprojekten in der Nordsee unterzeichnet.
Durch die verstärkte Zusammenarbeit sollen Bezahlbarkeit, Effizienz und Zuverlässigkeit des künftigen Stromsystems verbessert werden, wie die Übertragungsnetzbetreiber Tennet und 50 Hertz mitteilen. Mit der Unterzeichnung der Absichtserklärung starte eine gemeinsame europäische Initiative, um die strukturelle Widerstandsfähigkeit der kritischen Infrastruktur weiter zu stärken, die für das Gelingen der Energiewende erforderlich ist.
Schnellere und effizientere Reparaturen
Mit der Absichtserklärung verpflichten sich die fünf Übertragungsnetzbetreiber – Elia (Belgien), Energinet (Dänemark), 50 Hertz (Deutschland) sowie Tennet (Deutschland und Niederlande) – für mindestens ein Jahr, strategisches und technisches Know-how auszutauschen. Durch das Teilen von Wissen zu Reparaturprozessen, Ersatzteilen und Fehlererkennung sowie durch eine gemeinsame Bestandsaufnahme verfügbarer Schiffe, Materialien und technischer Fähigkeiten sollen potenzielle Effizienzgewinne und Optimierungsmöglichkeiten identifiziert werden. Ziel sind schnellere und effizientere Reparaturen mit geringeren Auswirkungen auf das Stromsystem und niedrigeren Kosten.
„Europäische Zusammenarbeit ist der Schlüssel zum Erfolg beim Ausbau und eben auch beim Betrieb der Offshore-Infrastruktur auf der Nordsee. Daher ist es sinnvoll, mit den Übertragungsnetzbetreibern der Anrainerstaaten nicht nur Vorschläge über die technische und regulatorische Umsetzung von grenzüberschreitenden Netzanbindungen zu unterbreiten, sondern auch gemeinsam Ideen zu entwickeln, wie Kabelsysteme im Fall von Störungen, Havarien oder Sabotage möglichst schnell und kosteneffizient behoben werden können,“ sagt Stefan Kapferer, CEO von 50 Hertz.
„Gerade in geopolitisch herausfordernden Zeiten ist es entscheidend, kritische Infrastruktur in der Nordsee gemeinsam robuster aufzustellen“, so Tim Meyerjürgens, CEO von Tennet Germany.
Vier thematische Arbeitsgruppen
Die Zusammenarbeit soll in vier thematischen Arbeitsgruppen mit den Schwerpunkten Reparaturlogistik, Ersatzteile und Ausrüstung, Fehlererkennung sowie rechtliche und finanzielle Rahmenbedingungen erfolgen. Bestätigt die Machbarkeitsphase, dass ein gemeinsames Vorgehen signifikante Vorteile bietet, kann sich die Initiative nach Einschätzung der beteiligten Netzbetreiber zu einer nachhaltigen und strukturellen Zusammenarbeit weiterentwickeln.
Die Initiative steht weiteren Übertragungsnetzbetreibern aus der Offshore TSO Collaboration (OTC) offen.
Großwärmepumpe macht Kohleausstieg möglich
Anlieferung der Großwärmepumpen-Komponenten in Hannover. Quelle: Enercity
KLIMASCHUTZ. Der Kohleausstieg in Hannover erreicht die nächste Etappe: Am zentralen Klärwerk entsteht eine 30-MW-Wärmepumpe.
Nach der Stilllegung des ersten Kohleblocks im März bereitet Enercity den Ersatz von Kohleblock II vor. Zum dezentralen Mix aus verschiedenen Biomasseanlagen kommen nun mehrere Großwärmepumpen, Power‑to‑Heat‑Anlagen sowie die erweiterte Wärmeauskopplung aus der Müllverbrennungsanlage hinzu. Damit diversifiziert der Versorger sein Erzeugungsportfolio weiter, um die Abhängigkeit von einzelnen Brennstoffen zu minimieren, wie es in einer Mitteilung des Unternehmens heißt.
Die neue Großwärmepumpe mit 30 MW Leistung, deren Komponenten jetzt im Klärwerk Herrenhausen angekommen sind, soll künftig klimaneutrale Wärme für bis zu 13.000 Haushalte liefern. Die zentralen Komponenten, unter anderem Motoren, Kompressoren sowie die beiden zentralen Wärmetauscher-Pakete, stammen vom Hersteller Friotherm aus der Schweiz.
Winterstabile Wärme aus dem Klärwerk
„Innerhalb weniger Tage hat das Montageteam die bis zu 50 Tonnen schweren Einzelkomponenten vor der Halle zusammengefügt und sie über Schienen millimetergenau ins Gebäude eingezogen“, kommentiert Michael Hartung, Geschäftsführer der Enercity Contracting GmbH, den Projektfortschritt. In den kommenden Wochen sollen die Aggregate über mehrere hundert Meter Rohrleitungen verbunden werden.
Das städtische Klärwerk Hannover biete, so Enercity, ideale Voraussetzungen für den Einsatz der Technologie, weil selbst im Winter die Temperatur des gereinigten Abwassers stabil bei etwa 12 bis 16 Grad liege. Damit sei die Anlage als Mittellast-Erzeuger besonders wertvoll, weil sie die Wärme gerade auch dann zur Verfügung stellen könne, wenn die Nachfrage besonders hoch ist.
Kohleausstieg und die Wärmewende
Mit einer Jahreswärmeerzeugung von rund 130 Millionen kWh deckt die Großwärmepumpe künftig etwa sieben bis acht Prozent des gesamten Fernwärmebedarfs Hannovers. Die Einbindung in das bestehende System ist vorbereitet: Strom‑ und Fernwärmeanschlüsse sind im vergangenen Jahr hergestellt worden.
Die vollständige Montage der Anlage ist bis Ende 2026 vorgesehen, anschließend geht sie in den Regelbetrieb. Insgesamt investiert Enercity nach eigenen Angaben rund 56 Millionen Euro. Gefördert wird das Projekt durch einen Zuschuss in Höhe von 22,5 Millionen Euro aus dem Programm ,,Bundesförderung für effiziente Wärmenetze” (BEW).
Bis Ende des Winters 2027/28 soll das Kohlekraftwerk vollständig durch ein klimaneutrales Anlagenportfolio ersetzt sein. Parallel soll das Fernwärmenetz erheblich wachsen: von heute rund 360 Kilometer auf perspektivisch etwa 550 Kilometer. Bis 2040 will Enercity rund 18.000 Gebäude in Hannover mit klimaneutraler Fernwärme versorgen – etwa viermal so viele wie heute.
Technische Daten der Großwärmepumpe
- Wärmequelle: gereinigtes Klarwasser aus dem Klärwerk
- Quellentemperatur: 12 bis 16 Grad (winterstabil)
- Thermische Leistung: 30 MW
- Jahreswärmeerzeugung: rund 130 GWh
- Fernwärme-Vorlauftemperatur: rund 95 Grad
- Versorgungspotenzial: rechnerisch 13.000 Haushalte
- Anteil am Fernwärmebedarf Hannover: 7 bis 8 Prozent
Exxonmobil will CO2-Speicherung vor Niedersachsen prüfen
Das beantragte Untersuchungsgebiet liegt außerhalb der Zwölf-Seemeilen-Zone (graue Fläche) im niedersächsischen Teil der deutschen AWZ rund 50 Kilometer vor der Küste. Quelle: LBEG
CCS. Exxonmobil Production Deutschland beantragt Untersuchungen für einen möglichen CO2-Speicher in der deutschen AWZ vor Niedersachsen. Die Unterlagen sollen im Mai öffentlich ausliegen.
Die Exxonmobil Production Deutschland GmbH (EMPG) will in Vertretung der BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG (BEB) untersuchen, ob Kohlendioxid unter dem Meeresboden im niedersächsischen Teil der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) gespeichert werden kann. Einen entsprechenden Antrag auf Untersuchungenehmigung hat das in Hannover ansässige Unternehmen jetzt beim zuständigen Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) eingereicht. Untersucht werden soll über einen Zeitraum von fünf Jahren ein 2.759 Quadratkilometer großes Gebiet. Die Antragsunterlagen dafür werden ab dem 4. Mai für die Dauer von einem Monat öffentlich ausgelegt, wie das LBEG mitteilt.
Grundlage für das Vorhaben ist das im November vergangenen Jahres neu gefasste Kohlendioxid-Speicherung-und-Transport-Gesetz (KSpTG) (wir berichteten). Die EMPG will in dem Untersuchungsfeld, dessen Südrand rund 50 Kilometer vor der Küste Niedersachsens liegt, den Untergrund auf seine Eignung für die dauerhafte Speicherung von Kohlendioxid untersuchen. Vorgesehen sind dafür geophysikalische Messungen, unter anderem mit seismischen Methoden, sowie bis zu drei Untersuchungsbohrungen. Sie sollen Grundlage für mögliche spätere Genehmigungsverfahren zur Errichtung und zum Betrieb eines Kohlendioxid-Speichers sein. Mit einer Untersuchungsgenehmigung ist keine Entscheidung oder Genehmigung über Bau oder Betrieb eines Kohlendioxid-Speichers verbunden, dafür sind gesonderte Verfahren notwendig.
Die Untersuchung potenzieller Kohlendioxid-Speicherstandorte ist Teil der europäischen und nationalen Klimaschutzstrategie. Im Rahmen des European Green Deal verfolgt die Europäische Union das Ziel der Klimaneutralität bis 2050. Für schwer vermeidbare industrielle Kohlendioxid-Emissionen wird Carbon Capture and Storage (CCS) als notwendige Technologie angesehen. Der 2024 von der EU erlassene Net Zero Industry Act (NZIA) verpflichtet europäische Erdöl- und Erdgasförderunternehmen, bis 2030 Kohlendioxid-Speicherkapazitäten aufzubauen.
Auf nationaler Ebene sieht die Carbon-Management-Strategie der Bundesregierung vor, geeignete Kohlendioxid-Speicherstandorte zu identifizieren und zu erschließen. Die nach § 7 KSpTG beantragten Untersuchungen dienen der Bewertung der geologischen Eignung des Untergrundes und stellen einen vorbereitenden Schritt für mögliche spätere Genehmigungsverfahren dar.
Quelle: Shutterstock
Einfacher und wirtschaftlicher Weg zum Solarstrom im Mietshaus
PHOTOVOLTAIK. Das Berliner Climate-Tech-Start-up „VREY“ (RE Joule GmbH) hat erfolgreich eine Seed-Finanzierungsrunde in Höhe von 3,3 Millionen Euro abgeschlossen.
Nach Angaben von Vrey beteiligten sich Rubio Impact Ventures, der High-Tech Gründerfonds HTGF sowie Kopa Ventures an der Finanzierungsrunde. Vrey ist als zertifizierter Messstellenbetreiber und Abrechnungspartner auf die Umsetzung von Mieterstrommodellen und der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung (GGV) spezialisiert – einer neuen regulatorischen Möglichkeit, die eine deutlich vereinfachte Nutzung von Solarstrom im Mehrfamilienhaus ermöglicht.
Mit der abgeschlossenen Finanzierung plant Vrey, sein derzeit rund 20-köpfiges Team gezielt auszubauen und seine Plattform weiterzuentwickeln. „Die meisten Immobilienbesitzer wollen ihre Gebäude zukunftsfähig aufstellen. Bislang fehlten dafür jedoch praktikable Lösungen. Wir machen Solar im Mehrfamilienhaus erstmals einfach und wirtschaftlich sinnvoll umsetzbar“, verspricht Julius Pahmeier, Co-Founder und Geschäftsführer von Vrey.
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| Julius Pahmeier, Geschäftsführer und Co-Founder von Vrey Quelle: Vrey |
Während die Solarstromversorgung von Mehrfamilienhäusern durchaus politisch gewünscht ist, ist sie jedoch regulatorisch und operativ komplex sowie wirtschaftlich häufig unattraktiv. Gerade die Rolle des Betreibers als Energievollversorger, teure Messtechnik und komplexe Abrechnungsprozesse galten lange als zentrale Hürden. Mit der Einführung der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung verringert sich die Komplexität. Nach Überzeugung von Vrey wird dadurch ein Markt von mehr als 20 Millionen Wohneinheiten zugänglich, der bisher wirtschaftlich kaum erschließbar war.
Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung im Fokus
Der Ansatz von Vrey: Eine integrierte Lösung aus Smart-Meter-Infrastruktur und automatisierter Abrechnung mit der man sich als „EnergyOS“ für das Mehrfamilienhaus – eine zentrale Infrastruktur für Messung, Abrechnung und Steuerung von Energieflüssen positioniert. Damit können Immobilienbesitzer Solarstrom direkt vor Ort an ihre Mietenden verkaufen und so zusätzliche Einnahmen generieren – bei gleichzeitiger Senkung der Stromkosten für die Bewohner. Die Lösung ermöglicht auch die Integration von Speichern, Wärmepumpen und E-Mobilität.
Bei der Installation arbeitet Vrey mit lokalen, frei wählbaren Installationsbetrieben zusammen. Eine typische 30-kW-Anlage auf einem Zehn-Parteien-Haus kann nach Berechnungen des Unternehmens rund 5.500 Euro zusätzliche Einnahmen pro Jahr generieren. Gleichzeitig zahlen Mieter bis zu 20 Prozent weniger für Strom.
„Mietwohngebäude galten lange als eines der Segmente im Wohnungsmarkt, in denen Solar praktisch nicht umsetzbar war. Vrey hat hierfür eine schnell skalierbare Lösung entwickelt“, so Helmer Schukken, Partner bei Rubio Impact Ventures. Ausschlaggebend für die Entscheidung, diese Finanzierungsrunde anzuführen, sei nicht nur das Geschäftsmodell, sondern vor allem die Geschwindigkeit und Klarheit, mit der es umgesetzt wurde.
Jan Kätker, Investment Manager beim HTGF: „Solar im Mehrfamilienhaus gehört heute auf die Roadmap jedes Bestandshalters. Entscheidend ist eine Lösung, die sich ohne großen Aufwand umsetzen lässt. Vrey schließt diese Lücke und schafft die Grundlage für eine breite Skalierung in Bestand und Neubau.“
„Die Einführung der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung stellt einen wichtigen regulatorischen Durchbruch in Deutschland dar und schafft ein neues Marktumfeld, das Expertise und Umsetzung erfordert. Genau hier überzeugt das Vrey-Team mit Fachwissen, Pragmatismus und Geschwindigkeit“, findet Marius Weckel, Principal bei Kopa Ventures. Seine Erfahrung im Immobilienbereich sage ihm, dass es in dem Bereich eine starke Nachfrage geben werde.
Noch Bürgergeld für größten Solarpark der Haller Stadtwerke gesucht
Der Haller Versorger sammelt privates Geld für den Solarpark Steinäcker ein. Quelle: SWSH
BETEILIGUNG. Rund 400.000 Euro können Interessierte aus drei schwäbischen Landkreisen noch in einen Solarpark investieren. Die Stadtwerke Schwäbisch Hall locken mit 3 Prozent Zinsen fürs Geld.
An der Energiewende vor Ort lassen die Stadtwerke Schwäbisch Hall auch die Bevölkerung teilhaben. Für einen Solarpark im Ortsteil Sulzdorf ist noch eine Beteiligung mit privatem Geld möglich, etwa 30 Prozent der maximalen Zeichnungssumme von 1,4 Millionen Euro sind noch offen.
Dabei ist die wesentliche Arbeit am Erneuerbaren-Kraftwerk mit dem Namen Steinäcker inzwischen erledigt. Die mehr als 24.000 Module erzeugen seit April Strom und sollen jährlich etwa 10,8 Millionen kWh ins Netz einspeisen. Das reiche rechnerisch für mehr als 3.000 Durchschnittshaushalte und spare rund 4.000 Tonnen CO2 pro Jahr ein, teilen die Stadtwerke mit.
Knapp 400.000 Euro können Interessierte aus den drei benachbarten Landkreisen Schwäbisch Hall, Hohenlohe und Heilbronn noch anlegen. Zur Kundschaft der Stadtwerke müssen sie nicht zählen. Die Zeichnungsfrist für das in qualifizierten Nachrangdarlehen geparkte Bürgergeld läuft spätestens Ende Mai ab oder vorher, sobald die Maximalsumme erreicht ist. Ab 500 Euro ist eine Beteiligung möglich, der Höchstbetrag ist mit 25.000 Euro festgesetzt. Drei Prozent Zinsen gibt es. Die festgelegte Summe zahlt der Versorger in gut neun Jahren zurück – Ende Juni 2035.
Für die Stadtwerke ist es das bislang größte Sonnenkraftwerk im Portfolio, das über eine Leistung von 10,8 MW verfügt. Der Versorger hatte als Generalunternehmen die Regenerative Energien Munz GmbH mit dem Bau beauftragt. Für den Solarpark haben die Stadtwerke eine Untergesellschaft gegründet, die Bürgerenergie Steinäcker GmbH & Co. KG. Ihr Geschäftsführer ist Thomas Deeg, der Vertriebschef der Stadtwerke.
Wie es bei Beteiligungen dieser Art üblich ist, besteht volle Transparenz über den Finanzplan. Laut Vermögensanlagen-Informationsblatt (VIB) laufen die Gesamtinvestitionen für die Anlage auf rund 6,7 Millionen Euro hinaus. Etwas weniger als 20 Prozent trägt das Bürgergeld bei, 700.000 Euro Eigenkapital stecken die Haller Stadtwerke in das Projekt. Den größten Batzen nimmt der Versorger bei einer regionalen Bank auf, rund 4,6 Millionen Euro.
Für den Standort des Sonnenkraftwerks ist eine Mischnutzung vorgesehen. Schafe sollen dort später heimisch werden und zudem ist eine weitere landwirtschaftliche Nutzung angedacht.
Cubos übernimmt Chargeone
(von links nach rechts): Dr. Albrecht Kindler (Geschäftsführer und CFO, Cubos), Klaus Holzhauser (Chargeone), Oskar Klaes (CCO, Cubos), Maximillian Wille (Chief of Staff, Cubos), Philipp Breuer (Chargeone). Quelle: Cubos
ÜBERNAHME. Die Arbeitsplätze beim Unterföhringer B2B-Ladeinfrastrukturanbieter Chargeone sind gesichert: Die Wolfsburger Cubos Holding übernimmt das Unternehmen.
Aufatmen in München: Für die Elektromobilitätsmarke Chargeone, bislang Teil der insolventen Claus Heinemann Elektroanlagen GmbH, ist eine Zukunftslösung gefunden. Wie aus einer Mitteilung der Cubos-Gruppe hervorgeht, übernimmt der Wolfsburger Ladeinfrastrukturanbieter das Unternehmen.
Mit der Integration der rund 3.500 Chargeone-Ladepunkte verdoppelt Cubos sein Portfolio auf mehr als 7.000 Ladepunkte. Auch die Mitarbeitenden werden übernommen. Bestehende Kundenverträge sollen unverändert bestehen bleiben. Der Betrieb der Ladeinfrastruktur laufe ebenfalls ohne Unterbrechung weiter, teilt Cubos mit.
„Mit der Übernahme von ChargeOne bauen wir gezielt unsere bundesweite Servicepräsenz aus und schaffen durch die Bündelung unserer Stärken echten Mehrwert“, sagt Marc Wille, CEO von Cubos. „Wir sichern nicht nur ein etabliertes Unternehmen und seine Arbeitsplätze, wir gewinnen auch ein starkes Team und ein gewachsenes Kundennetz.“
Die Claus Heinemann Elektroanlagen GmbH, ein 1902 gegründetes Traditionsunternehmen aus Unterföhring bei München, hatte im November 2025 einen Antrag auf ein Insolvenzverfahren in Eigenverwaltung gestellt. Im Februar 2026 wurde bekannt, dass die Salvia Gebäudetechnik das operative Kerngeschäft im Bereich Elektrotechnik übernimmt. Der Geschäftsbereich Ladeinfrastruktur war explizit nicht Bestandteil der Transaktion.
Cubos wurde 2018 gegründet und bietet Energielösungen mit Fokus auf Ladeinfrastruktur, Batteriespeicher und Photovoltaik an. Nach Unternehmensangaben beschäftigt das Unternehmen mehr als 130 Mitarbeitende und adressiert Unternehmen sowie öffentliche Auftraggeber.
Franzosen basteln an Elektrozukunft deutscher Lkw-Depots
So könnte ein Depot für Elektro-Lkw aussehen. Quelle: Decade Energy
ELEKTROFAHRZEUGE. Lastwagen-Fuhrparks unter Strom setzen, das erfordert Investitionen auch in die Infrastruktur. Aus Frankreich drängt Decade Energy mit seinen Ideen für Depots auf den deutschen Markt.
Nach einer erfolgreich abgeschlossenen Finanzierungsrunde bereitet Decade Energy den Markteintritt auch in Deutschland vor. Das französische Unternehmen baut bisher ausschließlich in der Heimat Depots für betriebliche Lastwagen-Flotten so um, dass der Umstieg auf Elektroantriebe über die erforderliche Ladeinfrastruktur möglich ist.
Nun stehen frische 22 Millionen Euro bereit, die vornehmlich die Eiffel Investment Group und SET Ventures, aber auch andere Investoren bereitstellen. 6 Millionen Euro davon stehen für die Expansion zur Verfügung. Decade Energy denkt dabei neben Deutschland an Polen, die nordischen und weitere Staaten.
Die Lösungen der Franzosen umfassen neue Anschlüsse an das Stromnetz, Batteriespeichersysteme, Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge, Solaranlagen und Software zur Optimierung des Energieverbrauchs. Statt auf zentrale Hubs setzt das Unternehmen auf flexible Einheiten auch an kleineren Logistikstandorten.
Decade Energy erklärt in einer Mitteilung, dass die Verfügbarkeit von Elektro-Lkw nicht mehr das Problem bei der Elektrifizierung des Straßengüterverkehrs darstelle. Stattdessen rücke der Zugang zu Energie in den Fokus. Hier gebe es aufgrund von Netzengpässen, langen Anschlusszeiten und der Komplexität von Energiesystemen vor Ort Herausforderungen.
Bislang habe das Unternehmen in Frankreich mehr als 100 Projekte mit einer Kapazität von über 500 MW in die Entwicklung gebracht. Weitere 50 Projekte will Decade Energy in diesem Jahr realisieren. Teil des Konzepts ist es ferner, Eigentümern von Logistikimmobilien Stromkapazitäten zu sichern. Nebeneffekte seien planbare Mieteinnahmen und die Teilnahme der Batteriespeicher an den Energiemärkten.
Quadra Energy setzt auf die Kisterscloud
Quelle: Shutterstock / Jirsak
IT. Quadra Energy hat zentrale Systeme für Energiedaten- und Portfoliomanagement in die Kisterscloud verlagert. Die Migration erfolgte innerhalb weniger Stunden bei laufendem Betrieb.
Die Quadra Energy GmbH hat ihre Lösungen für Energiedatenmanagement (EDM) und Portfoliomanagement (PFM) in die Kisterscloud überführt. Damit vollzieht das Unternehmen den Wechsel von einer bislang genutzten, extern betriebenen On-Premise-Umgebung hin zu einem Software-as-a-Service-Modell. Nach Angaben des Unternehmens sei die Umstellung innerhalb weniger Stunden erfolgt, ohne die operativen Prozesse wesentlich zu beeinträchtigen.
Als Hintergrund für den Schritt nennt Quadra Energy ein starkes Wachstum in der Direktvermarktung sowie steigende Anforderungen an Integration, Performance und Flexibilität. Zuvor seien die Systeme als Mandantenlösung in einem Rechenzentrum betrieben worden. Mit der neuen Cloud-Umgebung solle die technologische Basis weiterentwickelt werden.
Der Head of IT von Quadra Energy, Dennis Honke, erklärt, die Migration habe zu mehr Stabilität, Skalierbarkeit und Sicherheit geführt. Die Anwendungen seien ein zentraler Bestandteil der Prozesskette innerhalb der KI-gestützten Plattform „Q.nect“.
Auch Kisters bewertet das Projekt als Paradebeispiel für eine schnelle Transformation kritischer Systeme. Der Leiter des Geschäftsbereichs Energie, Markus Probst, wird mit der Aussage zitiert, die Migration zeige, dass sich energiewirtschaftliche Kernsysteme in kurzer Zeit in moderne Cloud-Architekturen überführen ließen, ohne Einbußen bei Stabilität oder Prozesssicherheit.
Vom Projektstart bis zum Go-live seien weniger als drei Monate vergangen. Der eigentliche Systemwechsel habe innerhalb eines halben Tages stattgefunden. Währenddessen seien zentrale Prozesse wie Fahrplanmanagement, Bilanzkreisabrechnung und Energiedatenmanagement durchgehend verfügbar geblieben. Auch komplexe Schnittstellen und große Datenmengen der Marktkommunikation (MaKo) seien laut Unternehmen mit minimalen Unterbrechungen übertragen worden. Der Betrieb der Systeme, einschließlich Wartung und Updates, werde nun vollständig durch Kisters im Rahmen eines Managed-Service-Modells übernommen.
Technisch basiert die neue Umgebung auf einer Kubernetes-Architektur. Neben EDM- und PFM-Lösungen kommen Anwendungen für Fahrplanmanagement und Bilanzkreisabrechnung sowie eine zentrale Datendrehscheibe zum Einsatz.
Perspektivisch plant Quadra Energy weitere Ausbauschritte, darunter die Anbindung zusätzlicher Module wie das MaKo-Adressbuch sowie erweiterte Funktionen im Portfoliomanagement.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Aussicht auf schnellen Frieden verflüchtigt sich
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Mit Preissteigerungen für Gas, Kohle und Strom haben die Energiemärkte auf die Situation im Irankrieg reagiert. Auch CO2 zeigte sich mit moderaten Aufschlägen, Öl gab geringfügig nach. Angesichts des Patts zwischen den USA und Iran verdüstert sich die Stimmung der Marktteilnehmer. „Die Märkte werden durch die Nachricht erschüttert, dass die USA drei iranische Öltanker in asiatischen Gewässern abgefangen haben (...). Das ist das erste Mal, dass die US-Seeblockade über die Straße von Hormus hinausreicht. Das wird Friedensgespräche natürlich erschweren und hat direkte Auswirkungen auf den Öl- und Welthandel“, so XTB-Analystin Kathleen Brooks.
Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt bei moderaten Umsätzen am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead gewann im Base 11,75 auf 76,25 Euro je Megawattstunde. Für den Peak wurde ein Plus von 14,50 auf 35,75 Euro je Megawattstunde gesehen. An der Börse wurde die Grundlast mit 76,11 Euro und die Spitzenlast mit 35,54 Euro ermittelt. Ursächlich für den Preisanstieg war die geringere Erneuerbaren-Einspeisung. Am Freitag sollen sich die Beiträge von Wind und Solar auf 37,2 Gigawatt belaufen, während für den Donnerstag 37,2 Gigawatt vorhergesagt werden. Für die Folgetage ab Sonntag rechnen die Meteorologen von Eurowind für Deutschland mit deutlich geringeren Erneuerbaren-Einspeisungen und mit einem Rückgang der Temperaturen auf unterdurchschnittliche Werte. Am langen Ende legte das Strom-Frontjahr vor dem Hintergrund steigender Gaspreise um 1,04 auf 91,36 Euro zu.
CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag etwas zugelegt. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.38 Uhr um 0,47 auf 74,88 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt nur schwache 10,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 75,13 Euro, das Tief bei 74,11 Euro. Zwar hätten die Preise für CO2 moderat zugelegt, doch sei die Stimmung am Markt eher gedämpft, was sich auch in den erneut schwachen Umsatzzahlen widerspiegele, so Händler.
Erdgas: Etwas erhöht haben sich die Erdgaspreise am Donnerstag. Am TTF gewann der Frontmonat Mai bis gegen 14.46 Uhr 0,425 auf 44,400 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE zog der Day-ahead um 2,000 auf 46,050 Euro je Megawattstunde an. Die stockenden Verhandlungen, die fehlende Perspektive auf einen raschen Friedensschluss und die Sperrung der Straße von Hormus treiben die europäischen Erdgaspreise nach oben. Europa importiert zudem derzeit Mengen an Flüssiggas die oberhalb des Saisondurchschnitts liegen. Außerdem dürften sich die ab der kommenden Woche einsetzende kühlere Witterung in Europa und die nur moderat erwarteten Windkraftmengen bullish auf die Preisentwicklung auswirken. Der Gasfluss aus Norwegen für den Berichtstag beträgt wartungsbedingt sehr moderate 308,2 Millionen Kubikmeter.
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Stefan Sagmeister (Chefredakteur, CVD print, Büro Herrsching)
Schwerpunkte: Energiehandel, Finanzierung, Consulting
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