Stattdessen setzt der Entwurf auf eine schrittweise Beimischung klimafreundlicher Brennstoffe zu fossilen Energieträgern. Laut Gesetzentwurf soll der Anteil dieser sogenannten „grünen“ Gase ab 2029 zunächst bei mindestens 10 Prozent liegen und bis 2040 auf 60 Prozent steigen. Union und SPD haben sich grundsätzlich auf diese Linie verständigt.

Kritik aus Opposition und Wohnungswirtschaft

Aus der Politik kommen kritische Stimmen. Vertreter der Grünen warnen, dass ohne ein klares Aus für fossile Heizsysteme die Klimaziele nicht erreichbar seien. Zudem sehen sie steigende Kosten für Verbraucherinnen und Verbraucher. Nach Berechnungen des Vergleichsportals Verivox könnten bereits geringe Beimischungsquoten zu spürbaren Mehrkosten führen.

Der Entwurf sieht parallel eine Entlastung für Mieter vor. Kostensteigerungen etwa durch CO2-Preise oder Netzentgelte sollen künftig zwischen Mietern und Vermietern aufgeteilt werden. Während der Deutsche Mieterbund dies begrüßt, kritisiert der Eigentümerverband Haus & Grund die Regelung als einseitig.

Verbände der Wohnungswirtschaft bewerten den Gesetzentwurf differenziert. Der Spitzenverband GdW sieht darin laut eigener Aussage einen Schritt hin zu mehr Flexibilität, weist jedoch auf offene Fragen bei Wirtschaftlichkeit und Praxistauglichkeit hin. Der Umweltverband BUND bezeichnete den Entwurf hingegen als klimapolitisch unzureichend.

Verbände warnen vor fossiler Abhängigkeit

Kritik kommt auch von der Deutschen Unternehmensinitiative Energieeffizienz (Deneff). Deren geschäftsführender Vorstand, Henning Ellermann, erklärte laut Verband, der Entwurf verlängere fossile Abhängigkeiten und setze keine ausreichenden Impulse für mehr Effizienz im Gebäudesektor. Die vorgesehene Reform lasse Orientierung für Eigentümer und Unternehmen vermissen.

Auch das Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) sieht Nachbesserungsbedarf. Laut Leiterin Sandra Rostek sei es zwar positiv, dass die politische Hängepartie im Wärmesektor beendet werde. Gleichzeitig brauche die Branche verlässliche und planbare Rahmenbedingungen. Die im Entwurf vorgesehene „Bio-Treppe“ mit sprunghaften Anstiegen bei den Beimischungsquoten bewertet sie als problematisch. Ein gleichmäßiger Anstieg würde laut Rostek Investitionen erleichtern.

Deutliche Kritik äußert zudem das Umweltinstitut München. Deren Energiepolitik-Referent, Till Irmisch, erklärte, der Entwurf ermögliche weiterhin den unbegrenzten Einbau neuer Gas- und Ölheizungen und gefährde damit die Klimaschutzziele. Die Strategie, künftig stärker auf „grüne“ Gase zu setzen, sei nicht ausreichend unterlegt, etwa durch belastbare Angaben zu Verfügbarkeit und Kosten.

Hausbesitzer für Klimaschutz beim Heizen

Neben der inhaltlichen Kritik zeigt eine Umfrage der gemeinnützigen Beratungsgesellschaft CO2online, dass die Unsicherheit über politische Vorgaben Investitionen bremst. Laut Trendreport Wärmewende 2026 fühlen sich 62 Prozent der befragten Hauseigentümer durch wechselnde Rahmenbedingungen verunsichert. Nur 24 Prozent vertrauen der Bundesregierung bei Fragen zur Wärmewende.
 
Die Ergebnisse deuten darauf hin, dass stabile und nachvollziehbare Regelungen eine zentrale Voraussetzung für Investitionen im Gebäudesektor sind. Ob der vorliegende Entwurf diese Anforderungen erfüllt, dürfte im weiteren Gesetzgebungsverfahren eine zentrale Rolle spielen.

Der 22-seitige „Trendreport Energie- und Wärmewende 2026 - Wie aus Zustimmung Umsetzung wird“ steht auf der Internetseite von CO2online zum Download bereit.

In dem Planfeststellungsverfahren ging es darum, ob die niederländische Firma „ONE-Dyas B.V.“ mit Bohrungen in einer Tiefe von mindestens 1.500 Metern unter dem Meeresgrund in deutsches Hoheitsgebiet eintreten, diese in bis zu 4.000 Meter Tiefe ablenken und durch sie anschließend Erdgas fördern darf.

Schon am 21. April hatte das OVG eine entsprechende Klage der Deutschen Umwelthilfe gegen den Planfeststellungsbeschluss abgewiesen (wir berichteten). Die Stadt Borkum hatte angeführt, dass das LBEG die Gefahr von Erdbeben, Auswirkungen auf das Trinkwasser und den Tourismus nicht ausreichend berücksichtigt habe. Das OVG in Lüneburg aber entschied, dass die zu erwartenden Beeinträchtigungen nicht erheblich genug seien, wie ein Sprecher der Deutschen Presseagentur mitteilte. Bei möglichen Erdbeben seien die Auswirkungen auf die Trinkwasserversorgung nicht gravierend.

Das LBEG hatte One-Dyas im August 2024 die Genehmigung für die Bohrung und Gasförderung unter deutschem Meeresboden erteilt. Diese Genehmigung hat damit Bestand, eine Revision hat das Gericht nicht zugelassen. Dagegen kann aber innerhalb eines Monats noch Beschwerde eingelegt werden. Die Deutsche Umwelthilfe hat bereits angekündigt, ihre Klagen gegen die Bohrungen in den Niederlanden fortzuführen, auch dort laufen noch Gerichtsverfahren. 

Volle Förderkapazität noch vor dem Winter

Die Förderplattform N05-A steht seit dem Sommer 2024 in der niederländischen Nordsee, 20 Kilometer nördlich der deutschen Insel Borkum. Die erste Bohrung wurde im Herbst 2024 abgeteuft, die Testphase der Produktion begann im März 2025. Seither wird das geförderte Erdgas über eine neu installierte, 15 Kilometer lange Pipeline zum bestehenden Erdgasleitungsnetz von Noordgastransport (NGT) transportiert und ins niederländische und ins deutsche Gasnetz eingespeist.

Anfang April hat One-Dyas mit der Inbetriebnahme der zweiten Förderbohrung die jährliche Fördermenge der Plattform auf 1 Milliarde Kubikmeter erhöht (wir berichteten). Insgesamt ist die Plattform auf eine Kapazität von bis zu 2 Milliarden Kubikmetern pro Jahr ausgelegt. Diese Marke soll nach Angaben des Unternehmens im vierten Quartal 2026 und damit noch vor Beginn des Winters 2026/2027 erreicht werden.

Dem Unternehmen zufolge befinden sich im sogenannten „GEMS-Gebiet“ („Gateway to the Ems“-Gebiet, Region nördlich der Emsmündung) noch weitere kleine Felder mit einem geschätzten Gesamtpotenzial von rund 50 Milliarden Kubikmetern Erdgas. Bereits im Jahr 2020 hatte One-Dyas bei Probebohrungen die Felder N04-A und N04-C entdeckt, die sowohl auf niederländischem als auch auf deutschem Gebiet liegen. Für die Gasförderung aus diesen beiden Feldern plant One-Dyas die Installation einer sogenannten Satellitenplattform etwa 30 Kilometer nördlich der Küste. Das dort geförderte Gas soll dann zur Gasaufbereitungsplattform N05-A transportiert und nach der Aufbereitung über die Nordsee-Gastransportpipeline zum Festland geleitet werden.

Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) warnt vor einer zunehmenden Marktkonzentration beim Kraftwerkszubau. Laut VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing könnten die geplanten Ausschreibungen die Marktstruktur langfristig prägen. „Ohne Begrenzung der Zuschlagsmengen besteht die Gefahr, dass wenige große Anbieter den Ausbau steuerbarer Kraftwerkskapazitäten dominieren“, warnt Liebing. Wettbewerb sei jedoch Voraussetzung für Versorgungssicherheit und bezahlbare Strompreise.

Zugleich sieht der VKU Fortschritte im Vergleich zu früheren Entwürfen. Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) habe nach Kritik unter anderem Gasmotoren stärker berücksichtigt und Regelungen zu bestehenden Standorten präzisiert. Dennoch blieben hohe Hürden für Stadtwerke bestehen. Finanzielle Sicherheiten, Vertragsstrafen und technische Anforderungen seien für kleinere Akteure schwerer zu erfüllen als für große Energiekonzerne.

Nach den Verzögerungen der Kraftwerksstrategie sei es entscheidend, den Zeitplan nun einzuhalten, um weitere Kostensteigerungen in den geplanten Projekten zu vermeiden, mahnt der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). Für den vorliegenden Referentenentwurf sei wieder einmal die Frist zur Stellungnahme zu kurz angesetzt. „Teilweise sind relevante Werte, wie etwa die Höchstwerte, noch nicht angegeben, was eine Bewertung erschwert“, so der BDEW weiter.

KWK vernachlässigt

Kritisch bewertet der VKU auch die mangelnde Einbindung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK). Diese spielten für kommunale Versorger eine zentrale Rolle. Ohne eine verlässliche Perspektive für das KWK-Gesetz fehle die Investitionssicherheit, erklärte Liebing. Zudem könne eine regionale Fokussierung der Ausschreibungen dazu führen, dass Nord- und Ostdeutschland beim Zubau benachteiligt werden.

Auch der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) kritisiert die grundsätzliche Ausrichtung des Gesetzes. Laut Präsidentin Ursula Heinen-Esser setze der Entwurf zu stark auf fossile Kapazitäten und verfestige bestehende Abhängigkeiten. Kapazitätsausschreibungen könnten dazu führen, dass vor allem Gaskraftwerke zum Zuge kommen, während flexible Technologien wie Speicher oder Bioenergie benachteiligt würden.

Der BEE verweist zudem auf Kostenaspekte. Eine Kilowattstunde Versorgungssicherheit aus dem StromVKG könne rund 20 Cent Subvention kosten, während erneuerbare Alternativen günstiger seien. Zudem fehlten im Entwurf zentrale Parameter wie Ausschreibungshöchstwerte, was die Bewertung erschwere.

Kapazitätsmarkt nachschärfen

Der Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) begrüßt grundsätzlich den geplanten Kapazitätsmarkt. Dieser schaffe erstmals einen verbindlichen Rahmen für gesicherte Leistung. Allerdings greife der Entwurf aus Sicht der Industrie zu kurz. Das vorgesehene Ausschreibungsvolumen sei zu niedrig, erklärte Hauptgeschäftsführer Christian Seyfert. Dadurch drohe eine Fortsetzung bestehender Engpässe und eine Verlagerung in kostenintensive Reserveinstrumente.

Zugleich warnt der VIK vor steigenden Strompreisen. Versorgungssicherheit dürfe nicht zu strukturell höheren Kosten für die Industrie führen. Die Finanzierung des Kapazitätsmarktes müsse wettbewerbsverträglich ausgestaltet werden, so Seyfert.

Ähnliche Bedenken äußert der Zentralverband Elektrotechnik- und Elektronikindustrie (ZVEI). Vorsitzender Wolfgang Weber kritisiert fehlende Kostentransparenz und eine zu starke staatliche Steuerung. Die geplanten Ausschreibungen könnten ab 2031 zusätzliche Belastungen für Stromkunden verursachen. Zudem würden technologische Festlegungen Innovationen behindern, etwa im Bereich Speicher oder Lastmanagement.

Erneuerbare Kapazitäten benachteiligt

Auch aus Sicht von der Energiegenossenschaft Green Planet Energy ist der Entwurf zu stark auf Erdgas ausgerichtet. Laut Unternehmensangaben könnten erneuerbare Alternativen wie Speicher, Bioenergie oder Wasserstoff ähnliche oder geringere Kosten verursachen. Entscheidend sei, dass der Kapazitätsmechanismus technologieoffen ausgestaltet werde.

Trotz unterschiedlicher Schwerpunkte eint die Verbände die Forderung nach Nachbesserungen. Insbesondere bei Wettbewerb, Kosten und Technologieoffenheit sehen sie Anpassungsbedarf, damit der Kapazitätsmarkt sowohl Versorgungssicherheit als auch wirtschaftliche Effizienz gewährleisten kann.

nsgesamt darf Österreich für den Stromkostenausgleich bis zu 900 Millionen Euro ausgeben. Sie beziehen sich auf jenen Aufwand, der der Industrie im Zeitraum 1. Januar 2025 bis 31. Dezember 2029 entsteht. Pro Unternehmen können bis zu 75 Prozent dieser Kosten durch Rückvergütungen abgedeckt werden. Die Begünstigten müssen nachweisen, dass sie mindestens 80 Prozent der Zahlungen in Energieeffzienzmaßnahmen oder andere Vorhaben zu ihrer „Dekarbonisierung“ investieren, etwa den Einsatz erneuerbarer Energien in ihrer Firma. 

Wie berichtet, hatte Wirtschaftsminister Wolfgang Hattmannsdorfer (Österreichische Volkspartei / ÖVP, konservativ) das SAG mit Wirkung vom 13. April in Kraft gesetzt, ohne die Billigung durch die EU-Kommission abzuwarten (wir berichteten). Es betrifft Unternehmen mit einem Strombedarf von mehr als 1 Million kWh/Jahr. Vorgesehen waren Mittel von insgesamt 150 Millionen Euro, die je zur Hälfte heuer sowie im kommenden Jahr ausbezahlt werden sollten. Hattmannsdorfer bekundete damals, er wolle „nicht länger auf das OK aus Brüssel warten. Es kann nicht sein, dass unsere Betriebe durch endlose EU-Bürokratie hingehalten werden“. 

Die Industriellenvereinigung begrüßte nunmehrige Genehmigung des SAG. Sie forderte, den Beihilfenrahmen von bis zu 900 Millionen Euro „vollumfänglich“ zu nutzen und den Stromkostenausgleich „unbürokratisch“ zu implementieren. Dass der Rahmen ausgeschöpft wird, ist angesichts der budgetären Probleme Österreichs jedoch keineswegs sicher.

Auftraggeber und Investor des Projekts ist die Blue Elephant Energy GmbH. Projektgesellschaft ist die BEE Solarpark Schafhöfen GmbH & Co. KG. Goldbeck Solar übernimmt als EPC-Partner die schlüsselfertige Umsetzung. EPC steht für „Engineering, Procurement and Construction“ und umfasst Planung, Beschaffung sowie Bau und Inbetriebnahme der Anlage.

Nach Angaben der Gemeinde Mötzing umfasst das Projektgebiet rund 221 Hektar. Die Gesamtanlage entstehe auf landwirtschaftlich benachteiligten Flächen. „Die Bodenbonität der Fläche der geplanten Anlage ist in diesen Bereich unterdurchschnittlich“, heißt es in den dazugehörenden Unterlagen.

Der Solarpark zählt nach Unternehmensangaben zu den größten Photovoltaik-Freiflächenprojekten in Deutschland. Der Spatenstich soll Ende Mai 2026 erfolgen, die Inbetriebnahme ist für September 2027 vorgesehen. Geplant ist eine „Fixtilt-Südanlage“. Dabei werden die Solarmodule in einem festen Winkel nach Süden ausgerichtet installiert. Diese Bauweise gilt als technisch vergleichsweise einfach und wartungsarm.

Zum Einsatz kommen Photovoltaikmodule des chinesischen Herstellers Trina Solar des Typs TSM-NEG21.C.20. Dabei handelt es sich um bifaziale Module mit einer Leistung von bis zu 720 Watt pro Modul. Bifaziale Module können Sonnenlicht sowohl auf der Vorder- als auch auf der Rückseite nutzen und dadurch zusätzliche Stromerträge erzielen. Als Wechselrichter kommen Geräte von SMA des Typs MVPS 4.400 zum Einsatz.

Nach Fertigstellung soll die Anlage jährlich knapp 300 Millionen kWh Strom erzeugen. Nach Angaben von Goldbeck Solar stellt das Projekt aufgrund seiner Größe hohe Anforderungen an Planung, Logistik und Koordination.

Goldbeck Solar ist vor allem im Bereich großer Freiflächenanlagen sowie gewerblicher und industrieller Dachanlagen tätig. Zusätzlich bietet das Unternehmen Leistungen beim technischen Betrieb der Anlagen sowie beim Asset Management an. Die Unternehmensgruppe beschäftigt nach eigenen Angaben mehr als 550 Mitarbeiter in zwölf Ländern.

Im Fokus stehen wasserführende Gesteinsschichten im Untergrund, die sich für hydrothermale Geothermie eignen könnten. Dafür analysieren die Projektpartner geologische Strukturen und mögliche geothermische Zielhorizonte. Die Ergebnisse sollen als Grundlage für weitere Investitions- und Erschließungsentscheidungen dienen.

Bereits Ende vergangenen Jahres schlossen die Projektpartner seismische 3D-Messungen in einem 143 Quadratkilometer großen Aufsuchungsfeld ab (wir berichteten). Dabei kamen nach Unternehmensangaben rund 27.000 Geophone zum Einsatz. Die Sensoren lieferten hochauflösende Daten über geologische Strukturen im Untergrund.

Die Deutsche Erdwärme wertet die Daten derzeit aus. Das Unternehmen kombiniert dafür seismische und geologische Verfahren. Ziel ist es, ein geologisches Modell des Untergrunds zu erstellen und relevante Störungszonen zu identifizieren. Ergänzend entsteht eine standortbezogene Potenzialstudie. „Mit dem Projekt Pfälzer Wärme schaffen wir die Grundlage, um das geothermische Potenzial unserer Region fundiert zu bewerten“, sagte Uwe Baaske, Stabsstelle Geothermie bei den SWK. 

Geothermie könne für Städte wie Kaiserslautern ein wichtiger Bestandteil einer sicheren und klimafreundlichen Wärmeversorgung werden. „Voraussetzung dafür ist ein präzises Verständnis des Untergrunds und eine belastbare wirtschaftliche Bewertung“, so Herbert Pohl, CEO der Deutschen Erdwärme. Das Vorhaben zählt zu den kommunalen Geothermieprojekten in Rheinland-Pfalz, die im Zuge der Wärmewende an Bedeutung gewinnen. Kommunale Versorger prüfen verstärkt lokale Wärmequellen, um Fernwärmenetze schrittweise zu dekarbonisieren.

Die Anlagen verteilen sich laut Mitteilung auf siebzehn Standorte. Das Portfolio des Unternehmens wächst damit auf 67 Onshore-Windparks, heißt es. Auf Deutschland entfielen vier Projekte mit zusammen 102,5 MW, sie befinden Octopus zufolge in Niedersachsen, Brandenburg, Hessen und Baden-Württemberg. Zwei der Anlagen seien bereits in Betrieb, zwei befänden sich im Bau.

In Frankreich habe man Windparks mit einer Gesamtleistung von 143 MW übernommen, heißt es weiter. In Polen umfasse die Transaktion drei bestehende Windparks mit 75 MW Leistung. Zusätzlich erhalte man in Polen Zugang zu einer Projektpipeline mit 85 MW in Entwicklung.

„Europa verfügt über eines der größten Windpotenziale weltweit. Trotz ambitionierter Ausbauziele stehen wir erst am Anfang dessen, was möglich ist“, kommentiert Zoisa North-Bond, CEO von Octopus Energy Generation, das Investment. Bastian Gierull, CEO von Octopus Energy Germany, sieht in dem Windkraft-Deal auch eine Botschaft an politische Entscheidungsträger: „Jedes neue Investment ist auch ein klares Signal an die Politik”, wird der CEO zitiert.

Demnach sind die Preise im Terminmarkt im April, die die Referenzpreise für PPA bilden, gestiegen. Während sie für die kommenden Quartale und das Frontjahr 2027 wieder etwas gesunken sind, sind die langfristigen Handelsprodukte am Terminmarkt auf einem ähnlichen Niveau geblieben.

Grafik 1: Neue PV-Freiflächenanlagen
 
Für PPA auf neue Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit zehnjähriger Stromlieferung und einem Lieferstart im Mai 2026 lag der Preiskorridor im April unverändert zwischen 27 Euro/MWh und 39 Euro/MWh. Der dazu korrespondierende Terminmarkt-Mischpreis im April für die betreffende PPA-Laufzeit lag weiterhin bei circa 75 Euro/MWh.

Grafik 2: Onshore-Windenergieanlagen im Bestand
 
Für PPA auf bestehende, über 20 Jahre alte, ausgeförderte Windenergieanlagen an Land (Ü20-Anlagen) mit zweijähriger Stromlieferung vom Mai an ermittelten die Analysten von Enervis eine realistische Schwankungsbreite im April von 51 bis 71 Euro/MWh. Diese liegt somit unterhalb des Niveaus des Vormonats März. Sie hängt neben dem Terminmarkt-Mischpreis unter anderem von Standort und Anlagentyp ab.

Der Terminmarkt-Mischpreis, der die Referenz für diesen PPA-Preis darstellt, lag bei rund 91 Euro/MWh und ist damit gegenüber März um knapp 4 Euro/MWh zurückgegangen.

Laut der Unternehmensbefragung in Zusammenarbeit mit der Universität Sussex (Großbritannien), für die von August bis November vergangenen Jahres insgesamt 74 Führungskräfte von Fahrzeugherstellern, Zulieferern und weiteren Unternehmen der Branche interviewt wurden, sind die Unternehmen bei der Neuausrichtung ihres Automobilgeschäfts Richtung E-Mobilität teils schon weit fortgeschritten: Mehr als 20 Prozent der befragten Firmen berichteten demnach, bereits vollständig auf E-Mobilität ausgerichtet zu sein; weitere knapp 40 Prozent gaben einen „fortgeschrittenen“ Status bei der Neuausrichtung an.

Diese „Vorreiter“ unterscheiden sich den Forschern zufolge von den „Nachzüglern“: Denn ungefähr jedes vierte Unternehmen hat zwar bereits mit der Transformation begonnen, steht aber laut Selbsteinschätzung noch am Anfang. Jedes achte befragte Unternehmen hat sich noch nicht neu in Richtung Elektromobilität ausgerichtet.

Vor allem Vorreiter für EU-weites Verbrenner-Aus bis 2035

Dabei sprechen sich der Erhebung zufolge vor allem die „Vorreiter“ für die Beibehaltung des EU-weiten Verbrenner-Aus ab 2035 aus. „Und es sind auch diese hochinnovativen Unternehmen, die die Lockerung der CO2-Flottengrenzwerte für Neuwagen besonders stark ablehnen“, erklärte Fraunhofer ISI.

Die „Nachzügler“ bevorzugten dagegen „eher eine Verlangsamung der Transformation und stufen die Beibehaltung des Verbrenner-Aus als wenig attraktiv ein“, führte das Institut aus. „Durch eine Auflockerung des Verbrenner-Ausstiegs setzt sich die Bundesregierung auf EU-Ebene also vor allem für die Nachzügler ein, zum Nachteil der innovativen Vorreiter“, so das Fraunhofer ISI.

In einem Strategiepapier beschreiben die Forscher angesichts dieses Befunds die Gefahr, dass die Innovationsdynamik der Branche durch die Position der Bundesregierung ausgebremst werden könnte. Dies wiederum könne die Chance der deutschen Automobilindustrie verspielen, eine Führungsposition im globalen Innovationsrennen hin zur Elektromobilität einzunehmen.

„Gerade jetzt, wo in Deutschland und auf EU-Ebene über Flottengrenzwerte und den Ausstiegspfad aus der Verbrennertechnologie diskutiert wird, sollte Deutschland nicht nur auf die Stimmen der Nachzügler hören, sondern auch die Unternehmen ernst nehmen, die bereits in die Elektromobilität investiert haben“, erklärte Projektleiterin Karoline Rogge. Ein Zickzackkurs schwäche hingegen „Planungssicherheit und die deutsche Innovationsstärke“, kritisierte sie. „Nur mit glaubwürdiger und verlässlicher politischer Unterstützung kann die Transformation der deutschen Automobilindustrie gelingen.

Im Rahmen der Kooperation übernimmt Metrify den Rollout von Smart Metern im Viessmann-Kundenportfolio und tritt dabei als Messstellenbetreiber auf. Dem Abschluss ging nach Unternehmensangaben eine rund sechsmonatige Pilotphase voraus, in der sich Metrify gegenüber anderen Anbietern durchgesetzt habe. Die Unternehmen wollen mit der Zusammenarbeit zugleich den Smart-Meter-Rollout in Deutschland beschleunigen.

Erfolgreiche Einbindung vorhandener Systeme

Metrify verfolgt neben seinem Endkundengeschäft eine auf Partnerschaften ausgerichtete Wachstumsstrategie. Laut Unternehmen arbeitet der Messstellenbetreiber bereits mit Akteuren aus der Energie- und Immobilienwirtschaft zusammen. Die Kooperation mit Viessmann bewertet Metrify als wichtigen Schritt beim Ausbau dieses Partnerprogramms.

Geschäftsführer Bela Schramm erklärte: „Wir das haben in der Pilotphase die Fähigkeit zur Integration in bestehende Systeme unter Beweis gestellt.“ Die Entscheidung für Metrify zeige, dass ein skalierbares Angebot entwickelt worden sei, das auch für international tätige Anbieter geeignet sei. Ziel sei es, die Verbreitung von Smart Metern zu beschleunigen.

Auch Viessmann sieht in der Partnerschaft eine Erweiterung seines digitalen Angebots. Carsten Rommel, Head of Products & Solutions bei Carrier Climate Solutions Europe, erklärte: „Unsere Endkunden erhalten über das bestehende Ökosystem einen einfacheren Zugang zu Smart Metern.“ Dies ermögliche die Teilnahme an einem zunehmend digitalisierten Energiemarkt.

Die Integration erfolgt laut Unternehmen an zwei zentralen Schnittstellen. Installationspartner können Smart Meter künftig über ein Fachpartner-Portal direkt beauftragen. Zudem wird der Service in die Endkunden-App „ViCare“ eingebunden. Darüber sollen Nutzer Zugang zu intelligenten Messsystemen erhalten, die Voraussetzung für Anwendungen wie Wärmepumpen, Batteriespeicher oder Wallboxen sind.

Metrify betreibt nach eigenen Angaben derzeit mehr als 70.000 intelligente Messsysteme im aktiven Betrieb. Das Unternehmen unterstützt Energieversorger, Hersteller dezentraler Energielösungen sowie Installationsbetriebe bei Einführung und Betrieb der Technik entlang der Vorgaben des Messstellenbetriebsgesetzes.

Viessmann Climate Solutions ging aus dem 1917 gegründeten Heiztechnikhersteller Viessmann hervor und bietet heute Systeme für Wärme-, Wasser- und Luftqualität sowie erneuerbare Energien an. Das Unternehmen verknüpft seine Produkte über digitale Plattformen und Dienstleistungen.

Das System nutzt zwei Wärmequellen des Hauptmotors: dem Abgas und dem Hochtemperatur-Kühlwasser des ABC-Hauptmotors des Schiffes. Nach Angaben von Orcan Energy erzeugt die Anlage aus bislang ungenutzter thermischer Energie Strom für den Bordbetrieb. Dadurch soll der Kraftstoffverbrauch sinken. Auch die CO2-Emissionen der Schiffe sollen zurückgehen. 

Mit der ersten Inbetriebnahme startet das Projekt in die nächste Phase. Orcan Energy will drei weitere Anlagen auf Schwesterschiffen der Reederei installieren. Hagland Shipping verfolgt damit das Ziel, den Energieverbrauch der Flotte zu senken und bestehende Antriebssysteme effizienter zu nutzen. „Da wir kontinuierlich nach Möglichkeiten suchen, den ökologischen Fußabdruck unserer Flotte zu reduzieren, ist die Nutzung von Abwärme ein logischer Schritt“, sagten Paal und Oivind Aanensen, Co-CEOs von Hagland Shipping.

Orcan Energy positioniert die ORC-Technologie als Lösung für die Dekarbonisierung bestehender Schiffsflotten. Das Unternehmen verweist darauf, dass sich die Systeme vergleichsweise einfach in vorhandene Energiestrukturen integrieren lassen. Neben Emissionsminderungen nennt Orcan Energy auch Einsparungen bei den Betriebskosten als Ziel der Technologie.

Die Umsetzung des Projekts erfolgte gemeinsam mit weiteren Partnern aus der maritimen Lieferkette. Die niederländische Werft Royal Bodewes unterstützte die Integration der Anlage an Bord. Der norwegische Vertriebspartner Gear Consult AS begleitete das Projekt vor Ort.

Grundsätzlich funktionieren die Orcan-Energy-Module − sogenannte ORC-Module (Organic Rankine Cycle) − wie ein Dampfkraftwerk. Anstatt des Arbeitsmediums Wasser kommt im Prozess eine organische, beispielsweise kohlenstoffbasierte Flüssigkeit mit einer niedrigen Verdampfungstemperatur zum Einsatz. Mithilfe von Wärmetauschern wird die Flüssigkeit erwärmt und den ORC-Modulen zur Stromerzeugung zugeführt.

Auch für Rechenzentren 

Zuvor hatte Orcan Energy mittgeteilt, sein Geschäftsfeld auch in Richtung KI-Rechenzentren zu erweitern (wir berichteten). Das Unternehmen adressiert damit Engpässe bei Netzanschlüssen und Lieferketten für Erzeugungsanlagen, teilte der Abwärmespezialist am 2. April mit. Das neue Angebot zielt laut Orcan darauf ab, den „massiven Energieengpass im Hyperscale-Bereich zu lösen“. Betreiber großer Rechenzentren sehen sich zunehmend mit langen Wartezeiten konfrontiert, die den Ausbau von Kapazitäten verzögern. 

Mit der Organic Rankine Cycle (ORC)-Technologie könne das Unternehmen den Rechenzentren-Betreibern ermöglichen, ungenutzte Abwärme in Grundlastenergie umzuwandeln. Die Systeme wandeln Abgaswärme aus vorhandenen Erzeugungsanlagen in elektrische Energie um. Nach Unternehmensangaben lassen sich so bis zu 35 Prozent zusätzliche Leistung vor Ort bereitstellen. 

Die Orcan Energy AG ist ein deutsches Cleantech-Unternehmen mit Hauptsitz in München, das schlüsselfertige Energieeffizienzlösungen zur Umwandlung von Abwärme in Grundlaststrom entwickelt. Das 2008 als eine Ausgründung der Technischen Universität München entstandene Unternehmen hat eigenen Angaben nach bislang 600 Module mit mehr als 7 Millionen Betriebsstunden international vermarktet.

Auffällig ist die starke Rolle Europas. Neben Frankreich und der Slowakei erreichen auch Ungarn mit 47,1 Prozent und Belgien mit 42,2 Prozent hohe Werte. In Finnland liegt der Anteil bei 39,1 Prozent. Außerhalb Europas ist Kernenergie zwar ebenfalls wichtig, ihr Anteil am Strommix fällt aber meist niedriger aus. In den USA beträgt er 18,2 Prozent, in China 4,7 Prozent. Allerdings baut China seinen Bestand an Atomkraftwerken weiter stark aus.

Bei der veräußerten Gesellschaft handelt es sich um eine Plattform für Planung, Beschaffung und Bau von gewerblichen und industriellen Photovoltaikanlagen (EPC). Das Unternehmen hat seinen Sitz in Verona und war bislang vollständig im Besitz von Baywa Re.

Das Beratungsunternehmen Capcora, eine auf Energieinfrastruktur spezialisierte Investmentbank mit Sitz in Frankfurt am Main, begleitete als exklusiver M&A-Berater auf der Verkäuferseite während des gesamten Prozesses. Dazu gehörten laut Capcora die Ansprache potenzieller Investoren, die Verhandlungen sowie der Abschluss der Transaktion.

Neuausrichtung geplant 

Baywa Re verfolgt mit dem Verkauf nach eigenen Angaben eine strategische Neuausrichtung im europäischen Markt. Das Unternehmen wolle sich stärker auf Wertschöpfung und die Optimierung seiner Plattform für erneuerbare Energien konzentrieren. Gleichzeitig sichere die Transaktion die Weiterentwicklung von Power Solutions unter dem neuen Eigentümer.

Fervo verfüge über operative Erfahrung sowie eine lokale Marktpräsenz, die das weitere Wachstum unterstützen sollen. Daniel Gaefke, COO von Baywa Re, erklärte, Power Solutions habe sich seit der Gründung als Greenfield-Projekt dynamisch entwickelt. Unter der Leitung von Managing Director Francesca Manso habe das Unternehmen in den vergangenen Jahren ein beschleunigtes Wachstum verzeichnet. Mit Fervo übernehme nun ein Partner, der über die notwendigen operativen Fähigkeiten und Marktkenntnisse verfüge, um die nächste Entwicklungsphase zu gestalten.

Auch Fervo bewertet die Übernahme als strategischen Schritt. Alessandro Belloni, Gründer und Chief Executive Officer, sowie Finanzchefin Gessica Balsamo erklärten, Power Solutions ergänze das bestehende Geschäft und stärke die Position im italienischen Markt für erneuerbare Energien. Das Unternehmen verfüge über ein erfahrenes Team und eine etablierte Marktstellung. Auf dieser Basis solle das Wachstum beschleunigt und ein Beitrag zu den energiepolitischen Zielen Italiens geleistet werden.

Mit dem Verkauf setzen Baywa Re und Capcora ihre Zusammenarbeit fort. Beide Unternehmen waren bereits in der Vergangenheit an gemeinsamen Transaktionen im Bereich Solarenergie beteiligt.

Im ersten Schritt ersetzte NKT fossil betriebene Autos und Gabelstapler durch Elektro-Vehikel. Das letzte konventionelle Fahrzeug sei bereits 2024 ersetzt worden, heißt es. Seither habe der Fokus vor allem auf dem Ausstieg aus Erdgas für die Beheizung des Werks gelegen – dem finalen Schritt zu einem CO2-freien Produktionsstandort. 

Anstelle der Gastechnik werkeln jetzt Wärmepumpen. Die Umstellung, so der Kabelhersteller, habe eine Reihe von Anpassungen erfordert, „da wir Lösungen benötigen, die speziell für industrielle Anwendungen ausgelegt sind, mit einer Heizleistung von bis zu 210 kW“. Zudem erforderlich: „eine Erweiterung des Stromnetzes sowie neue Heizkörper, die für den Betrieb mit Wärmepumpen geeignet sind“, wie Matthias Schaber erklärt. Der „Head of Sustainability, Accessories“ beziffert die Einsparungen bei den CO2-Emissionen auf rund 576 Tonnen Kohlendioxid-Äquivalente pro Jahr.

PPA mit Uniper

Um das Null-Ziel zu erreichen, verbesserte das Unternehmen auch die Energieeffizienz. Als Beispiel nennt es Wärmetauscher, die an die Spritzgussmaschinen angeschlossen wurde und es ermöglichen, Prozessabwärme wiederzuverwenden.

Der Grünstrom für das Werk wird künftig von Uniper kommen. Im Februar hatten NKT und der Düsseldorfer Energiekonzern einen langfristigen Liefervertrag für Strom (Power Purchase Agreement, PPA) aus der von Uniper in Wilhelmshaven entwickelten PV-Anlage unterzeichnet. Die Bauarbeiten für den PV-Park mit einer Gesamtleistung von 17 MW starteten im November vergangenen Jahres. Errichtet wird er auf der Aschedeponie des ehemaligen Kohlekraftwerks. „Der vereinbarte Termin für die Aufnahme des kommerziellen Betriebs ist der 31. Januar 2027, wobei die Inbetriebnahme bereits früher beginnen kann, wenn die Anlage vorzeitig betriebsbereit wird“, teilte Uniper im Februar mit.

Der Kabelkonzern hat seinen Hauptsitz in Dänemark. Weltweit zählt er 30 Standorte. Das Werk in den Nordenham beschäftigt 390 Mitarbeitende. Es ist als „Kompetenzzentrum“ für Mittelspannungskabelzubehör ausgelegt. Zudem gibt es in Deutschland eine Fabrik in Köln. Dort werden unter anderem Hochspannungskabel, Unterwasserkabel, Glasfaserprodukte, supraleitende Kabel gefertigt.

Dem Team um den neuen CEO Tobias Keitel gehören weiterhin Chief Financial Officer (CFO) Gunhild Grieve, Chief Commercial Officer (CCO) Ulf Kerstin sowie Chief Operating Officer (COO) Thomas Michel an. Nachfolger in der Rolle des CTO wird ab dem 1. Oktober 2026 Julian Garnsey, der als Director of Construction & Project Delivery bereits seit 2023 für die Offshore-Bauprojekte von RWE verantwortlich ist. 

„Mit Tobias Keitel haben wir einen hervorragenden Nachfolger gefunden, der künftig als CEO unser Offshore-Windgeschäft mit seiner strategischen und operativen Führungserfahrung weiterentwickeln wird. Julian Garnsey ergänzt die Geschäftsführung mit seiner umfangreichen Expertise beim Bau großer Offshore-Windparks“, so Krebber.

Tobias Keitel ist seit dem 15. September 2025 Mitglied der Geschäftsführung der RWE Offshore Wind. Zuvor war er Präsident und CEO von Voith Hydro, einem Ausrüster von Wasserkraftanlagen, sowie in verschiedenen leitenden Positionen in der Industrie tätig. Als CTO der RWE Offshore Wind ist Keitel derzeit verantwortlich für Engineering, Procurement und Construction und damit primär für die Umsetzung der im Bau befindlichen Offshore-Windprojekte von RWE.

Julian Garnsey, der neue CTO der RWE Offshore Wind, ist bereits seit über 20 Jahren im RWE-Konzern und bekleidete verschiedene leitende Positionen in den Bereichen Entwicklung, technische Planung und Bau von Windprojekten auf See. Derzeit realisiert er mit seinem Team vier Offshore-Windparks in vier Ländern: Sofia in Großbritannien (1.400 MW), Nordseecluster in Deutschland (1.600 MW), Thor in Dänemark (1.100 MW) sowie Oranje Wind in den Niederlanden (795 MW). Insgesamt will das Unternehmen seine Offshore-Windkapazität bis 2031 um 5.000 MW erweitern.
   

Aus dem bisherigen Vorstand ausgeschieden sind Matthias Brandt, Randy Tinkerman und Dr. Antje Wagenknecht. Laut WAB kandidierten sie nicht erneut für das Amt.

Neben Jens Assheuer von der Assheuer Entwicklungsgesellschaft mbH und Norbert Giese von der GefuE Verwaltungs- und Betriebsführungs GmbH gehören auch Dr. Johannes Kammer von der Tennet TSO GmbH sowie Dr. Dennis Kruse von der Deutsche WindGuard GmbH weiterhin dem Vorstand an. Markus Lesser von Executive Advisory, Marcus Rönner von der Stahlbau Nord GmbH und Björn Wittek von der Rhenus Offshore Logistics GmbH & Co. KG komplettieren den Kreis der bisherigen Vorstandsmitglieder.

Neu in das Gremium wählten die Mitglieder Linda Neddermann von der Deutschen Windtechnik AG, Jennifer Santen von der Gesellschaft für maritimes Notfallmanagement mbH sowie Sebastian Schmidt von der EMS Maritime Offshore GmbH.

Mit der personellen Aufstellung will die WAB ihre Arbeit für die Windenergie- und Wasserstoffbranche fortsetzen. Laut Verband stehen in den kommenden Jahren insbesondere der Ausbau der Offshore- und Onshore-Windenergie sowie der Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft im Fokus. Assheuer erklärte nach seiner Wiederwahl, die Branche brauche bessere Rahmenbedingungen und müsse weitere Innovationen vorantreiben, um die Energiewende voranzubringen.

Die WAB vertritt nach eigenen Angaben rund 250 Unternehmen und Institute aus der Windindustrie, der maritimen Wirtschaft, der Wasserstoffbranche sowie aus Forschungseinrichtungen. Der Verband spricht laut eigener Darstellung für rund 160.000 Fachkräfte entlang der Wertschöpfungskette. Neben der Offshore-Windindustrie versteht sich die WAB auch als Netzwerk für die Onshore-Windenergie im Nordwesten Deutschlands.

Strom: Der deutsche OTC-Strommarkt hat sich zur Wochenmitte mit deutlichen Abgaben gezeigt. Der Day-ahead allerdings legte in der Grundlast um 13,50 auf 136,25 Euro je Megawattstunde und in der Spitzenlast um 11,50 auf 127,50 Euro je Megawattstunde zu. An der Börse kostete der Donnerstag 136,03 Euro im Base und 127,13 Euro im Peak. Händler führten die Aufschläge beim Day-ahead auf die etwas geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung von 13 Gigawatt zurück, die für den Donnerstag erwartet wird. Für den Berichtstag hatten die Meteorologen von Eurowind 13,9 Gigawatt vorhergesagt. Der Wetterdienst geht für Freitag und Samstag von einer schrittweise steigenden Einspeiseleistung von Wind und Solar aus. Am Sonntag sollen sogar über 38 Gigawatt im Base anfallen. Kommt es so, wäre der Sonntag ein sicherer Kandidat für negative Preise auf Viertelstundenbasis.

Am langen Ende sank das Frontjahr infolge der massiven Abgaben der Primärenergieträger Gas, Kohle und Öl um 3,80 auf 89,44 Euro.

CO2: Die CO2-Preise haben sich am Mittwoch fester gezeigt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.15 Uhr 0,70 auf 76,41 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 77,11 Euro, das Tief bei 75,70 Euro. CO2 reagierte damit auf die massiven Abschläge bei Gas, Kohle und Öl. Die Nettolongpositionen am CO2-Markt gaben an der ICE in der Vorwoche um 3,0 Millionen Tonnen auf 34,9 Millionen Tonnen nach, was allerdings auf eine leichte Eintrübung der Stimmung am CO2-Markt verweist. Die Analysten von Redshaw Advisors sehen den nächsten Widerstand für den CO2-Markt bei 77,50 Euro.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Mittwoch schwach gezeigt. Der Frontmonat Mai am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.04 Uhr 3,775 auf 43,050 Euro je Megawattstunde. Erdgas schloss sich damit der Entwicklung bei Erdöl an, das ebenfalls massive Verluste aufwies. Händler verweisen als Begründung für die Abgaben auf sich verdichtende Hinweise auf ein nahe bevorstehendes Ende des Irankriegs.

Die USA und Iran stünden offenbar kurz vor einer Vereinbarung zum Kriegsende. Dies teilte eine an den Friedensbemühungen beteiligte pakistanische Quelle der Nachrichtenagentur Reuters mit und bestätigte damit einen Bericht des US-Nachrichtenportals Axios. „Wir sind kurz davor“, hieß es. Demnach handelt es sich um ein Memorandum im Umfang ​von einer Seite. Den Informationen zufolge soll die Vereinbarung den Konflikt beenden und einen Rahmen für detailliertere Atomverhandlungen schaffen. Offizielle Stellungnahmen aus Washington oder Teheran ‌lagen zunächst ⁠nicht vor.