Der Deutsche Industrie- und Handelskammertag (DIHK) forderte dabei einen wirtschaftlich tragfähigen Transformationsrahmen. Sebastian Bolay, Bereichsleiter Energie beim DIHK, erklärte, Industrie und Gewerbe verbrauchten derzeit mehr als 600 TWh Erdgas pro Jahr. Die Umstellung auf alternative Energieträger bis 2045 sei deshalb eine erhebliche Herausforderung.

Positiv bewertet der DIHK die geplante vollständige Integration von Wasserstoff in das EnWG. Dadurch entstehe erstmals ein einheitlicher Rechtsrahmen für Gas- und Wasserstoffinfrastrukturen. Gleichzeitig kritisiert der Verband fehlende Instrumente zur Absicherung von Investitionen in Wasserstoffverteilnetze und Speicher. 

Gasnetzstilllegung kontrovers diskutiert

Kontrovers diskutiert werden vor allem die vorgesehenen Fristen für die Stilllegung von Gasanschlüssen. Der Gesetzentwurf sieht vor, dass Netzbetreiber Anschlüsse mit einem Vorlauf von zehn Jahren kündigen können. Der DIHK hält diese Frist grundsätzlich für angemessen. Allerdings könnten zehn Jahre für Unternehmen zu kurz sein, wenn Stromnetzanschlüsse oder alternative Infrastrukturen in diesem Zeitraum nicht verfügbar seien.

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) fordert ebenfalls Änderungen im parlamentarischen Verfahren. BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae erklärte, der Entwurf enthalte bereits viele richtige Ansätze für die Transformation der Gasnetze. Allerdings müsse die Umsetzung praxistauglicher ausgestaltet werden.

Der BDEW spricht sich unter anderem gegen eine pauschale Verpflichtung zum Weiterbetrieb von Erdgasnetzabschnitten kurz vor deren Stilllegung aus. Dies könne Planungen für Wasserstoffprojekte von Industrie und Kraftwerken behindern. Zudem fordert der Verband flexiblere Fristenregelungen und eine stärkere Berücksichtigung von Strom- und Wasserstoffinfrastrukturen als alternative Versorgungsoptionen.

Biomethan braucht mehr Zeit

Auch die Rolle der Biomethanwirtschaft sorgt für Diskussionen. Das Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) kritisiert insbesondere die vorgesehene Kündigungsmöglichkeit für Netzanschlüsse von Biomethananlagen mit zehnjähriger Frist. Nach Einschätzung des HBB könnten dadurch neue Biomethanprojekte wirtschaftlich unattraktiv werden. Der Verband fordert deshalb einen Bestandsschutz von mindestens 20 Jahren sowie Entschädigungen für entgangene Gewinne bei Netzstilllegungen.
Die Enercity AG aus Hannover bewertet die geplanten Fristen dagegen als zu lang. Das Unternehmen plant nach eigenen Angaben, große Teile seiner Gasnetzinfrastruktur stillzulegen. Wasserstoff und Biomethan sollten künftig vor allem in Industrieprozessen und Kraftwerken eingesetzt werden. Für private Heizungen seien grüne Gase auf absehbare Zeit zu teuer.

Enercity fordert deshalb deutlich kürzere Kündigungsfristen von drei Jahren in Gebieten mit vorhandenen Alternativen wie Fernwärme oder Wärmepumpen. Nach Angaben des Unternehmens würde eine zehnjährige Frist die Umsetzung der Wärmewende erheblich verzögern. Gleichzeitig spricht sich enercity gegen Entschädigungsansprüche für neue Gasheizungen aus.

Kommunen in Sorge um Wärmeplanung

Die Bundesvereinigung der kommunalen Spitzenverbände sieht zusätzlichen Abstimmungsbedarf zwischen kommunaler Wärmeplanung und den neuen Verteilernetzentwicklungsplänen der Gasnetzbetreiber. Städte und Gemeinden benötigten mehr Planungssicherheit für Investitionen in Wärmenetze, Wasserstoffinfrastrukturen und Quartierslösungen.

Zudem verlangen die kommunalen Spitzenverbände eine stärkere Beteiligung der Kommunen bei Entscheidungen über Netzstilllegungen. Die Netzbetreiber sollten verpflichtet werden, Kommunen frühzeitig über geplante Anschlusstrennungen zu informieren. 

Der Branchenverband „Die Gas- und Wasserstofwirtschaft“, fordert vor allem bessere Finanzierungsbedingungen für den Aufbau des Wasserstoffkernnetzes. Ohne zusätzliche staatliche Absicherung drohten Investitionen in regionale Netze aus wirtschaftlichen Gründen auszufallen oder verschoben zu werden.

Der Berliner Rechtsanwalt Olaf Däuper von der Kanzlei Becker Büttner Held bewertet den Gesetzentwurf insgesamt positiv. Gleichzeitig sieht er weiteren Regelungsbedarf bei Biomethananschlüssen und der Abstimmung mit anderen energiepolitischen Vorhaben wie der kommunalen Wärmeplanung.

Versorgungssicherheit, Unabhängigkeit und Klimaschutz sind die wesentlichen Argumente, die der Verband betont. Außerdem sei der zusätzliche Beitrag der Windenergie zur klimafreundlichen Stromerzeugung auch notwendig, um die beschlossene Rechenzentrumsstrategie und Chemie-Agenda zum Erfolg zu führen. Die Industrie verlange nach sicherer Energieversorgung, heißt es von Seiten des Verbands. Gleichzeitig könnten die Kosten für fossile Brennstoffimporte 2026 auf 92 bis 99 Milliarden Euro ansteigen, wie von der KfW prognostiziert. Dies zeige die Notwendigkeit, sich unabhängig von fossilen Energieträgern zu machen.

Gleichzeitig berge der Ausbau der Windenergie ein enormes Potenzial für Wachstum und regionale Wertschöpfung, wie erst kürzlich eine Studie des Berlin-Instituts für Bevölkerung und Entwicklung in Zusammenarbeit mit dem Institut für ökologische Wirtschaftsforschung und dem Institut der deutschen Wirtschaft belegt habe. Der BWE weist darauf hin, dass diese Analyse sogar von der Bundesregierung selbst in Auftrag gegeben wurde.

Gesetzentwurf des Bundesrats mit 5.000 MW 

Außerdem betont Heidebroek: „Es ist enttäuschend, dass die Bundesregierung nicht auf die Forderung des Bundesrats nach Sonderausschreibungen eingegangen ist, obwohl diese dringend gebraucht werden. Das bestätigt auch das aktuelle Gutachten des Expertenrats für Klimafragen.“ Mindestens 2 GW sollten nach den Vorstellungen des BWE in diesem Jahr noch zusätzlich ausgeschrieben werden. Es wäre wichtig, um das im Klimaschutzplan angekündigte zusätzliche Volumen schnell umzusetzen. Dafür seien nicht einmal neue europarechtliche Genehmigungen notwendig, erklärte die BWE-Präsidentin.

Der Bundesrat hatte am 13. Mai dieses Jahres einen Entwurf zur Änderung des EEG vorgelegt. Demnach soll eine zusätzliche Ausschreibung zum Gebotstermin am 1. Oktober stattfinden. Das Ausschreibungsvolumen der Windsonderausschreibung soll 5.000 MW betragen.

Die Ländervertretung begründete die Initiative mit der großen Bedeutung der Windenergie an Land für die Deckung des Strombedarfs. Außerdem sei Dank beschleunigter Verfahren im vergangenen Jahr eine große Zahl an Windenergieprojekten genehmigt worden. Die aktuellen Ausschreibungsvolumina würden allerdings auf absehbare Zeit nicht ausreichen, um den gewachsenen Projektbestand zeitnah realisieren zu können.

„In der Folge droht ein erheblicher Realisierungsstau genehmigter Vorhaben, der den dringend erforderlichen Ausbau der Windenergie verzögert und die Erreichung der energiepolitischen Ausbauziele gefährdet“, so die Länderkammer in ihrer Begründung. Ziel des Gesetzentwurfs sei daher, „kurzfristig zusätzliche Ausschreibungskapazitäten zu schaffen, um genehmigte und weit fortgeschrittene Projekte zügig in die Umsetzung zu bringen und so den Ausbau der Windenergie wirksam zu stärken“.

Nach Angaben des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWE) verfolgt die Bundesregierung das Ziel, wettbewerbsfähige Energiepreise und eine sichere Energieversorgung zu gewährleisten. Dies solle langfristig den Wirtschaftsstandort stärken und Wachstum fördern. Die Empfehlungen der Monopolkommission seien dabei ein wichtiger Beitrag für politische Entscheidungen.

Festhalten an einheitlicher deutscher Stromgebotszone

Im Bereich des Strommarktes sieht die Bundesregierung Handlungsbedarf bei der Synchronisierung von Stromerzeugung, Stromverbrauch und Netzausbau. Das BMWE will dazu mit den Reformvorhaben im Rahmen des EEG 2027 sowie dem sogenannten Netzanschlusspaket die Integration erneuerbarer Energien verbessern und die Abstimmung zwischen Erzeugung und Stromnetz stärken.

Die Bundesregierung hält zugleich an einer einheitlichen Stromgebotszone in Deutschland fest. Die von der Monopolkommission skizzierte mögliche Aufteilung der Stromgebotszone würde nach Einschätzung der Bundesregierung die Investitionsunsicherheit in der Energiewirtschaft erhöhen. Zudem könnten regionale Kostenunterschiede für Endverbraucher entstehen und die Wirtschaftlichkeit von Erzeugungsanlagen in einzelnen Regionen sinken.

Netzentgelte überarbeiten

Offen zeigt sich die Bundesregierung dagegen für Änderungen bei der Netzentgeltsystematik. Anpassungen könnten laut Stellungnahme Anreize zur Entlastung der Netze schaffen, den Netzausbau beschleunigen und die Flexibilität bei der Einspeisung von Energie verbessern.

Auch beim Fernwärmemarkt sieht die Bundesregierung Reformbedarf. Sie teilt die Einschätzung der Monopolkommission, dass ein wettbewerblich ausgestalteter Markt erforderlich sei, um Investitionen in Wärmenetze zu ermöglichen und gleichzeitig die Versorgung für Verbraucher bezahlbar zu halten. Der Markt- und Rechtsrahmen für die Fernwärmeversorgung solle deshalb weiterentwickelt werden.

Mehr Wettbewerb an Ladesäulen

Für mehr Wettbewerb bei der öffentlichen Ladeinfrastruktur plant die Bundesregierung zudem eine stärkere Preistransparenz. Dazu soll die Preisangabenverordnung novelliert werden. Gleichzeitig will die Bundesregierung nationale Spielräume der europäischen AFIR-Verordnung nutzen, um weitere Regelungen für die Ladeinfrastruktur umzusetzen.

Einigkeit besteht zwischen Bundesregierung und Monopolkommission auch beim Zugang zu kommunalen Flächen für den Ausbau von Ladeinfrastruktur. Dieser müsse diskriminierungsfrei und wettbewerblich ausgestaltet werden. Laut Bundesregierung soll im Rahmen des Masterplans Ladeinfrastruktur 2030 geprüft werden, ob dafür gesetzliche Regelungen notwendig sind.

Zukunft der Gasnetze geregelt

Im Bereich der Gasverteilernetze verweist die Bundesregierung auf die am 25. März 2026 beschlossene Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes. Sie schafft nach Angaben des BMWE die rechtlichen Grundlagen für die zukünftige Entwicklung der Gasverteilernetze. Vorgesehen ist insbesondere die verpflichtende Einführung von Verteilnetzentwicklungsplänen.

Die Bundesregierung greift damit nach eigenen Angaben eine zentrale Empfehlung der Monopolkommission auf. Kommunale und regionale Akteure sollen dadurch mehr Spielraum erhalten, um über die weitere Nutzung, Umnutzung oder Stilllegung von Gasverteilnetzen zu entscheiden. Einen verpflichtenden Rückbau von Gasleitungen sieht die Bundesregierung ebenso wie die Monopolkommission nicht vor.

Das Sektorgutachten der Monopolkommission steht als PDF zum Download bereit.

Die Zahlungen erfolgen auf Grundlage der Beihilfeentscheidung der Europäischen Kommission vom Dezember 2022. Damals hatte Brüssel die Stabilisierung und Rekapitalisierung des früheren Gazprom-Germania-Konzerns durch den deutschen Staat genehmigt.

Verbunden war die Freigabe der Hilfen in Höhe von 6,3 Milliarden Euro mit klaren Auflagen: Sobald sich die wirtschaftliche Lage des Unternehmens stabilisiert, sollen Teile der staatlichen Unterstützung an den Bund zurückgeführt werden. Die aktuelle Rückzahlung gilt deshalb nicht nur als finanzielle Entlastung für den Bundeshaushalt, sondern auch als Signal für die wirtschaftliche Konsolidierung des Unternehmens.

CEO Laege: Ertragskraft nachhaltig

Sefe war infolge des russischen Angriffskrieges gegen die Ukraine und des Ausfalls russischer Gaslieferungen in eine existenzielle Krise geraten. Um die Versorgungssicherheit aufrechtzuerhalten, mussten kurzfristig große Mengen Erdgas zu extrem hohen Preisen beschafft werden. Ohne staatliche Unterstützung hätte das Unternehmen seine Lieferverpflichtungen gegenüber Industrie, Stadtwerken und weiteren Kunden kaum erfüllen können. 

Egbert Laege, CEO von Sefe, erklärte dazu: „Die vergangenen drei Jahre zeigen, dass das Geschäftsmodell von Sefe selbst unter schwierigen Rahmenbedingungen verlässlich hohe Rückzahlungen an den Bund ermöglicht. Dass sich die Gesamtsumme inzwischen auf fast eine Milliarde Euro beläuft, verdeutlicht nicht nur die kurzfristige Stabilisierung, sondern vor allem die nachhaltige strukturelle Ertragskraft und konsequente finanzielle Disziplin von Sefe. Damit verfügen wir heute über eine solide und glaubwürdige Ausgangsbasis für die nächste Phase der Unternehmensentwicklung einschließlich einer erfolgreichen Privatisierung.“ 
 

Zu den Gesprächsergebnissen mit Xi erklärte Putin: „Ich merke an, dass Russland und China im Energiebereich aktiv zusammenarbeiten. Unser Land zählt zu den größten Exporteuren von Erdöl, Erdgas einschließlich LNG und Kohle in die Volksrepublik China. Wir sind selbstverständlich bereit, weiter zuverlässig die unterbrechungsfreie Versorgung des rasch wachsenden chinesischen Marktes mit all diesen Brennstoffarten sicherzustellen.“

In seinem Gespräch mit Xi hatte Putin erklärt, dass das bilaterale Handelsvolumen seit mehreren Jahren die Marke von 200 Milliarden US-Dollar überschreite. „Die Lokomotive hinter dieser wirtschaftlichen Zusammenarbeit ist die russisch-chinesische Kooperation im Energiesektor. Vor dem Hintergrund der Krise im Nahen Osten behält Russland nach wie vor seine Rolle als zuverlässiger Rohstofflieferant bei, während China ein verantwortungsbewusster Abnehmer dieser Ressourcen bleibt.“

Positive Handelsdynamik

Eine wachsende Abnahme Chinas von russischem Öl und Gas dokumentieren Zahlen des chinesischen Hauptzollamts, über die russische Medien jüngst berichteten. Demnach stiegen in China die Bezüge von russischem LNG von Januar bis April gegenüber dem vergleichbaren Vorjahreszeitraum um 16 Prozent an, während die Lieferungen über die Gasleitung „Kraft Sibiriens 1“ einen Anstieg von 1,8 Prozent aufwiesen.

Die Ölimporte stiegen sogar um 26 Prozent. Die Blockade von Hormus ließ besonders die LNG- und Ölimporte ansteigen, da China den Wegfall von Importen aus dem Nahen Osten im Zug des Irankrieges ausgleichen muss. Das wiederum nährt in Russland die Hoffnung, dass das Pipeline-Projekt Kraft Sibiriens 2 endlich in die Gänge kommt.

Trotz der herausfordernden Umstände sei das Handelsvolumen zwischen den Ländern in diesem Jahr von Januar bis April um 20 Prozent gestiegen, erklärte Xi. Diese günstige Dynamik sollte genutzt werden, um Chinas Fünfjahresplan 2026-2030 mit Russlands nationalen Entwicklungszielen abzustimmen und darin die stabilisierende Rolle der Kooperation im Energiesektor effektiv zur Geltung zu bringen.

Im März hatte Kraft Sibiriens 2 im Fünfjahresplan unter dem Eindruck des Nahostkonflikts unter der Bezeichnung Erdgaspipeline China-Russland Eingang gefunden. Russland und China hätten sich im Großen und Ganzen auf die wesentlichen Eckdaten des Projekts verständigt, sagte Kremlsprecher Dmitrij Peskow gegenüber russischen Medien. Wenngleich „noch einige Nuancen zu klären sind“, herrsche beim Zeitplan noch kein eindeutiger Konsens.

Kraft Sibiriens 2 als russischer Trumpf

Igor Juschkow von der Finanzuniversität der russischen Regierung sieht in Kraft Sibiriens 2 einen russischen Trumpf, wie er gegenüber der russischen Tageszeitung Komsomolskaja Prawda am Vorabend der Gespräche zwischen Putin und Xi erläuterte. Die Verhandlungen laufen ihm zufolge bereits seit vielen Jahren. Doch die Chancen für einen Vertragsabschluss seien gestiegen, weil die Aktionen der USA in Venezuela und im Nahen Osten sich gegen China richteten.

So kämen die Öl- und Gaslieferungen aus dem Norden, sprich aus Russland**,** als die verlässlichere Option in den Blick. „Es ist ein Mythos, dass wir Gas an Europa oder China für fast nichts verkaufen“, wehrte Juschkow Preisspekulationen ab. „Wir verkaufen zu Marktpreisen, genau wie andere Anbieter auch. Wir sind völlig wettbewerbsfähig und verdienen damit Geld, genau wie alle anderen.“

Die Preisfrage wird am Ende entscheiden, ob das Großprojekt umgesetzt wird. Mit einer Fertigstellung vor 2030 ist nicht zu rechnen. Geht Kraft Sibiriens 2 tatsächlich in Betrieb, könnte sich das Transportvolumen von fast 50 Milliarden Kubikmetern Gas pro Jahr um weitere 50 Milliarden Kubikmeter erhöhen. Mehr als 52 Milliarden Kubikmeter Gas waren es, die China im vergangenen Jahr aus Russland importiert hat. 38,8 Milliarden Kubikmeter über Kraft Sibiriens 1 und 13,5 Milliarden Kubikmeter per Schiff.

Die Studie wurde im Auftrag der Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften beim Deutscher Genossenschafts- und Raiffeisenverband (DGRV) erstellt. Nach Angaben des Verbands könnten bereits bei einer Umsetzungsquote von 20 Prozent des technischen Potenzials bundesweit rund 8.000 genossenschaftliche Wärmenetze entstehen. Träger wären Bürgerinnen und Bürger, Unternehmen sowie Kommunen.

Politische Unterstützung gefragt

Jan Holthaus, Vorstand des DGRV, fordert verlässliche politische Rahmenbedingungen für diese Projekte. Die kommunale Wärmeplanung müsse genossenschaftliche Wärmenetze stärker berücksichtigen und dürfe sich nicht nur auf große Fernwärmesysteme oder Einzelheizungen konzentrieren. Zudem brauche es laut Holthaus klare gesetzliche Vorgaben für den Heizungstausch, um Investitionssicherheit für klimafreundliche Wärmelösungen zu schaffen.

Hintergrund ist das Wärmeplanungsgesetz der Bundesregierung. Es verpflichtet Kommunen dazu, kommunale Wärmepläne vorzulegen und geeignete Gebiete für Wärmenetze auszuweisen. Parallel arbeitet die Bundesregierung an einem Gebäudemodernisierungsgesetz.

Dieses soll den Heizungstausch technologieoffener und flexibler gestalten. Nach Einschätzung des DGRV könnte eine stärkere Offenheit jedoch dazu führen, dass der Wechsel von fossilen zu erneuerbaren Energieträgern langsamer verläuft und sich Anschlüsse an Wärmenetze verzögern.

Privates Kapital einwerben

Genossenschaftliche Wärmenetze ermöglichen es Bürgerinnen und Bürgern, gemeinsam in lokale Wärmeversorgungssysteme zu investieren und diese zu betreiben. Laut DGRV stärkt das die regionale Wertschöpfung und reduziert die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern sowie deren Preisschwankungen. Zudem könnten lokale Projekte öffentliche Fördermittel durch privates Kapital ergänzen.

Das Kurzgutachten beziffert das mögliche Investitionsvolumen je nach Szenario auf rund 70 Milliarden Euro. Etwa 25 Milliarden Euro davon könnten demnach als Eigenkapital eingebracht werden. Gleichzeitig verweist der Verband auf die Bedeutung zusätzlicher Finanzierungsinstrumente. Gerade in der Anfangsphase seien Fremdkapitalgeber entscheidend, erklärte Holthaus. Wichtig sei insbesondere die Absicherung von Krediten, damit Projekte finanzierbar und skalierbar würden.

Die Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften setzt sich deshalb nach eigenen Angaben für staatliche Garantierahmen ein. Genannt werden unter anderem Bürgschaftsprogramme oder Kredite der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) mit Haftungsfreistellung.

Hohe Akzeptanz zu erwarten

Die Untersuchung verweist zudem auf eine hohe gesellschaftliche Akzeptanz. Demnach stehen 61 Prozent der Haushalte in Deutschland Wärmenetzen grundsätzlich positiv gegenüber. Voraussetzung für einen breiteren Ausbau seien jedoch verlässliche Förderinstrumente, Planungssicherheit und ausreichendes Fremdkapital.

Das Gutachten analysiert auch die Verteilung bislang nicht erschlossener Gebiete nach Wärmedichten. Wärmedichten beschreiben den Wärmebedarf einer bebauten Fläche über einen bestimmten Zeitraum und werden in Megawattstunden pro Hektar und Jahr angegeben.

Besonders relevant seien Bereiche mit mittleren Wärmedichten zwischen 100 und 350 MWh pro Hektar und Jahr. Dort entstehe laut Studie ein Marktsegment zwischen klassischen Fernwärmenetzen mit hoher Wärmedichte und dezentralen Einzelanlagen in dünner besiedelten Gebieten.

Das ISI-Kurzgutachten Potenziale für Wärmenetzgemeinschaften in Deutschland steht als PDF zum Download bereit.

Die Hamburger Energienetze wollen bis 2029 rund 2,9 Milliarden Euro in ihr Stromverteilnetz investieren. Die EIB übernimmt davon, wie es weiter heißt, rund 28 Prozent der Investitionssumme. Das Programm umfasst etwa 1.500 Kilometer neue und erneuerte Leitungen in Nieder-, Mittel- und Hochspannung. Außerdem plant das Unternehmen neue Umspannwerke, zusätzliche Schaltfelder und will die digitale Steuerungstechnik weiter ausbauen.

Bis 2040 rechnen die Hamburger Energienetze mindestens mit einer Verdoppelung der Netzhöchstlast. Das Unternehmen begründet dies mit der Zunahme von Wärmepumpen, zusätzlicher Ladeinfrastruktur und den steigenden Anteil elektrischer Fahrzeuge. Die EIB ordnet das Vorhaben in die Ziele des EU-Energieprogramms „REPowerEU“ ein. Mit diesem reagiert die Europäische Union auf die Energiekrise und den russischen Angriff auf die Ukraine. Ziel ist es, die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten zu verringern, die Versorgungssicherheit zu stärken und den Ausbau erneuerbarer Energien schneller voranzutreiben.

Mehr Elektrobusse für Hamburg

Das zweite Darlehen betrifft das Unternehmen „vhh.mobility“. Der Busbetreiber mit Sitz in Hamburg will in den kommenden Jahren bis zu 337 Millionen Euro in Elektromobilität investieren. Die EIB beteiligt sich daran mit 125 Millionen Euro. Das entspricht laut Mitteilung rund 37 Prozent des Gesamtvolumens.

Geplant ist die Beschaffung von 188 Elektrobussen. Dazu zählen 120 Standardbusse, 52 Gelenkbusse und 16 Kleinbusse. Zusätzlich soll der Betriebshof Schenefeld, direkt an der westlichen Stadtgrenze Hamburg gelegen, erweitert und mit weiterer Ladeinfrastruktur ausgestattet werden.

„vhh.mobility“ betreibt nach eigenen Angaben rund 800 Busse an 18 Standorten. Bereits heute fährt rund ein Drittel der Flotte elektrisch. Seit 2020 beschafft das Unternehmen für Hamburg ausschließlich emissionsfreie Busse. Die neuen Fahrzeuge sollen den Anteil in der Hansestadt weiter erhöhen.

Die Mitteilung hebt zudem die Verbindung beider Projekte hervor. Der Ausbau der elektrischen Busflotte erhöhe die Anforderungen an das Stromnetz. Gleichzeitig brauche zusätzliche Ladeinfrastruktur leistungsfähige und digital gesteuerte Netze. Die Hamburger Gesellschaft für Vermögens- und Beteiligungsmanagement mbH (HGV) koordiniert laut Mitteilung beide Investitionsprogramme.

Bundeskanzler Friedrich Merz (CDU), der der Veranstaltung beiwohnte, forderte Hager bei dem Fachkongress auf, den politischen Stillstand zu überwinden und überfällige Reformen bei Rente, Arbeitszeit und Sozialkosten einzuleiten. Umso mehr, weil Deutschland und Europa vor großen Transformationsherausforderungen stünden, so Hager. Das gelte etwa für die Entwicklung und die Nutzung künstlicher Intelligenz. Während die USA und China Tempo machten, diskutiere man hierzulande Regeln, die Innovation ausbremsen.
 
„Eine Stärke der deutschen Elektro- und Digitalindustrie liegt in der Entwicklung von KI für industrielle Anwendungen – für Roboter, Prozessindustrie, Stromnetze oder Gebäude und vieles mehr. Um sie auszuspielen, brauchen wir mehr Gestaltungsfreiräume”, betonte der Präsident. Jede Regulierung müsse sich an der einfachen Frage messen lassen, ob sie der Industrie und Wirtschaft helfe, oder ob sie Innovation im Wege stehe. Der jüngst im Trilog gefundene Kompromiss zum KI-Omnibus sei eine erhebliche Verbesserung, erfasse aber noch nicht alle relevanten Anwendungen: Auch bei Medizinprodukten gehöre Doppelregulierung abgeschafft. 

„Nur ein starkes Europa hält uns im Spiel“

Zudem gelte es, die Resilienz Europas zielgerichtet zu stärken. Hager: „Nur ein starkes Europa hält uns im Spiel, das kaum noch anerkannten Regeln folgt. Wir müssen den Binnenmarkt ausbauen und die EU zu einem Industriebeschleuniger machen, der auf Innovation und unternehmerische Initiative fokussiert und ein faires Wettbewerbsumfeld schafft.“ Eine besondere Rolle falle dabei technologischer Exzellenz zu, über die Europa verfügen müsse, etwa in der Mikroelektronik.

Abhängigkeiten seien auch auf der Energieseite abzubauen. „Die Zukunft ist elektrisch – egal ob im Auto oder im Gebäude“, zeigte sich Hager überzeugt. Aus seiner Sicht führt kein Weg daran vorbei, die Stromsteuer auf das europäische Mindestmaß zu senken. 

Daniel Hager (54) ist seit 15 Jahren im ZVEI aktiv. Er war unter anderem Vorsitzender des Fachverbands Elektroinstallationssysteme und Vorsitzender der Plattform Gebäude. Hager ist Vorsitzender des Aufsichtsrats des Elektrotechnikunternehmens Hager Group. Vorgänger Gunther Kegel ist nach sechs Jahren im Amt turnusgemäß ausgeschieden.

Als Vizepräsidenten neu gewählt wurden: Peter Körte (Siemens), Frank Meyer (Bosch), Peter Weckesser (Schneider Electric). Dem engeren Vorstand gehören an: Markus Bergholz (Kostal), Christian O. Erbe (Erbe Elektromedizin), Philip W. Harting (Harting), Tim Holt (Siemens Energy), Ulrich Leidecker (Phoenix Contact), Philipp Steinberger (Wöhner), Andreas Urschitz (Infineon).

Vielleicht ist die Namensgebung für das Projekt ein Indiz dafür, welch komplexe Materie das Unterfangen selbst behandelt. Es trägt die Langbezeichnung „Rotliegend als Lithiumressource im Norddeutschen Becken – von der EXploration zur EXtraktion“ – und soll abgekürzt als „RoLiXX“ in Erinnerung bleiben. Darin arbeiten Forschende des Fraunhofer IEG zusammen mit Teams aus Wissenschaft und Wirtschaft.

Lithium ist zum Beispiel als Batterie-Zutat in der Elektromobilität von größter Bedeutung – und Europa stark vom Exporteur China abhängig. Daher bemühen sich zahlreiche Projekte – auch im Oberrheingraben – darum, heimische Vorkommen zu finden und zu heben. Das Erschließen des Lithiums im Norddeutschen Becken „könnte Deutschland in Zukunft eine zentrale Rolle bei der Deckung des deutschen und europäischen Bedarfs“ einbringen, sagt Tilman Cremer, Projektleiter am Fraunhofer IEG, laut einer Mitteilung zur strategischen Bedeutung des Projekts.

„Eine neue Option für die Energiewirtschaft“

Rolixx stellt seine Arbeit in den Dienst von Energieversorgern und Industrie. Die Ergebnisse aus der Tiefe sollen die jeweiligen Entscheidungsträger zum Beispiel befähigen, neben dem Nutzen von Tiefenwärme gleichzeitig Rohstoffe fördern zu können.

Dafür haben die Forschenden als Herzstück eine mobile Pilotanlage entwickelt, 250 Kilogramm schwer und zwei Kubikmeter im Umfang. Sie sei leicht per Gabelstapler und Transporter zu bewegen und lasse sich auf unterschiedliche Bedingungen der Einsatzorte anpassen.

Ziel ist es, Lithium aus dem salzhaltigem Tiefenwasser zu gewinnen. Die angewandten Verfahren wollen die Prozesse so steuern, dass möglichst keine festen Rückstände entstehen und auch geothermische Projekte unbeeinflusst bleiben. Sollte das gelingen, könnte Lithium auf einem sehr ähnlichen Weg an die Oberfläche gelangen wie warmes Tiefenwasser – „eine neue Option für die Energiewirtschaft“, glaubt das Fraunhofer IEG.

Das Rotliegend im Norddeutschen Becken gerät nun von der niederländischen zur polnischen Grenze unter die Lupe der Forschenden. Laut Fraunhofer IEG sei es das erste Mal, dass ein Projekt Herkunft und Verteilung von Lithium im Rotliegend systematisch analysiert und wissenschaftlich bewertet. Neben den eigenen Proben stützen die Arbeiten sich zudem auf Daten aus bereits existierenden Tiefbohrungen.

Zu den Partnern des Fraunhofer IEG zählen das GFZ Helmholtz-Zentrum für Geoforschung, die Technische Universität Berlin, das Institut für Ökologische Wirtschaftsforschung sowie aus der Industrie die Neptune Energy Innovations GmbH, ein ursprünglich Öl und Gas förderndes Unternehmen aus Hannover. Ihre Expertise steuern ferner die Bundesanstalten für Materialforschung (BAM) und für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) bei.

Das über drei Jahre vom Bundesministerium für Forschung, Technologie und Raumfahrt geförderte Verbundprojekt kann insgesamt 2,8 Millionen Euro ausgeben.

Als neues Spitzenmodell präsentierte Deutz den TCD 24.0 V12 GDU-L. Mit dem 24-Liter-Motor erweitert das Unternehmen sein Angebot um eine höhere Leistungsklasse für Stromerzeugungsaggregate. Deutz adressiert damit insbesondere Anwendungen im Bereich Notstromversorgung und stationäre Energieerzeugung.

Markus Villinger, CEO der Business Unit Engines bei Deutz, verwies bei der Vorstellung auf die steigende Nachfrage nach leistungsfähigen und zuverlässigen Motoren für Generatoren und Notstromsysteme. Neben den Motoren hebt das Unternehmen den eigenen globalen Service als Bestandteil des Angebots hervor.

Deutz sieht weltweit einen wachsenden Markt für dezentrale Energieversorgung. Als Treiber nennt das Unternehmen die steigende Stromnachfrage, den höheren Anteil erneuerbarer Energien sowie den Ausbau digitaler Infrastruktur. Insbesondere Rechenzentren erhöhen nach Einschätzung des Unternehmens den Bedarf an Stromerzeugungsaggregaten. Mit der neuen Produktlinie baut Deutz seine Position im Markt für stationäre Antriebslösungen aus.

Grundlage des Reports sind drei Roundtables zu den Bereichen Strom, Wärme und Verkehr. Daran beteiligten sich nach Angaben der Initiatoren rund 60 Fachleute aus mehr als 50 Unternehmen, Forschungseinrichtungen, Kommunen und Verbänden. Diskutiert wurde, welche Voraussetzungen für ein kreislauffähiges Energiesystem notwendig sind.

Der Report kommt zu dem Schluss, dass weniger technische Hürden als vielmehr politische und wirtschaftliche Rahmenbedingungen die Umsetzung bremsen. Lebenszykluskosten und Materialwerte würden in heutigen Planungssystemen häufig nicht berücksichtigt. Dadurch blieben wirtschaftliche Vorteile zirkulärer Lösungen vielfach unsichtbar.

Zur Untermauerung verweist der Bericht auf eine Studie der Boston Consulting Group und des Bundesverbands der Deutschen Industrie. Demnach könnten konsequent zirkuläre Ansätze die Kosten der Energiewende bis 2045 um 38 Milliarden Euro senken. Bislang werde dieses Potenzial jedoch kaum genutzt. Als Beispiele nennt der Report nicht recycelbare Rotorblätter von Windkraftanlagen, Batteriesysteme ohne Rücknahmekonzepte oder Wärmenetze ohne Konzepte für das Nutzungsende der Infrastruktur.

Der Bericht formuliert acht Handlungsempfehlungen für Politik, Kommunen und Unternehmen. Als besonders wirkungsvolle Hebel identifizieren die Beteiligten eine standardisierte Batteriezelle für sektorübergreifende Speicher- und Kreislaufkonzepte sowie die Erweiterung der Systementwicklungsstrategie der Bundesregierung um Materialkreisläufe und Rohstoffresilienz.

Nora Sophie Griefahn und Tim Janßen, geschäftsführende Vorstände der Cradle to Cradle NGO, erklärten, die technischen Lösungen für kreislauffähige Energiesysteme seien bereits vorhanden. Ob aus Solarmodulen, Batteriezellen oder anderen Elementen der Energiewende Rohstofflager oder Entsorgungsprobleme werden, entscheide sich heute im Design, in den Förderregimen und im Ordnungsrecht, lassen sie sich in einer Mitteilung zitieren. Nun gehe es darum, Innovationen gezielt zu fördern und regulatorische Hürden abzubauen.

Der Report mit dem Titel „Zirkuläre Energiesysteme mit positivem Beitrag für Strom, Wärme und Verkehr“ steht auf der Website der Eon Foundation zum Download zur Verfügung.

Allgemein wirbt der Hersteller damit, branchenspezifische CRM-Lösungen mit integrierten Schnittstellen bereitzustellen. Lime CRM richte sich an Energieversorger, die ihre Netz-, Vertriebs- und Serviceprozesse digital verknüpfen wollen.
„Wir haben mit der Suche nach einer Ticketing-Lösung begonnen – und schnell festgestellt, dass wir mit Lime CRM viel mehr erreichen können. Die Möglichkeit, Kundenservice, Vertrieb und Marketing in einer einzigen Plattform zu bündeln, war für uns der entscheidende Schritt hin zu einer wirklich integrierten Kundenkommunikation„, erklärt Anja Raabe, bei den Stadtwerken Hilden für New Business und Digital Sales zuständig.

Nach Angaben von Lime Technologies werden durch die Anbindung an das Abrechnungs- und ERP-System relevante Daten automatisch zwischen den Anwendungen ausgetauscht. Das Unternehmen verspricht, dass dadurch effizientere Abläufe, eine bessere Datenqualität und ein umfassenderen Überblick über Kundenprozesse möglich ist.

Der offizielle Projektstart erfolgte Ende März, ein Kickoff-Termin mit Mitarbeitenden und Projekt-Team folgte am 30. April. Im Anschluss seien erste Workshops für den Kundenservice durchgeführt worden.

„Die Stadtwerke Hilden sind ein hervorragendes Beispiel dafür, wie Stadtwerke und Energieversorger in Deutschland den nächsten Schritt in der Digitalisierung gehen. Was uns besonders freut: Der Einstieg über das Ticketing hat sich schnell zu einer echten Transformation des gesamten Kundenprozesses entwickelt. Genau das ist es, was wir mit Lime CRM ermöglichen wollen“, sagt Benjamin Blanken, Country Sales Manager Germany bei Lime Technologies.

Im Herbst 2025 hatte Lime Technologies über die ersten Kunden im deutschen Energiemarkt informiert. Mit den Stadtwerken Witten, der ÜZ Mainfranken und den Stadtwerken Stralsund hätten erste Versorger das System im Einsatz.

Das Zitat stammt von Bayerns Bauminister Christian Bernreiter (CSU). Er war nicht einmal der prominenteste Gast, als das für und mit BMW erdachte Projekt offiziell in Betrieb ging. Die Politprominenz führte der bayerische Ministerpräsident Markus Söder an (CSU), in dessen Gefolge war auch Wirtschaftsminister Hubert Aiwanger (Freie Wähler).

Der Automobilhersteller deckt künftig 50 Prozent seines Heißwasserbedarfs aus dem Biomasseheizwerk (wir berichteten). Dafür verbrennt die Anlage in ihren drei Heizkesseln etwa zu einem Viertel unbehandeltes Verpackungsholz aus BMWs größtem europäischen Standort sowie Altholz aus den regionalen Forsten im Umkreis von bis zu 60 Kilometern.

100.000 MWh Wärmeenergie pro Jahr

Eine Lieferung von bis zu 100 Millionen kWh Wärmeenergie pro Jahr hatten die Partner vor drei Jahren vertraglich fixiert. Den Grundstein für das Kraftwerk legten sie im Jahr 2024. Das Heißwasser gelangt nun auf kurzem Weg und aus unmittelbarer Nachbarschaft in die Fabrikhallen.

Autobauer benötigen Prozesswärme für verschiedene Anwendungsbereiche. Einer ist das Trocknen von frisch aufgetragenen Lacken. Dafür erreicht die Wärme Temperaturen von über 140 Grad. In Leipzig setzt BMW perspektivisch auf den Einsatz von Wasserstoff (als Gasersatz), dessen Zünden die benötigte heiße Luft erzeugen soll. In Dingolfingen will BMW mit der als grün eingestuften Wärme 20.000 Tonnen Kohlendioxid pro Jahr einsparen.

Für den Verteilnetzbetreiber Bayernwerk AG, eine Tochter von Eon, sprach Vorstand Egon Westphal bei der Eröffnung davon, dass das Heizwerk beispielgebend für nachhaltige Energieversorgung sei, weil die gefundene Lösung „in hohem Maße dezentral“ sei. Markus Söder erkannte in der Anlage gar ein mögliches „Modell für die Industrie in Bayern und ganz Deutschland“.

Hubert Aiwanger betonte zudem das Potenzial der Holzenergie in Bayern. Ferner hob er die Bedeutung für BMW hervor, dauerhaft über bezahlbare und zuverlässig zu Verfügung stehende Wärme verfügen zu können.

Es soll nicht die letzte Zusammenarbeit des Regensburger Unternehmens mit dem Autohersteller sein. Beide erproben das bidirektionale Laden der neuen BMW-Modelle im Gebiet von Bayernwerk Netz. Außerdem schließt die Bayernwerk AG in Kürze auch das neue BMW-Werk in Irlbach-Straßkirchen an die Leitungen der Netztochter an. Die Kooperation von Stadtwerken, Bayernwerk und BMW Dingolfing gab es in unterschiedlichen Bereichen bereits in den Jahren 1998 bis 2017.

Schuster verfügt über mehr als 20 Jahre Erfahrung in leitenden Finanzfunktionen. Seine Schwerpunkte liegen unter anderem in den Bereichen Corporate Finance, Restrukturierung sowie strategische und operative Unternehmenssteuerung. Der diplomierte Betriebswirt ist zudem Wirtschaftsprüfer und Steuerberater.

Vor seinem Wechsel zur Düsseldorfer EGC war Schuster mehrere Jahre als CFO und Executive Board Member der Clarus Group tätig. Weitere Stationen seiner Laufbahn waren Positionen als Managing Director bei Accuracy sowie als Senior Manager bei Ernst & Young. Dabei verantwortete er nationale und internationale M&A- und Finanzierungsprojekte sowie Transformationsprozesse in Industrie- und Beteiligungsunternehmen. 
 

Der neue Finanzvorstand hat seine Stelle zu einer Zeit angetreten, in der die EGC mit der Integration der ehemaligen Baywa-Tochtergesellschaft „BayWaEnergie Dienstleistungs GmbH“ (EDL) beschäftigt ist (wir berichteten). Enno Philipps hat zuvor am 15. Mai 2026 die Geschäftsführung der Baywa EDL übernommen. 

EGC arbeitet an Integration der Baywa EDL

Im Zuge des Integrationsprozesses soll die EDL im Sommer 2026 nun vollständig auf die EGC überführt werden. In diesem Zusammenhang wird auch die Marke „BayWa EnergieDienstleistungs GmbH“ nicht weitergeführt.

EGC hat mit dem Erwerb der Baywa EDL ihre Aktivitäten in Bayern erweitert und ist laut eigener Auskunft damit künftig bundesweit in allen wesentlichen Regionen vertreten. Das Unternehmen stärkt zugleich sein Angebot im Bereich der Biomasse und ergänzt die bisherigen Schwerpunkte auf Wärmepumpen und Photovoltaik. Besonders die starke Verankerung der ehemaligen Baywa-Tochtergesellschaft im kommunalen Sektor eröffnet EGC neue Wachstumsperspektiven und Referenzprojekte für weitere Regionen.

EGC ist ein Anbieter von Energiedienstleistungen. Das Unternehmen hat sich darauf spezialisiert, energie- und gebäudetechnische Systeme zu planen und umzusetzen − sowohl im Bestand als auch im Neubau. Auch die Finanzierung, Unterhaltung und der Betrieb von Heizzentralen und Stromversorgungsnetzen bis zur Energielieferung ist Teil des Portfolios.

Das Unternehmen betreut bundesweit derzeit mehr als 100 Kunden und rund 1.100 installierte Heizzentralen. Darüber hinaus betreibt EGC rund 75 Arealnetze mit mehr als 3.000 Zählern. Zu den Kunden der EGC zählen private und öffentliche Wohnungsgesellschaften, Immobilieninvestoren wie Versicherungen, Banken und Fondsgesellschaften.

Das Wahlsprechen der Koalition enthielt eine Entlastung der Verbraucherinnen und Verbrauchern bei den Strompreisen durch die Senkung der Steuer. Diese Pläne wurden nach Beratungen des Koalitionsausschusses auf einen unbestimmten Zeitpunkt verschoben. Die Steuer soll derweil nur für wenige Branchen sinken, dazu zählen die Industrie sowie die Land- und Forstwirtschaft.

Strom: Der deutsche OTC-Strommarkt hat sich zur Wochenmitte überwiegend etwas fester gezeigt. Der Day-ahead gewann in der Grundlast um 0,50 auf 109,50 Euro je Megawattstunde und sank in der Spitzenlast um 11,00 auf 75,25 Euro je Megawattstunde. An der Börse kostete der Donnerstag 109,15 Euro im Base und 74,91 Euro im Peak.

Händler führten den Preisanstieg im Base auf die geringere Einspeiseleistung der Erneuerbaren zurück. Während die Meteorologen von Eurowind für den Berichtstag noch eine Wind- und Solareinspeiseleistung in Höhe von 26,3 Gigawatt prognostizierten, sollen am Donnerstag nur 24 Gigawatt anfallen, bei allerdings deutlich mehr Sonne als am Vortag. Für die Folgetage ab Freitag erwartet Eurowind eine Erneuerbaren-Einspeiseleistungsd in ähnlicher Höhe wie am Berichtstag.

Am langen Ende legte das Frontjahr infolge höherer CO2-Preise um 0,82 auf 93,47 Euro zu. Marktteilnehmer sprachen von einem ruhigen Geschäft. Der Markt warte auf neue Nachrichten zum Irankrieg, hieß es.

CO2: Die CO2-Preise haben sich am Mittwoch etwas fester gezeigt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.30 Uhr 0,63 auf 75,60 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt nur schwache 6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 76,00 Euro, das Tief bei 74,82 Euro.

Die Abschläge bei den Primärenergieträgern Gas, Kohle und Öl wirken sich aktuell positiv auf die CO2-Preise aus. Die Nettolongpositionen am CO2-Markt gingen an der ICE in der Vorwoche um 2 Millionen Tonnen auf 38,6 Millionen Tonnen zurück. Kurzfristig werde der Markt durch die Entwicklungen im Mittleren Osten bestimmt, so Redshaw Advisors. Solange sich dort keine Änderung ergebe, sei der Ausblick tendenziell neutral.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Mittwoch leichter gezeigt. Der Frontmonat Juni am niederländischen TTF verlor bis 13.40 Uhr 1,00 auf 50,92 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 1,20 auf 51,50 Euro je Megawattstunde.

Erdgas verhielt sich damit wie der Ölmarkt, der erneut Entspannungssignalen aus dem Weißen Haus folgte. Trump hatte ein rasches Ende des Irankrieges in Aussicht gestellt. Allerdings berichten Marktteilnehmer von einem zunehmenden Wettbewerb mit asiatischen Adressen um knappe LNG-Lieferungen, was die Preise stützt.

Der Gasflow aus Norwegen beträgt am Berichtstag auf einem Höhepunkt der jährlichen Wartungssaison zudem nur vergleichsweise geringe 170,3 Millionen Kubikmeter. Allerdings dürften die Lieferungen laut Angaben von Gassco bereits am Donnerstag wieder deutlich zunehmen.