Die beiden Unternehmen haben nach eigenen Angaben eine einjährige Übergangsphase vereinbart. Während dieser Zeit betreibt der bisherige Konzessionär Naturenergie Netze die Infrastruktur in den zehn betreffenden Gemeinden – Binzen, Efringen-Kirchen, Eimeldingen, Fischingen, Inzlingen, Kandern, Neuenburg-Steinenstadt, Rümmingen, Schallbach und Wittlingen – im Rahmen eines Pachtmodells zunächst weiter, um die „Voraussetzungen für eine geordnete Übergabe“ zu schaffen, wie es in der Mitteilung heißt. Den operativen Netzbetrieb werde die Badenova dann am 1. Januar 2028 offiziell übernehmen.

„Nach jahrelangen juristischen Auseinandersetzungen haben wir nun eine gemeinsame Lösung gefunden. Ich möchte mich bei der Naturenergie für die konstruktiven und sachlichen Gespräche der letzten Wochen und Monate bedanken”, sagt Dirk Satur, Vorstand Badenova. Damit würden die Voraussetzung für notwendige Investitionen in eine sichere und zukunftsweisende Energieinfrastruktur geschaffen.

Gerichte hatten Rüge der Naturenergie abgewiesen

„Die erzielte Verständigung und die nun auf den Weg gebrachten Verträge ermöglichen es uns, den Blick wieder nach vorne zu richten“, so Klaus Müller, Mitglied der Naturenergie-Geschäftsleitung. „Im Rahmen der neuen partnerschaftlichen Zusammenarbeit sichern wir durch die Übergangspacht das operative Tagesgeschäft und gewährleisten eine verlässliche Versorgung für die Bürgerinnen und Bürger der Zweckverbandsgemeinden bis zur vollständigen Betriebsübernahme.“

Für die Zweckverbandsgemeinden bedeute diese Einigung vor allem Klarheit, Planungssicherheit und Stabilität in der Stromversorgung, betonen die beiden Energieversorger in ihrer Mitteilung. Die Gemeinden hatten sich im Konzessionsstreit immer wieder selbst zu Wort gemeldet, unter anderem mit einer Pressekonferenz im Dezember 2024, in der sie die Naturenergie aufforderten, ergangene Gerichtsentscheidungen zu respektieren (wir berichteten).

Die Gemeinden hatten sich jeweils in einstimmigen Ratsbeschlüssen für die Vergabe der Konzessionen an die Netzgesellschaft der Badenova ausgesprochen. Rügen der Naturenergie zu den Entscheidungen beziehungsweise zu den Ausschreibungsverfahren hatten das Landgericht Mannheim sowie das Oberlandesgericht Karlsruhe abgewiesen. Dennoch hatte sich der bisherige Konzessionär geweigert, die Netze zu übergeben.

„Der langjährige Streit hat die beteiligten Kommunen stark beschäftigt. Dass nun eine Einigung erzielt wurde und die jahrelange Unsicherheit endet, ist eine sehr gute Nachricht für die Gemeinden“, so Bürgermeister Andreas Schneucker aus Binzen.
Die Vereinbarung umfasst auch „ein gemeinsames Verständnis über die zukünftige Zusammenarbeit“, wie es in der gemeinsamen Mitteilung der beiden Netzgesellschaften weiter heißt. Beide Unternehmen betonen den Willen, partnerschaftlich zusammenzuarbeiten und auf einen konstruktiven und vertrauensvollen Austausch zu setzen. Das Wohl der Kommunen sei dafür die Leitlinie.

Nach Darstellung der ARGE habe der starke Anstieg von Anschlussanfragen für Erneuerbare-Energien-Anlagen, Batteriespeicher, Rechenzentren und andere Großverbraucher die Stromverteilnetze in vielen Regionen zunehmend unter Druck gesetzt. Gleichzeitig komme der Ausbau der Hoch- und Höchstspannungsnetze nur verzögert voran. Dadurch seien Engpässe entstanden, die zu steigenden Redispatch-Mengen und höheren Systemkosten führten.

Die Netzbetreiber begrüßen insbesondere die geplante stärkere Ausrichtung des Ausbaus erneuerbarer Energien an verfügbaren Netzkapazitäten. Das bislang geltende Prinzip eines von Leitungskapazitäten weitgehend entkoppelten Anschlussanspruchs habe zu erheblichen Belastungen geführt. In mehreren Regionen müsse bereits heute ein Teil der erneuerbaren Stromerzeugung abgeregelt werden, weil die Netzinfrastruktur nicht im gleichen Tempo wachse wie die Zahl neuer Projekte.

Positiv bewertet die ARGE den im Entwurf vorgesehenen sogenannten Redispatch-Vorbehalt. Dieser könne „als temporäre Härtefallregelung in den gegenwärtig wenigen betroffenen Engpassregionen“ Transparenz schaffen und Investitionen stärker in Netzbereiche mit freien Kapazitäten lenken. Nach Einschätzung der Netzbetreiber würde damit trotz begrenzter Infrastruktur mehr erneuerbarer Strom tatsächlich nutzbar gemacht und gleichzeitig die Belastung durch Redispatch-Kosten reduziert. Auch die vorgesehene Definition kapazitätslimitierter Leitungsabschnitte anhand einer jährlichen Abregelquote von 3 Prozent wird als sachgerecht bezeichnet.

​Redispatch-Vorbehalt positiv gesehen

Darüber hinaus unterstützt die ARGE Instrumente wie sogenannte Einspeisesteckdosen und Einsammelnetze, die eine effizientere Nutzung bestehender Netzkapazitäten ermöglichen sollen. Allerdings weist sie darauf hin, dass insbesondere unterirdische Einsammelkabel deutlich höhere Kosten verursachten als klassische Freileitungsausbauprojekte.

Kritisch sehen die Netzbetreiber zugleich die bisherige Vergabe von Netzanschlüssen nach dem Windhundprinzip „first come, first served“. Dieses Verfahren stamme aus Zeiten ausreichender Netzkapazitäten und sei angesichts der heutigen Nachfrage nicht mehr geeignet. Besonders in Regionen mit hoher Nachfrage nach Anschlussleistung führe das Verfahren zunehmend zu Engpässen. Die ARGE spricht sich deshalb dafür aus, Verteilnetzbetreibern größere Spielräume bei der Bewertung von Anschlussbegehren einzuräumen. Kriterien wie Netzneutralität, Netzdienlichkeit oder die Ernsthaftigkeit eines Projekts müssten stärker berücksichtigt werden können.

Zudem plädiert die Arbeitsgemeinschaft für Reservierungsgebühren und eine verpflichtende Aufwandsbeteiligung bei Netzanschlussprüfungen. Damit solle die Zahl spekulativer oder mehrfacher Anschlussanfragen reduziert werden.

Als sinnvoll bewertet die ARGE außerdem die geplante Möglichkeit, langfristig nicht genutzte Anschlusskapazitäten zurückzufordern. Das sogenannte „use it or lose it“-Prinzip könne zusätzliche Kapazitäten für andere Anschlussnehmer verfügbar machen. Nicht angewendet werden sollte dieses Prinzip nach Auffassung der Netzbetreiber allerdings auf Verteilnetzbetreiber selbst, die Kapazitäten im vorgelagerten Übertragungsnetz langfristig für geplante Entwicklungen vorhalten müssten.

Neben den inhaltlichen Regelungen des Netzpakets fordert die ARGE FNB Ost vor allem bessere Rahmenbedingungen für den Netzausbau. Alternative Vergabeverfahren könnten zwar helfen, bestehende Kapazitäten effizienter zu nutzen, sie schafften jedoch keine zusätzlichen Netzkapazitäten. Entscheidend seien daher vereinfachte Genehmigungsverfahren, ausreichende Kapazitäten bei Dienstleistern und Materiallieferanten sowie eine auskömmliche Refinanzierung der Investitionen im Regulierungsrahmen.

Darüber hinaus warnen die Netzbetreiber vor zusätzlichen Belastungen durch erweiterte Transparenz- und Auskunftspflichten. Ein höheres Maß an Transparenz über die Netzauslastung könne zwar die Planungssicherheit für Anschlussnehmer verbessern, gleichzeitig müsse jedoch ein angemessenes Sicherheitsniveau gewahrt bleiben. Die daraus entstehenden zusätzlichen Aufwendungen müssten regulatorisch anerkannt werden.

Die Maßnahme betreffe Zertifikate aus den deutschen Auktionsmengen des EU-Emissionshandels und bezieht sich auf die Emissionsminderungen für das Jahr 2024. Diese resultieren aus der Stilllegung der Kraftwerksblöcke Neurath A und Frechen im Jahr 2022. Für diese Kraftwerke wurden bereits 2025 Zertifikate im Umfang von 514.000 Tonnen CO2 gelöscht.

Die Löschung der Zertifikate verhindere einen sogenannten Wasserbetteffekt, bei dem frei werdende Zertifikate andernorts genutzt werden könnten, und sichert somit die Klimawirkung des Kohleausstiegs ab.

Ein Teil der entsprechenden Zertifikate werde bereits automatisch durch die Marktstabilitätsreserve (MSR) aus dem Markt genommen. Die nun beschlossene freiwillige nationale Löschung stellt sicher, dass auch die verbleibenden Zertifikate vollständig und zeitnah dem Markt entzogen werden, so das Kabinett.

Endgültige Menge erst im Juni bekannt

Die endgültige Höhe der Löschung durch die MSR steht erst im Juni dieses Jahres fest und richte sich nach der Gesamtzahl der im Umlauf befindlichen Zertifikate im europäischen Emissionshandel. Die nationale Löschung beträgt entweder null Zertifikate – sofern die MSR die entsprechende Menge bereits vollständig absorbiert – oder 687.000 Zertifikate, falls die MSR nur eine teilweise Löschung bewirkt.

Gemäß § 10 Absatz 5 des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes (TEHG) ist die Bundesregierung verpflichtet, diese Löschung vorzunehmen. Die Zahl der zu löschenden Zertifikate wurde auf Basis eines wissenschaftlichen Gutachtens ermittelt.

Zertifikate werden in der Höhe der nachgewiesenen Emissionsminderungen gelöscht, sofern diese nicht bereits durch die Marktstabilitätsreserve aus dem Handel genommen wurden, so die Bundesregierung. Nach der heutigen Beschlussfassung im Bundeskabinett wird die Mitteilung nun der Europäischen Kommission zugeleitet. 

Die Absichtserklärung für die Zertifikatelöschung 2026 steht im Internet bereit.

In der Branche unterstützt man zwar die gute Absicht, der Dachverband Eurogas hält die Anforderungen der EUMR aber „nicht für fristgerecht umsetzbar“ angesichts fehlender Standards, komplexer Lieferketten und begrenzter Verifizierungs-Möglichkeiten. Ohne „gezielte Anpassungen“ drohe eine Verteuerung und Verknappung des Angebots, kurz: eine Beeinträchtigung der Versorgungssicherheit, teilte der Verband mit. Im Hinblick auf die geopolitisch ohnehin angespannte Lage auf den Energiemärkten und im Besonderen im LNG-Markt verlangt die Gaslobby, die Uhr bei der Methan-Regulierung anzuhalten: „Stop the clock!“

Darin hat sie in den USA einen mächtigen Verbündeten. Seit Donald Trump erneut ins Weiße Haus eingezogen ist, hat er nicht nur die amerikanischen Vorschriften zur Kontrolle der Methan-Emissionen aus dem Verkehr gezogen, er erwartet das auch von den Europäern. Die beziehen inzwischen mehr als ein Viertel ihres Erdgasbedarfs aus den USA, Tendenz: steigend. Allerdings ist die EU auch der beste Kunde der USA: Mehr als die Hälfte der amerikanischen LNG-Exporte geht nach Europa.
 
Bislang war die US-Regierung mäßig erfolgreich im Kampf gegen die EUMR. Jetzt ist Washington aber entschlossen, die durch die Schließung der Straße von Hormus geschwächte Position der EU zu nutzen und den Druck auf sie zu erhöhen. Der US-Botschafter bei der EU, Andrew Puzder, warnte die Europäer in der Financial Times vor einer weiteren Energiekrise, hielten sie an der EUMR fest. Ohne grundlegende Änderungen an der Verordnung zögerten potenzielle Lieferanten, kostengünstige langfristige Lieferverträge abzuschließen. Ihr Gas könnten sie dann auf Märkten mit geringeren regulatorischen Risiken verkaufen.

Auch in anderen Förderländern fürchtet man, den Anforderungen der europäischen Ökobürokratie nicht gewachsen zu sein. So sieht sich zum Beispiel auch Algerien nicht in der Lage, die Auflagen zu erfüllen.

Angesichts der ohnehin angespannten Lage auf dem Öl- und Gasmarkt hat sich die EU-Kommission daran gemacht, dem Druck nachzugeben und die EUMR aufzuweichen. Ihre Sprecherin, Anna-Kaisa Itkonen, hat Mitte Mai bestätigt, dass man in Brüssel an Leitlinien („guid­ance“) arbeite, die es den Mitgliedsstaaten erleichtern sollen, „alle Flexibilitäten“, die die Verordnung biete, zu nutzen. Das betreffe auch vorgesehene Strafzahlungen. Einen Termin für die Verabschiedung nannte sie nicht.

Eine geleakte Fassung der Leitlinien sieht unter anderem vor, dass die Mitgliedsstaaten bei der Umsetzung großzügige Ausnahmen machen und von Strafzahlungen absehen können, wenn die Vorgaben der EUMR nicht erfüllt werden. Die grüne Europaabgeordnete Jutta Paulus regt besonders auf, dass diese Regelung nicht befristet sein soll. Damit würden neue Unsicherheiten entstehen. Die Grünen halten ein Aufweichen der Methan-Regulierung nicht nur für das falsche klimapolitische Signal, sondern auch energiepolitisch für kontraproduktiv.
Sie verweisen auf eine Untersuchung der Internationalen Energieagentur (IEA), die herausgefunden haben will, dass die fossilen Industrien (Kohle, Gas, Öl) genauso viel Methan freisetzen, wie normalerweise durch die Straße von Hormus transportiert wird: etwa 124 Millionen Tonnen pro Jahr. Eine Reduzierung der Methan-Emissionen bei der Förderung oder dem Transport würde deswegen das Angebot sogar erhöhen, sagt Paulus.

Auch die einschlägigen Umweltverbände machen inzwischen mobil. Die Denkfabrik Strategic Perspectives hält die Berichts- und Kontrollpflichten der EUMR für „technisch machbar“. Sie würden von einer Reihe von Lieferanten bereits erfüllt. Würde die EU auf die Durchsetzung der eigenen Standards verzichten, würde sie ihren Ruf beschädigen und ihre Verhandlungsposition schwächen.
Die Klimalobby verweist darauf, dass die EU als der größte Gasmarkt der Welt aus einer Position der Stärke verhandeln könne. Das Risiko, dass die EUMR die europäische Versorgungssicherheit gefährde, werden jedenfalls „überschätzt“, sagt Jonathan Stern vom Oxford Institute for Energy Studies.

In Brüssel ist die Neigung, ökonomische Risiken in Kauf zu nehmen, um klimapolitischen Ruhm zu ernten, aber nicht mehr sehr ausgeprägt.

Das stärkste Wachstum bei den Verkäufen von Elektroautos wurde in Europa verzeichnet. Die Verkäufe an Elektroautos in Europa überstiegen 2025 mit 4,2 Millionen (darunter 3 Millionen in der EU) die vergleichbare Zahl des Jahres 2024 um rund 1 Million entsprechend 30 Prozent. Der Anteil der elektrisch betriebenen Autos am Gesamtabsatz erreichte 2025 damit europaweit 28 Prozent. Deutschland ist der größte Automarkt in Europa. In Deutschland wurden 2025 insgesamt 856.540 Pkw mit Elektroantrieb und damit 50 Prozent mehr als im Jahr zuvor neu zugelassen, davon 545.142 batterieelektrische Fahrzeuge (BEV) und 311.398 Plug-in-Hybride (PHEV). Das entsprach einem Anteil von 30 Prozent aller neu zugelassenen Pkw.

Norwegen mit Stromer-Anteil von 97 Prozent

In China hat sich das Wachstum bei den Neuzulassungen elektrisch betriebener Pkw 2025 zwar leicht verlangsamt, aber dennoch machte der Anteil der in China verkauften Elektroautos 55 Prozent aller dort im vergangenen Jahr verkauften Fahrzeuge aus. Demgegenüber liegt deren Anteil in den USA unter 10 Prozent. Norwegen hält mit 97 Prozent einen weltweiten Rekord von elektrisch betriebenen Fahrzeugen an den 2025 in diesem Land verkauften Autos. 

2025 wurden weltweit fast 22 Millionen Elektroautos produziert, ein Anstieg um 25 Prozent im Vergleich zum Vorjahr. 75 Prozent der weltweit hergestellten Elektrofahrzeuge wurden in China gefertigt. Die Exporte von Elektroautos aus China haben sich 2025 auf einen neuen Höchststand von 2,5 Millionen verdoppelt. Diese Zahl entsprach mehr als 35 Prozent aller chinesischen Autoexporte. Die Exporte von Elektroautos aus der EU sind 2025 um ebenfalls 25 Prozent gestiegen. Allerdings haben sich auch die Importe um etwa 35 Prozent auf mehr als 900.000 erhöht. Nahezu 60 Prozent dieser Importe stammten 2025 aus China. 

„Die Verkaufszahlen von Elektroautos haben im vergangenen Jahr in fast 100 Ländern neue Rekorde erreicht. Die wachsende Beliebtheit von Elektrofahrzeugen hat einen bedeutenden Wandel für die Automobilmärkte und das Energiesystem insgesamt eingeleitet – und sorgt nun inmitten der größten Ölversorgungskrise der Geschichte für eine gewisse Entlastung“, erklärte IEA-Exekutivdirektor Fatih Birol. „Mit Blick auf die Zukunft dürften die gesunkenen Batteriepreise und die möglichen politischen Reaktionen auf die aktuelle globale Energiekrise den Märkten für Elektrofahrzeuge weiteren Auftrieb geben.“ 

Perspektiven für 2026 und weitere Entwicklung bis 2035 

Nach dem starken Wachstum im letzten Jahr wird erwartet, dass die weltweiten Verkäufe von Elektroautos im Jahr 2026 erneut steigen und die Marke von 23 Millionen erreichen werden, was fast 30 Prozent aller weltweit verkauften Autos entspricht. Die festgestellte Dynamik stellt auch eine Reaktion auf die aktuelle Energiekrise dar, die zu verstärktem Wachstum in Schlüsselmärkten geführt hat. Bis zum Jahr 2035 erwartet die IEA weltweit einen Anstieg der elektrisch betriebenen Fahrzeugflotte von derzeit fast 80 Millionen auf 510 Millionen. Damit würde der Bestand an Elektroautos im Vergleich zu 2025 auf mehr als das Sechsfache ansteigen. 

Die 295 Seiten umfassende Studie der IEA ist unter www.iea.org abrufbar.

Nach Angaben des BDEW achten viele Verbraucher inzwischen stärker auf einen sparsamen Umgang mit Strom. Insgesamt erklärten 69 Prozent der befragten Haushalte, dass sie Wert auf einen effizienten Stromverbrauch legen. Im Vergleich zum Jahr 2020 sank der durchschnittliche Stromverbrauch aller Haushalte laut Studie um rund 230 kWh beziehungsweise knapp neun Prozent.

Singles sparen am meisten

Besonders deutlich fiel der Rückgang bei kleineren Haushalten aus. In Ein-Personen-Haushalten verringerte sich der Verbrauch den Angaben zufolge um rund 18 Prozent, in Zwei-Personen-Haushalten um etwa zwölf Prozent. Der Verband sieht darin einen Hinweis auf ein verändertes Verbrauchsverhalten sowie effizientere Geräte.

Gleichzeitig verändert sich die Zusammensetzung des Stromverbrauchs in den Haushalten. Den größten Anteil haben laut Studie inzwischen Informations- und Kommunikationstechnologien. Dazu zählen unter anderem Fernseher, Router, Laptops, Smartphones, Spielekonsolen und Lautsprecher. Dieser Bereich macht nach Angaben des BDEW rund 29 Prozent des gesamten Haushaltsstromverbrauchs aus.

Andere klassische Verbrauchsbereiche fallen deutlich geringer aus. Für Beleuchtung, Waschen und Trocknen sowie für Kühlen, Spülen und Kochen liegt der jeweilige Anteil laut Untersuchung bei weniger als 14 Prozent.
 
Prosumer offen für dynamische Tarife

Zusätzlich analysierte der Verband in einer weiteren Befragung das Verhalten sogenannter Prosumer. Dabei handelt es sich um Haushalte, die Strom aus einer eigenen Photovoltaikanlage selbst nutzen. Für diesen Teil der Studie wurden 1.007 Prosumer zu ihrem Nutzungsverhalten, zu dynamischen Stromtarifen und zu Möglichkeiten der Verbrauchsverlagerung befragt.

Die Ergebnisse zeigen Unterschiede zwischen Prosumern und anderen Haushalten. Laut Studie wohnen 81 Prozent der Prosumer im Eigenheim, bei den Nicht-Prosumern sind es 40 Prozent. Zudem leben Prosumer häufiger in Einfamilienhäusern. Ihr Anteil liegt bei 64 Prozent, während bei Nicht-Prosumern lediglich 30 Prozent in Einfamilienhäusern wohnen.

Auch bei dynamischen Stromtarifen zeigen sich Unterschiede. Zwölf Prozent der Prosumer nutzten zum Zeitpunkt der Befragung einen dynamischen Tarif. Bei den übrigen Haushalten lag der Anteil lediglich bei zwei Prozent. Dynamische Tarife orientieren sich stärker an den aktuellen Börsenstrompreisen und sollen Verbraucher dazu anregen, ihren Stromverbrauch zeitlich zu verschieben.

Viele Stromnutzer offen für Flexibilität

Viele Haushalte können sich laut der Studie vorstellen, ihren Stromverbrauch künftig flexibler zu gestalten. Mehr als die Hälfte der Befragten ohne dynamischen Tarif gab an, Tätigkeiten wie Wäschewaschen oder Geschirrspülen in Zeiten niedriger Strompreise verlagern zu können.

Die BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae sieht darin einen Wandel im Verbrauchsverhalten. „Digitalisierung, Homeoffice, Eigenstromnutzung und intelligente Steuerung gewinnen im Alltag der Verbraucherinnen und Verbraucher zunehmend an Bedeutung“, erklärte sie. Positiv sei, dass viele Haushalte Strom bevorzugt dann nutzen wollen, wenn er günstig und aus erneuerbaren Energien verfügbar sei.

Die Studienergebnisse des BDEW zum Stromverbrauch stehen im Internet bereit.

Die Untersuchung „Europe’s Semicon Business Case“ wurde vom Elektronik-Branchenverband ZVEI, dem niederländischen Industrieverband FME, dem deutschen Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) sowie dem niederländischen Wirtschaftsministerium beauftragt.

Die Autoren erwarten, dass sich der Anteil der in Europa zum Einsatz kommenden Halbleiter bis zum Jahr 2040 verdoppeln wird. Das gelte unabhängig davon, ob die Trägerprodukte in Europa oder andernorts hergestellt werden. Der Halbleiterbedarf der in Europa produzierenden Industrie wächst der Studie zufolge sogar um den Faktor 2,4.

Als Treiber nennt die Studie die Elektrifizierung von Verkehr und Energiesystemen, den Ausbau von KI-Infrastruktur sowie die zunehmende Digitalisierung der Industrie. Besonders stark wächst laut Studie der Bedarf an Chips für Rechenzentren. Dieser Bereich werde sich bis 2040 etwa verfünffachen.

Technologische Souveränität erreichen

Produktionskapazitäten seien für diese Bedarfe in Europa nicht ausreichend vorhanden. Insbesondere in Feldern wie KI-Chips und bei Speicherbausteinen für Rechenzentren bestünden große Abhängigkeiten: „Der Aufbau europäischer Kompetenzen auch im Bereich kleiner Strukturgrößen ist anspruchsvoll, aber zur Stärkung unserer technologischen Souveränität geboten“, lässt sich Wolfgang Weber, Vorsitzender der ZVEI-Geschäftsführung, zitieren.

Dafür brauche es einen strategischen, schrittweisen Ansatz: Zunächst sollten Chipdesign und Advanced Packaging gestärkt werden: Bereiche mit hoher Wertschöpfung, enger Anbindung an industrielle Anwendungen und vergleichsweise geringem Kapitalbedarf. Darauf aufbauend sollten langfristig und nachfragegetrieben Fertigungskapazitäten für kleinere Strukturgrößen geschaffen werden.

Tatsächlich gebe es Bereiche, in denen Europa bereits starke Marktpositionen besitze. Dazu zählen Leistungshalbleiter, Sensoren, Mikrocontroller sowie Analogchips. Elektromobilität, erneuerbare Energien, industrielle Automatisierung und Medizintechnik treiben hier die Nachfrage.

Produktionskosten senken

Knackpunkt: Die Kostenvorteile. Nach Berechnungen der Studie liegen die Produktionskosten für Halbleiter in Europa derzeit 15 bis 30 Prozent über den günstigsten asiatischen Standorten. Als Hauptgründe dafür führen die Autoren höhere Energie-, Personal- und Baukosten an. 

Die Autoren empfehlen deshalb unter anderem niedrigere Energiekosten, schnellere Genehmigungsverfahren und stärkere Investitionen in Fachkräfteprogramme. Zudem müsse Europa gezielt Kompetenzen bei fortschrittlicher Chipverpackung, KI-Prozessoren und neuen Speichertechnologien aufbauen. 

In eng definierten strategischen Bereichen – insbesondere Verteidigung und kritischer Infrastruktur – solle darüber hinaus vertrauenswürdige und möglichst europäisch verankerte Mikroelektronik-Lieferketten etabliert werden. Das könne nicht nur die Resilienz stärken, sondern auch gezielt Nachfrage nach Mikroelektronik mit hoher europäischer Wertschöpfung schaffen.

Die vollständige Studie „Europe‘s Semicon Business Case. A Demand‑Driven Perspective for a Competitive and Resilient Microelectronics Ecosystem“ ist auf den Internetseiten des ZVEI abrufbar.

Das Angebot richtet sich vor allem an größere Gewerbe- und Industriebetriebe mit einem Verbrauch ab 100.000 kWh bis in den mehrstelligen GWh-Bereich. Wechselpilot übernimmt dabei Marktbeobachtung, Ausschreibungen, Vertragsprüfung und die Begleitung von Vertragsabschlüssen. 

Neben klassischer Strom- und Gasbeschaffung bietet Wechselpilot Business nach eigenen Angaben auch strukturierte Beschaffungsmodelle an. Dazu zählen Tranchenmodelle, Spotmarktstrategien, Power Purchase Agreements sowie Portfolio- und Flex-Modelle. Ziel sei eine auf Verbrauchsprofil und Risikobereitschaft abgestimmte Beschaffung. 

Darüber hinaus soll es auch möglich sein, Energielösungen wie Photovoltaik, Batteriespeicher, Ladeinfrastruktur und Mieterstrommodelle über ein Partnernetzwerk einzubinden. Künftig sollen auch Wärmepumpenlösungen und Ladeinfrastruktur für LKW stärker berücksichtigt werden. 

Nach Angaben des Unternehmens betreut Wechselpilot Business derzeit rund 50 Gewerbe- und Industriekunden mit knapp 60 laufenden Beschaffungsmandaten für Strom und Gas. Der Vertrieb erfolgt unter anderem über Energieberater, Direktvertrieb sowie Finanz- und Versicherungsmakler.

Bundesverkehrsminister Patrick Schnieder (CDU) zeigt sich in der Mitteilung überzeugt: Wasserstoff werde „auch im Luftverkehr eine wichtige Rolle spielen – allerdings mit realistischem Blick auf Einsatzfelder und Zeithorizonte“. Entscheidend seien jetzt „die richtigen Weichen“ bei Infrastruktur, Anwendungen und regionaler Zusammenarbeit.

Zunächst eher nachhaltige Flugkraftstoffe

Die Untersuchung zeichnet ein zurückhaltendes Bild für den Einsatz von flüssigem Wasserstoff im eigentlichen Flugverkehr. Die Technik in den Flugzeugen befinde sich noch in der Entwicklung. Deshalb dürften zunächst nachhaltige Flugkraftstoffe eine zentrale Rolle bei der Dekarbonisierung des Luftverkehrs übernehmen. Einen großflächigen Aufbau von Infrastruktur für flüssigen Wasserstoff halten die Autoren der Studie derzeit nicht für sinnvoll. Nach deren Einschätzung sollten Flughäfen vorerst vor allem ihre Planungen vorbereiten, statt bereits groß in Infrastruktur für flüssigen Wasserstoff zu investieren.

Anders bewerten die Autoren den Einsatz von gasförmigem Wasserstoff im Bodenbetrieb beziehungsweise Vorfeldbetrieb. Dazu zählen Fahrzeuge und Geräte zur Flugzeugabfertigung. Dort sehen sie kurz- bis mittelfristig Chancen für erste wirtschaftliche Anwendungen von Wasserstoff. Pilotprojekte könnten helfen, Erfahrungen im Betrieb zu sammeln und technische Abläufe zu testen. Die Autoren empfehlen zunächst flexible Lösungen wie mobile Tankanlagen. Flughäfen müssten dadurch nicht sofort hohe Summen in dauerhaft gebaute Infrastruktur investieren und könnten ihre Planungen später leichter anpassen.

Flughäfen sollen Infrastruktur gemeinsam nutzen

Die Studie weist zugleich darauf hin, dass einzelne Anwendungen auf Flughäfen allein keine wirtschaftlich tragfähige Wasserstoffinfrastruktur ermöglichen dürften. Gründe seien unter anderem hohe Investitions- und Betriebskosten sowie eine bislang begrenzte Verfügbarkeit serienreifer Fahrzeuge.

Als Lösungsansatz nennen die Autoren deshalb sogenannte Multi-Use-Ökosysteme. Flughäfen könnten ihre Wasserstoffinfrastruktur künftig gemeinsam mit externen Nutzern betreiben oder bereitstellen. Die Autoren nennen etwa Logistikunternehmen, den öffentlichen Personennahverkehr sowie benachbarte Industrie- und Gewerbestandorte. Flughäfen würden in diesem Modell vor allem als Integratoren auftreten und müssten die Infrastruktur nicht zwingend selbst betreiben.

Auch regulatorische Fragen bremsen den Aufbau nach Einschätzung der Autoren derzeit stärker als technische Probleme. Die Studie verweist auf fehlende Normen und Standards, komplexe Genehmigungsverfahren sowie Haftungsfragen als zentrale Hemmnisse. Hinzu kämen Unsicherheiten bei Nachfrage und Geschäftsmodellen.

Dagmar Fehler, Vorsitzende der Geschäftsführung der NOW GmbH, sprach von einem „systemischen Transformationsprozess“. Der Hochlauf könne nur gelingen, „wenn Infrastruktur modular wächst, regional eingebettet ist und gemeinsam mit Partnern genutzt wird“.

Die 142-seitige Studie mit dem Titel „Potenzialanalyse zur Wasserstoffinfrastruktur an deutschen Flughäfen“ ist über die Internetsetie der NOW GmbH downloadbar.

Nach Angaben der Unternehmen sollen dafür möglichst bestehende Erdgasleitungen auf den Transport von Wasserstoff umgestellt werden. Die Infrastruktur gilt als Teil des geplanten Wasserstoffnetzes in Nordwesteuropa, das Industriezentren, Importterminals und Speicheranlagen miteinander verbinden soll.

Anbindung für Industriestandorte

Unterzeichnet wurde die Vereinbarung bei der „Hydrogen Milestone Ceremony“ in Rotterdam am 21. Mai. Anwesend waren unter anderem die niederländische Ministerin für Klima und grünes Wachstum, Stientje van Veldhoven, sowie Stefan Rouenhoff, parlamentarischer Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium (BMWE). Im Rahmen der Veranstaltung feierte Gasunie nach eigenen Angaben zudem die Fertigstellung des ersten Abschnitts des niederländischen Wasserstoffnetzes.

Die Unternehmen sehen in der Verbindung zwischen Zevenaar und Elten einen zentralen Baustein für die Versorgung der deutschen Industrie mit Wasserstoff. Laut der Vereinbarung soll zunächst die Rhein-Ruhr-Region angebunden werden. In einer späteren Phase wollen die Partner auch südlich gelegene Industriestandorte wie Ludwigshafen integrieren.
 
Anschluss bis Rotterdam

Auf niederländischer Seite übernimmt dabei der Delta-Rhein-Korridor eine wichtige Rolle. Die Infrastruktur verbindet den Hafen von Rotterdam mit dem deutschen Wasserstoffnetz. Die Niederlande positionieren sich damit nach Angaben der Unternehmen als Import-, Produktions- und Transitland für Wasserstoff in Nordwesteuropa.

Thomas Hüwener, Vorsitzender der Geschäftsführung von Open Grid Europe, erklärte: „Die Energiewende brauche europäische Partnerschaften und grenzüberschreitende Infrastruktur.“ Die Nutzung bestehender Leitungen könne den Aufbau des Wasserstoffmarktes beschleunigen und wirtschaftlicher machen.

Stefanie Kesting, Vorsitzende der Geschäftsführung von Thyssengas, betonte, dass der Grenzübergangspunkt Zevenaar-Elten künftig den Transport von Wasserstoff aus dem Rotterdamer Importhafen in die Rhein-Ruhr-Region ermöglichen solle. „Dadurch wird die Versorgungssicherheit gestärkt und die Dekarbonisierung der Industrie unterstützt“, erläuterte er.

Die Vereinbarung wurde im Umfeld des World Hydrogen Summit geschlossen. Dort diskutieren Unternehmen, Politik und Verbände derzeit über den Ausbau internationaler Wasserstoffinfrastrukturen und den Hochlauf des europäischen Wasserstoffmarktes.

Wie ein Sprecher des Anlagenherstellers Nordex auf Anfrage dieser Redaktion mitteilt, seien die Vorbereitungen für den Rückbau der Reste inzwischen getroffen. Die Anlage vom Typ N149 war in die Schlagzeilen geraten, weil die komplette Gondel samt Rotoren am 27. Oktober 2025 abgerissen und aus 125 Metern Höhe in die Tiefe gestürzt war.

Seither ragte allein der Turm in den Himmel, die Wrackteile lagen über Monate verstreut auf dem münsterländischen Boden. Ab Ende März, so der Sprecher weiter, seien die Aufräumarbeiten sukzessive erfolgt. Sie begannen mit dem Zerschneiden, Demontieren und Entsorgen der Rotorblätter.

Anschließend entfernten die Fachteams das Maschinenhaus. Dieses Teil war das Sorgenkind bei dem Vorfall, da Öl aus dem Maschinenhaus ins Erdreich gesickert war. Bodengutachter waren daher von Beginn an in die Schadensanalyse einbezogen. Mittlerweile sei der verunreinigte Boden vollständig abgetragen, so der Nordex-Sprecher weiter.

Der Kreis Coesfeld als Genehmigungs- und Umweltbehörde hatte auf die Havarie mit einer vollständigen Stilllegung des Windparks Herkentrup reagiert. Damit sollte sichergestellt sein, dass von den anderen beiden typengleichen Anlagen keine Gefahr ausgeht. Schon am 17. Dezember durften die Schwesterturbinen wieder in Betrieb gehen. Das Land NRW hatte vorsorglich eine Mitteilung über die Havarie an die Betreiber von etwa 100 weiteren N149-Turbinen im Bundesland veranlasst.

Im kommenden Monat Juni baut Nordex den Turm der Anlage nun ab. Erst danach wollen die eingeschalteten Fachleute ihre Ursachenanalyse abschließen. Nordex hatte bereits im Januar angedeutet, bei sich keinen Fehler zu sehen. Weder Design noch die Daten aus dem Betrieb der Anlage hätten auf Unregelmäßigkeiten schließen lassen. Stattdessen rückte Nordex die Verbindung (Flansch) von Turm und Gondel in den Vordergrund. Damit könnte die Verantwortung für den Vorfall beim Turmbauer, einem Zulieferer, liegen.

Die aktuelle Unfallstelle verwandelt sich ab Juli in eine gewöhnliche Baustelle. Nordex wolle dann mit dem Bau der Nachfolgeanlage beginnen, so der Sprecher. An der Größe eines Windparks ändert ein Unfall in der Regel nichts. Wer die Kosten übernimmt, hängt nicht zuletzt davon ab, welche Ursache die entscheidenden Gutachten ausmachen.

Das bestehende Wärmenetz in Böhlen stammt teilweise aus den 1970er-Jahren. Die bisherige Wärmeerzeugungsanlage entstand nach Unternehmensangaben um 1990 und wurde später um einen Ölkessel ergänzt. Getec übernimmt den Weiterbetrieb der Infrastruktur und modernisiert das Netz schrittweise im laufenden Betrieb. Die Maßnahmen orientieren sich an den Anforderungen der kommunalen Wärmeplanung. Mit der Transformation der Wärmeversorgung in Böhlen zeigen wir, wie bestehende Infrastrukturen Schritt für Schritt dekarbonisiert und in eine nachhaltige Zukunft überführt werden können“, sagt Guido Zimmermann, CEO bei Getec Deutschland. Das Projekt sei auf eine klimaneutrale Wärmeversorgung bis 2045 ausgelegt.

Pelletkessel und Wärmepumpe als neue Erzeuger

Kern des Projekts ist der Bau einer neuen Energiezentrale. Geplant sind drei Pelletkessel mit jeweils 1 MW Leistung sowie eine Wärmepumpe mit 600 kW. Die installierte Gesamtleistung liegt damit bei 3,6 MW. Die Wärmeversorgung basiert künftig auf Holzpellets und Strom für den Betrieb der Wärmepumpe. Das Unternehmen beziffert die jährliche CO2-Einsparung auf rund 1.500 Tonnen. Das Vorhaben erhält Fördermittel aus der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW).

Die neue Anlage soll künftig rund 980 Wohneinheiten sowie acht öffentliche Gebäude versorgen. Nach Angaben des Unternehmens umfasst das Versorgungsgebiet eine Fläche von 58.500 Quadratmeter. Ergänzend erneuert Getec nach eigenen Angaben rund drei Kilometer Wärmetrasse. 

Getec verantwortet die Planung, den Bau und den Betrieb der Energieerzeugungsanlagen sowie des Nahwärmenetzes. Zum Leistungsumfang zählen auch Hausübergabestationen und die Steuerungstechnik.

Ein systematisches Energiemanagement, so das IfE, bilde zunehmend auch eine wichtige Grundlage für kommunale Klimaschutzstrategien, die kommunale Wärmeplanung sowie nachhaltige Transformationsprozesse. Es könne dabei helfen, Energieverbräuche transparent zu machen, Einsparpotenziale zu identifizieren und Maßnahmen strategisch wirksam umzusetzen. 
Das Whitepaper basiert auf Erfahrungen aus zahlreichen kommunalen Projekten und geht auf typische Herausforderungen sowie Lösungsansätze für den Aufbau eines nachhaltig wirksamen Energiemanagements ein. Im Mittelpunkt stehen die wesentlichen Bausteine eines Kommunalen Energiemanagements von der strukturierten Bestandsanalyse, über ein kontinuierliches Energiecontrolling bis hin zur Entwicklung konkreter Maßnahmen und der langfristigen Verstetigung der Prozesse − mit dem Ziel der Zertifizierung nach dem etablierten Qualitätsstandard „Kom.EMS“. 

Passgenaue Lösungen und systematische Vorgehen

Das Whitepaper zeigt, wie Kommunen schrittweise organisatorische Strukturen aufbauen können, um Energieverbräuche systematisch zu erfassen und effizient zu steuern. Gleichzeitig wird erläutert, wie individuelle kommunale Rahmenbedingungen berücksichtigt werden können, um passgenaue Lösungen zu entwickeln.

Neben methodischen Grundlagen gibt es konkrete Handlungsempfehlungen, organisatorische Hinweise sowie Beispiele für den schrittweisen Aufbau eines kommunalen Energiecontrollings. „Energiemanagement scheitert in Kommunen selten am grundsätzlichen Willen, sondern häufig an fehlenden Strukturen, Zuständigkeiten oder Datengrundlagen. Genau hier setzt ein systematisches Vorgehen an“, heißt es seitens des Instituts für Energietechnik. 

Das Whitepaper „Energiemanagement für Kommunen“ kann ab sofort kostenfrei auf der Website des Instituts für Energietechnik heruntergeladen werden. Es richtet sich vor allem an Kommunen und kommunale Einrichtungen, die ihre Energieverbräuche strategisch und dauerhaft optimieren möchten.

 
In einem Vergleich geplanter und aktueller CO2-Abscheidungskapazitäten weltweit führt Nordamerika deutlich. Dies geht aus Zahlen der Internationalen Energieagentur (IEA) hervor. Große Pläne bestehen zudem in Europa. Im Jahr 2030 sollen dort rund 31 Prozent der gesamten CO2-Abscheidungskapazität durch entsprechende Anlagen gedeckt werden. Im Februar 2025 entfielen allerdings nur rund sechs Prozent der Gesamtkapazität auf europäische CO2-Abscheidungsanlagen.

Die Netze BW sahen sich am 18. Mai veranlasst, an die Öffentlichkeit zu treten. Nach Störungen im Leitungssystem, die örtliche Medien als „massiv“ und – über Wochen – „gehäuft“ bezeichnen, sei die Stromversorgung in Hechingen wieder „vollständig hergestellt“, heißt es in einer Mitteilung, die dieser Redaktion vorliegt.

Netze BW ist eine Tochter des Karlsruher Energiekonzerns EnBW und auch in der drittgrößten Stadt des Zollernalbkreises der Verteilnetzbetreiber. Beim Stromnetz in Hechingen arbeiten die Netze BW mit den örtlichen Stadtwerken zusammen. Diese regeln den kaufmännischen Teil der Betriebsführung, Netze BW den technischen Part. Bei den aktuellen Problemen seien die Netze BW im „engen und konstruktiven Austausch mit den Stadtwerken Hechingen“, so eine Sprecherin auf Anfrage.

Sanierung und Ausbau der Leitungen kosten viel Geld

Die Leitungen im Umkreis der Burg Hohenzollern geraten seit Jahren immer wieder in die Schlagzeilen. An einem Tag im Juli 2022 waren mehr als 30.000 Menschen über Stunden ohne Strom. Zwei Jahre später waren Reparaturarbeiten an defekten Kabeln nach einem Stromausfall erst nach dem betreffenden Wochenende behoben. Dies sind größere Ausreißer.

Und jetzt im Frühjahr 2026 sind die Menschen im Großraum Hechingen erneut einem Stresstest ausgesetzt. Auch Kommunen wie Haigerloch, Horb und Rottenburg sind ab und an ohne Elektrizität. Die wiederholten Ausfälle deuten auf einen hohen Sanierungsbedarf im Netzgebiet hin, an den Leitungen und an weiterer Infrastruktur. Die Stadtwerke Hechingen sahen sich laut Medienberichten nun veranlasst, „Druck“ beim Netzbetreiber zu machen.

Netze BW spricht in der Mitteilung davon, „mit hoher Priorität“ daran zu arbeiten, die Ursachen der Stromausfälle weiter zu analysieren und die Versorgung langfristig zu stabilisieren. Die jüngsten Ausfälle schreibt das Unternehmen zum Beispiel einem defekten Transformator einer Ortsnetzstation zu. Dazu kommen defekte Leitungsverbindungen, die durch Erdschlüsse überhöhte Spannungen verursachen.

Die Zuverlässigkeit des Netzes wolle Netze BW nun „nachhaltig sichern“. Technische Einrichtungen, die unter Spannungsschwankungen leiden, wolle das Unternehmen bei Bedarf gezielt austauschen. Wenn vorbeugende Maßnahmen allerdings nichts ausrichten können, will Netze BW auf andere Weise helfen: mit Notstromaggregaten, die die Stromversorgung beschleunigt wiederherstellen sollen.

Netze BW weist im Zusammenhang darauf hin, in die Funktionsfähigkeit und den Ausbau der Stromleitungen zu investieren. Bis 2030 gibt das Unternehmen dafür 900 Millionen Euro pro Jahr aus, bezogen auf das gesamte Stromnetz mit seinen rund 100.000 Kilometern im Hoch-, Mittel- und Niederspannungsbereich.

Die Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm (SWU) haben das Geschäftsjahr 2025 mit einem Gewinn von 7,3 Millionen Euro abgeschlossen. Verglichen zum Vorjahr entspricht das einer Steigerung um 56 Prozent. Der Umsatz sank hingegen leicht von 674 auf 655 Millionen Euro. Vor allem die Energiesparte habe sich erneut zur wichtigsten Ergebnisstütze der SWU herausgestellt. 

An Strom setzten die SWU im vergangenen Jahr 857,8 Millionen kWh ab, und damit etwas weniger als im Vorjahr mit 861 Millionen kWh. Der Erdgasverkauf lag bei 981,8 Millionen kWh und stieg damit verglichen zum Jahr 2024 mit 932 Millionen Euro. Beim Fernwärmeverkauf konnte der Versorger 106,4 Millionen kWh absetzen und ebenfalls etwas mehr als im Vorjahr mit 96,7 Millionen kWh. 

Stromvermarktung sehr profitabel

Den größten Beitrag zum Jahresergebnis lieferte erneut die Energiesparte. Die SWU profitierten insbesondere von der Vermarktung des Stroms aus eigenen Erzeugungsanlagen sowie von der Vermarktung von Strommengen Dritter. Dabei setzt das Unternehmen unter anderem auf langfristige Stromabnahmeverträge mit Industriekunden, die feste Mengen und Preise vereinbaren.

Zusätzliche Entlastung brachte die Entwicklung an den Großhandelsmärkten, teilte der Ulm/Neu-Ulmer Versorger dazu weiter mit. Nach den extremen Preisbewegungen der Vorjahre entspannte sich die Situation im Energieeinkauf spürbar. Auch Beteiligungen wirkten sich positiv auf das Ergebnis aus. Aus der Beteiligung am Gaskraftwerk Hamm erhielten die SWU Ausschüttungen in Höhe von 3,7 Millionen Euro. Die Beteiligung an Bayerngas brachte zusätzliche Erträge von 1,5 Millionen Euro.

Nach Angaben des Unternehmens gewann SWU zudem neue Kunden außerhalb ihres angestammten Versorgungsgebiets. Das wertet die Geschäftsführung als Hinweis auf die Wettbewerbsfähigkeit der Angebote im Energiemarkt.

Außerdem setzten die SWU die Elektrifizierung ihrer Busflotte fort. Von derzeit 75 Fahrzeugen fahren 14 rein elektrisch. Im Jahr 2026 sollen weitere 37 E-Busse ausgeliefert und in Betrieb genommen werden. Damit würde mehr als die Hälfte der Busflotte elektrisch unterwegs sein. Für die Fahrzeugflotte investierten die SWU 2025 rund 20 Millionen Euro.

Rechenzentrum belastet Ergebnis 

Die Telekommunikationstochter „SWU TeleNet“ schloss das Geschäftsjahr mit einem Minus von 300.000 Euro ab. Hauptgrund dafür ist nach Unternehmensangaben der Bau eines neuen Rechenzentrums. Die SWU betrachten die Investition als langfristige Grundlage für zusätzliche Erlöse. Bereits im laufenden Geschäftsjahr soll die Vermarktung neuer Dienstleistungen zur wirtschaftlichen Stabilisierung beitragen.

Die Stadtwerke setzten die Investitionsstrategie 2025 weiter fort. Das Gesamtvolumen lag bei mehr als 104 Millionen Euro. Davon entfielen 33 Millionen Euro auf Stromnetze, 14 Millionen Euro auf den Ausbau der Fernwärme und 6 Millionen Euro auf die Erweiterung des Glasfasernetzes. Weitere 23 Millionen Euro flossen in die Verkehrsinfrastruktur.

Die SWU beziffern die regionale Wertschöpfung im Geschäftsjahr 2025 auf 246,1 Millionen Euro. Auch die Beteiligung der Bürger an Projekten der Energiewende spielte für das Unternehmen eine wichtige Rolle. Bei der Photovoltaikanlage im Örlinger Tal wurden nach Angaben der SWU innerhalb kurzer Zeit Beteiligungen im Wert von 3 Millionen Euro gezeichnet.

Nach Angaben der Unternehmen optimiert der „E.ON Home Energiemanager“ den Stromverbrauch kompatibler Anlagen auf Basis variabler Lasten und Tarife. Die Kooperation erweitert damit das bestehende Produktportfolio der Viessmann-Fachpartner. Gleichzeitig erhalten teilnehmende Installationsbetriebe Zugang zum „Eon Home Partnerprogramm“.

​Fokus auf Flexibilität und §14a EnWG

Eon verweist im Zusammenhang mit der Kooperation auf die zunehmende Bedeutung flexibler Verbrauchseinrichtungen im Stromsystem. Martin Endress, Chief Commercial Officer bei Eon Energie Deutschland, erklärte: „Wir wollen die Flex-Potenziale von privaten Solarspeichern, Wärmepumpen und E‑Autos gemeinsam heben. Das steigert die Effizienz im Energiesystem und bringt Installationsbetriebe wie Kundschaft finanziell voran.“

Nach Angaben von Eon erfüllt das Energiemanagementsystem die Anforderungen des §14a Energiewirtschaftsgesetz sowie des §9 EEG. Das System soll mit Anlagen verschiedener Hersteller kompatibel sein und sich auch in bestehende Installationen integrieren lassen. Die Steuerung erfolgt über eine Web-Anwendung. Im Rahmen der Partnerschaft wurde Viessmann Climate Solutions als Hersteller entsprechend im Eon Wärmepumpen‑Finder integriert.

Viessmann kooperiert auch mit Lichtblick

Viessmann hatte zuvor bereits mit Lichtblick eine ähnliche Vereinbarung getroffen (wir berichteten). Die Hamburger Lichtblick und Viessmann Climate Solutions wollen gemeinsam integrierte Energielösungen für Privathaushalte anbieten. Ziel der Kooperation ist es, verschiedene Komponenten im Eigenheim technisch und digital miteinander zu verbinden. Dazu zählen Wärmepumpen, Photovoltaikanlagen, Stromspeicher und Wallboxen ebenso wie Stromlieferverträge und digitale Energiedienstleistungen. 

Die technische Infrastruktur liefert auch hier Viessmann mit Wärmepumpen, Photovoltaikanlagen, Stromspeichern und Wallboxen. Lichtblick ergänzt das Angebot um Stromtarife, Messstellenbetrieb und digitale Energiedienstleistungen.

Im Mittelpunkt der Zusammenarbeit steht laut Unternehmen das Produkt „StromWallet Dynamic Pro“ von Lichtblick. Es kombiniert einen dynamischen Stromtarif mit einem KI-gestützten Energiemanagementsystem. Dieses analysiert laut Mitteilung Wetterdaten, Erzeugungsprofile und den Energiebedarf im Haushalt. Auf dieser Basis soll das System Energieflüsse automatisch steuern und Verbrauch in günstige Zeitfenster verschieben.

Das Unternehmens setzt damit eigenen Angaben nach seine nachhaltige Finanzierungsstrategie weiter fort. Die Mittel sollen, wie es weiter heißt, unter anderem in Stromverteilnetze, Wasserstoffproduktion und -speicherung, Nah- und Fernwärmenetze sowie Ladeinfrastruktur für Elektromobilität fließen.

Finanzvorstand Frank Reiners erklärte, die starke Nachfrage der Investoren bestätige den Wachstumskurs des Unternehmens. Mit dem Green Bond wolle EWE den Ausbau moderner Energieinfrastrukturen und klimaneutraler Technologien finanzieren.

Grundlage der Emission ist das im April 2026 aktualisierte „Green Finance Framework“ von EWE. Danach dürfen die Mittel ausschließlich in Investitionen fließen, die mit der EU-Taxonomie vereinbar sind. Dabei handelt es sich um ein Klassifizierungssystem der Europäischen Union für ökologisch nachhaltige Wirtschaftsaktivitäten.

An der Emission beteiligt waren laut EWE die Banken ABN AMRO, BNP Paribas, Commerzbank, DZ Bank und UniCredit.

Eine Anleihe läuft bis Mai 2031 und ist mit einem Kupon von 3,475 Prozent ausgestattet. Die zweite Tranche hat eine Laufzeit bis Mai 2036 und einen Kupon von 4,053 Prozent. Seit Jahresbeginn hat Eon damit Finanzierungen über insgesamt 4,3 Milliarden Euro aufgenommen. 

Nach Unternehmensangaben entfielen davon 72 Prozent auf grüne Finanzierungsinstrumente. Eon hat damit das selbstgesteckte Ziel, mehr als 50 Prozent der jährlichen Finanzierung über grüne Anleihen abzudecken, übertroffen.

Gelungen sei das, lässt sich Eon CFO Nadia Jakobi zitieren, auch durch eine Diversifizierung der Finanzierungsquellen: „Seit Jahresbeginn haben wir rund 1,4 Milliarden Euro außerhalb des Eurobond-Markts aufgenommen. So sichern wir uns einen effizienten und nachhaltigen Zugang zu den Kapitalmärkten zur Finanzierung unseres Investitionsprogramms.“

Die Erlöse sollen zur Finanzierung oder Refinanzierung förderfähiger grüner Projekte nach dem Green Financing Framework von Eon eingesetzt werden. Als aktive Bookrunner waren Commerzbank, Credit Agricole CIB, Goldman Sachs Bank Europe SE und J.P. Morgan beteiligt.

Strom: Überwiegend leichter hat sich der deutsche Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead fiel in der Grundlast um 2,75 auf 106,75 Euro je Megawattstunde, die Spitzenlast sank um 12,25 auf 63,00 Euro. An der Börse kostete der Base 106,35 Euro, der Peak 62,78 Euro.

Ursächlich für den moderaten Preisrückgang von Donnerstag auf Freitag ist die niedrigere Last für den Freitag vor Pfingsten. Laut MBI Research werden für den Freitag 52,5 Gigawatt abgerufen, während für den Berichtstag noch 53,5 Gigawatt anfallen dürften. Die Erneuerbaren-Einspeiseleistung soll indessen von 23,9 Gigawatt an diesem Donnerstag auf 19,7 Gigawatt zurückgehen. An den Folgetagen bis einschließlich Montag sind Beiträge von Wind und Solar in ähnlicher Höhe zu erwarten. Damit zeichnen sich für das lange Pfingstwochenende negative Day-ahead-Preise ab.

Bereits am Berichtstag verfehlte der börsliche Day-ahead negatives Territorium nur sehr knapp und notierte zwischen 12.30 Uhr und 14.45 Uhr mit Viertelstundenpreisen von 0,00 Euro.

Am langen Ende verlor das Cal 27 um 1,05 auf 92,42 Euro. Händler verwiesen auf eine gute Kernkraftwerksverfügbarkeit in Frankreich und die hohe Solareinspeisung als Gründe für die Abgaben.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag etwas nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.29 Uhr um 0,07 auf 75,33 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 8,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 75,84 Euro, das Tief bei 74,96 Euro.

Trump hatte am Mittwoch erklärt, dass sich die Verhandlungen über ein Abkommen in der Endphase befänden. Dies sowie Berichte, wonach eine kleine Anzahl von Tankern, die überwiegend Öl für asiatische Märkte transportierten, die Straße von Hormus passieren konnte, hatten dazu beigetragen, die allgemeine Risikostimmung etwas zu entschärfen und die Preise für Öl und Gas zu senken, was wiederum den Bullen eine Grundlage für einen leichten Anstieg der EUA-Preise bot.

Allerdings ist das Volumen der die Meerenge passierenden Schiffe laut Angaben von Redshaw Advisors gering, so dass sich das fundamentale Marktumfeld weitgehend unverändert darstellt, so dass weiterhin auf Nachrichten über einen möglichen Deal oder das Potenzial weiterer US-Angriffe gewartet wird. Die Preise werden aktuell durch die Unterstützungsniveaus bei 75 Euro und 74,74 Euro gestützt, doch die Bullen sollten weiterhin mit Widerstand bei den Niveaus um 75,80 bis 75,85 Euro, 76,75 Euro und 76,87 Euro rechnen.

Erdgas: Etwas fester haben sich die Erdgaspreise am Donnerstag gezeigt. Am TTF gewann der Frontmonat Juni bis gegen 13.36 Uhr 0,725 auf 49,825 Euro je Megawattstunde. Der Frontmonat folgte damit den Vorgaben von Öl. Beide Märkte lassen sich vom Nachrichtenfluss zum Irankrieg und dem insbesondere von der US-Regierung ausgehenden Wechselspiel aus Drohungen und optimistisch klingenden Äußerungen hin und her bewegen. Eine wirkliche Einigung in zentralen Fragen des Konflikts zeichnet sich jedoch bislang nicht ab.

Unterdessen ist der Gasflow aus Norwegen am Berichtstag auf allerdings wartungsbedingt immer noch schwache 226,5 Millionen Kubikmeter gestiegen. Für den Vortag hatte der Fernleitungsnetzbetreiber Gassco gar nur 170,3 Millionen Kubikmeter angegeben. Mit Blick auf den Wartungskalender des Netzbetreibers sollten die exportierten Gasmengen in der kommenden Woche aber deutlich steigen.