Wie es weiter heißt, laufen die Arbeiten im Umspannwerk weiter. In den kommenden Wochen würden die Teams weitere Schäden beseitigen und die Anlage schrittweise in den Regelbetrieb zurückführen. „Unser Ziel war klar: Die Menschen und Unternehmen in der Region sollten so schnell wie möglich wieder sicher und zuverlässig mit Energie versorgt sein“, erklärte dazu Jörg Reichert, Geschäftsführer der Netze BW. „Dass bereits nach etwas mehr als zwei Tagen alle Haushalte und Betriebe wieder am Netz sind, verdanken wir der engen Zusammenarbeit von Netze BW und Fair Netz sowie dem außergewöhnlichen Einsatz der Teams vor Ort“, so Thorsten Jansing, Geschäftsführer der Fair Netz. 

20.000 Haushalte betroffen

Der Stromausfall begann, wie berichtet, in der Nacht auf Montag, 8. Juni, um 1.37 Uhr nach einem Brand im Umspannwerk Reutlingen-West. Nachdem ein Transformator ausgefallen war, ging kurze Zeit später das gesamte Umspannwerk vom Netz. Auch das nachgelagerte Umspannwerk Mitte schaltete sich wegen der Störung ab, sodass sich die Störung auf große Teile des Reutlinger Stadtgebiets ausweitete. In der Spitze waren nach Angaben der Netzbetreiber rund 20.000 Haushalte betroffen. 

Nach dem aktuellen Stand der Ermittlungen wurde an drei Stellen des Umspannwerks West mit einem Brandbeschleuniger Feuer gelegt. In einer Pressekonferenz am 9. Juni waren auch Sicherheitsfragen rund um Umspannwerke und Strommasten angesprochen worden. Richard Huber, Leiter Systemübergreifende Infrastruktur bei Netze BW, betonte, dass die Sicherheitskonzepte seit Jahren an die wachsende Bedrohungslage angepasst würden. Man baue zudem Mitarbeiter und Material auf, um nach Schäden eine zügige Wiederversorgung hinzubekommen. 

Erweiterte Schutzmaßnahmen wie massive Zaunanlagen, Videoüberwachung oder gar der Einsatz von Sicherheitspersonal müssten mit der Politik diskutiert werden. Dabei gehe es schließlich um hohe Kosten: Allein im Bereich Netze BW gibt es 330 Umspannwerke und mehr als 4.000 Kilometer Hochspannungsleitungen. 

Sabotageakte auch in Bayern 

Wie jetzt bekannt wurde war es am 5. und 8. Juni auch in Bayern zu Anschlägen auf Energieinfrastruktur gekommen. In Regensburg hatte ein Kabelschacht am sogenannten Pfaffensteiner Wehr an der Donau in Regensburg gebrannt. Darüber hinaus wird wegen einer gescheiterten Brandstiftung im nahegelegenen Pentling ermittelt. „Aufgrund der Tatobjekte und der Tatmodalitäten ist von einer extremistischen Tatmotivation auszugehen“, teilte ein Sprecher der Generalstaatsanwaltschaft in München der Deutschen Presseagentur mit. 

Zuvor schon hatten Brandanschläge auf zwei Hochspannungsmasten des Bayernwerks für Aufsehen gesorgt. Sie führten am frühen Pfingsmontag in Garching bei München zu einem 45-minütigen Stromausfall. 

Weit gravierendere Auswirkungen hatten zuletzt Sabotageakte in Berlin und Umgebung. Bei Tesla in Grünheide gingen im März 2024 die Lichter aus, nachdem ein Mast, an dem die Freileitungen in Erdkabel überführt werden, in Brand gesetzt worden war. In Berlin selbst kam es im September 2025 und zuletzt im Januar 2026 zu Anschlägen. Nach dem Brand einer Kabelbrücke waren dieses Jahr bis zu 100.000 Menschen tagelang von der Stromversorgung abgeschnitten.

Die Stadtwerke haben den Abschluss der Ermittlungen gleichwohl zum Anlass genommen, ihre grundsätzliche Verantwortung für eine sichere Versorgung zu unterstreichen. Laut einer Mitteilung wollen sie Fachkreise und Öffentlichkeit über die Erkenntnisse informieren und für potenzielle Gefahren sensibilisieren.

Den Grund für die Gasexplosion macht die Staatsanwaltschaft im Erdreich und weit in der Vergangenheit aus. Die 1958 zum betroffenen Wohnhaus gelegte Gasleitung sei vermutlich bereits 1960 an Schutzschicht und Rohrwand beschädigt worden, als nachträglich eine Garage auf dem Grundstück entstand.

Jahrzehnte altes Leitungsleck nicht zu erkennen

In den Folgejahren setzte offenbar unbemerkt eine Korrosion ein, die dauerhaft zum Gasaustritt führte. Zunächst bahnte das Gas sich den Weg durch die Erde und entwich über Risse und Fugen im Straßenbelag oder die Entwässerungsrinne. Zur Katastrophe kam es nach dem Bericht der Staatsanwaltschaft in der starken Frostperiode Anfang 2026.

Der Weg an die Luft blieb dem Gas über die vereiste Garageneinfahrt versperrt, das stattdessen über den siphonlosen Wasserablauf im Boden der Garage und eine vermutlich offen stehende Tür in den Keller des Wohnhauses entweichen konnte. Als es in unmittelbarer Nähe des dort befindlichen Gas-Brennwertgeräts eine kritische Menge erreicht hatte, kam es letztlich zur Explosion.

Eine wichtige Erkenntnis des Abschlussberichts greifen die Albstadtwerke besonders auf. Das Erdreich habe das aus der Leitung geströmte Gas sozusagen filtern können, wodurch das Odorierungsmittel – der zugesetzte typische Geruchsstoff – für Menschen nicht mehr wahrnehmbar war. Der Regionalversorger für die Südwestalb kündigt an, das Thema Odorierung und Geruchswahrnehmung mit Branchengremien und Fachverbänden vertiefend zu diskutieren, weil das Erdreich die geruchliche Warnfunktion einschränken könne.

Außerdem wollen die Albstadtwerke „zusätzliche Aufmerksamkeit“ bei Inspektionen im Versorgungsnetz walten lassen – in jenen Abschnitten, wo Bauten später als Gasleitungen entstanden. Daneben setzt der Versorger auf verstärkte Aufklärung der Bevölkerung, was Warnzeichen für ein Gasleck sein können und welches Verhalten im Verdachtsfall angemessen ist. Dazu sei die notwendige Planauskunft vor Bauarbeiten von Bedeutung.

Der Bericht der Staatsanwaltschaft lässt den Schluss zu, dass das Unglück routinemäßig nicht zu verhindern war. Es lägen keine Anhaltspunkte vor, dass das Gasleck bemerkt und pflichtwidrig nicht repariert worden wäre. Auch an der Wartung und Überprüfung der Gasleitung sei nichts auszusetzen.

Die Albstadtwerke rufen abschließend das Leid der Hinterbliebenen in Erinnerung, das „kein Ergebnis und keine Maßnahme“ mindern könnten, so die Geschäftsführer Rainer Frey und Julian Rabut in der Mitteilung. „Was wir leisten können und müssen, ist, alles dafür zu tun, dass die Menschen in unserer Region sich auf uns verlassen können. Daran arbeiten wir.“

Wie der Konzern jetzt mitteilte, habe man im Anschluss an diese Überprüfung Gespräche mit den deutschen Behörden aufgenommen, um die Bedingungen festzulegen, unter denen man die Konzession für das 1.500-MW-Projekt Nordsee Energies 2 (NSE2) zurückgeben könne. Die Lizenz sei „durch Verzögerungen und Unsicherheiten negativ beeinträchtigt“. Diese Gespräche seien bisher nicht erfolgreich gewesen. Um seine Rechte aus der Konzession zu wahren, habe das Unternehmen am 11. Juni den Genehmigungsantrag für NSE2 eingereicht und die Zahlung der ersten Rate in Höhe von 10 Prozent gemäß dem Lizenzvertrag geleistet. 

„Parallel dazu wird Total Energies geeignete Wege verfolgen, um eine Entschädigung für die negativen Auswirkungen zu erwirken, die sich aus den Verzögerungen und Unsicherheiten im Zusammenhang mit den Zeitplänen für den Netzanschluss ergeben und das Projekt NSE2 betreffen“, heißt es in dem Pressestatement zum Thema NSE2. Man halte weiter an der Entwicklung der übrigen Offshore-Wind-Konzessionen fest, die das Unternehmen besitze, und bekenne sich darüber hinaus zum Ausbau seiner integrierten Stromaktivitäten in Deutschland. 

BWO regte Rückgabemöglichkeit an

Der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) hatte – wie berichtet – erst kürzlich eine gesetzliche Regel für die Rückgabe von Offshore-Windflächen gefordert, um jahrelange Verzögerungen zu vermeiden. Als Lösung könne man einen gesetzlich geregelten Mechanismus zur freiwilligen Rückgabe und schnellen Neuausschreibung von Offshore-Windflächen vorstellen, hieß es. Das bisherige Auktionsdesign habe Unternehmen erhebliche Risiken auferlegt, etwa wen sich Netzanschlüsse verzögern oder Kosten in den Lieferketten steigen. 

Der Verband schlägt deshalb eine Übergangsregelung für Projekte aus den Jahren 2023 bis 2025 vor, die noch keine finale Investitionsentscheidung erreicht haben. Unternehmen sollen demnach innerhalb von vier Wochen nach Inkrafttreten einer gesetzlichen Regelung freiwillig auf Flächen verzichten können. Diese könnten anschließend unter neuen Auktionsbedingungen ab 2027 erneut ausgeschrieben werden. 

Das ist nur bedingt richtig. Zwar müssen Kraftwerke und Industriebetriebe auch in wenigen anderen Ländern einen Preis für den Ausstoß von CO2 und anderen Klimagasen bezahlen – aber nur einen Bruchteil des europäischen Kohlenstoffpreises von zur Zeit 77 Euro pro Tonne. Aber auch dort, wo der CO2-Ausstoß billiger ist, wird man angesichts der Kosten nervös. Kalifornien etwa, wo ein Emissionsrecht rund 28 US-Dollar pro Tonne kostet, will die Industrie jetzt durch die Ausgabe von Gratiszertifikaten entlasten. International stehen die Zeichen eher auf billigeren Klimaschutz.
 
Über Gratiszertifikate würde sich auch die Industrie in der EU freuen. Die erhalten bislang Betriebe, die international im Wettbewerb stehen – wenn sie technologische Mindestanforderungen erfüllen. Da die EU die schrittweise Einführung eines Klimazolls beschlossen hat, um den Binnenmarkt zu schützen, soll die Ausgabe von Gratiszertifikaten aber in den nächsten Jahren schrittweise zurückgeführt werden. Hinzu kommt, dass auch die Mindestanforderungen angehoben werden. Dadurch erhalten weniger Unternehmen die Zertifikate umsonst.

Dagegen formiert sich im Osten der Union Widerstand. Länder wie Polen oder Tschechien bestehen darauf, dass die Kosten der Industrie durch das ETS nicht weiter steigen. Dabei können sie sich auf die Staats- und Regierungschefs der EU berufen. Sie hatten die Kommission im März beauftragt, Vorschläge zur Senkung der Energiepreise vorzulegen. Der CO2-Preis ist ein wichtiges Element davon.

Seitdem wird darüber gestritten, wie die Kosten für den CO2-Ausstoß gesenkt werden können. Im Gespräch ist die Ausgabe von mehr Zertifikaten (gratis und auktioniert), eine Preisobergrenze (etwa beim globalen Durchschnittspreis von rund 20 Euro pro Tonne) oder mehr Subventionen (finanziert durch die ETS-Einnahmen).

Die Gefechtslage ist kompliziert. Den Ländern im Osten der Union, die das ETS zumindest „aufweichen“ wollen, stehen die Skandinavier, Spanier und Franzosen gegenüber, die nur für technische Korrekturen sind. Ähnlich ist die Lage im Europäischen Parlament, die Mehrheitsverhältnisse sind allerdings unübersichtlich. Das gilt auch für die Interessen der Wirtschaft. 100 große Unternehmen haben sich bereits im März in einem offenen Brief für ein „robustes ETS“ stark gemacht. Andere Branchen erwarten, dass sie besser vor der Konkurrenz geschützt werden.

Die chemische Industrie fordert eine „fundamentale“ Reform des ETS, die den Bedürfnissen der unterschiedlichen Branchen Rechnung tragen müsse. An der Tatsache, dass die Grundstoffchemie fossile Rohstoffe einsetze werde sich auf absehbare Zeit nichts ändern, „solange der Strompreis nicht wesentlich niedriger ist und emissionsarmer Strom und nachhaltige Gase nicht in wesentlich größeren Mengen verfügbar sind“. Diese Voraussetzungen würden in den nächsten zehn Jahren nicht erfüllt sein. Jede Verschärfung des ETS gefährde die „strategische Autonomie“ der Branche.

Die Kommission will von einem Kurswechsel aber nichts wissen. Man werde den Markt jedenfalls nicht mit Zertifikaten fluten, hört man aus der zuständigen Generaldirektion. Ihre Beamten sind entschlossen, dem politischen Druck nicht nachzugeben. Gratiszertifikate soll es in Zukunft nur noch geben, wenn sich die Unternehmen zu Investitionen in „saubere“ Technologien oder die Verbesserung ihrer Energieeffizienz verpflichten.

Auch die Kommissionspräsidentin will das ETS nicht zur Disposition stellen. Sie wirft den Mitgliedstaaten vor, die Einnahmen aus dem Emissionshandel in die eigene Tasche zu stecken. Nur fünf Prozent dessen, was die Mitgliedstaaten durch den Verkauf der Emissionsrechte einnähmen, finde seinen Weg zurück in die Industrie. Zur ganzen Wahrheit gehört allerdings, dass fast ein Fünftel der Emissionsrechte für den Modernisierungsfonds abgezweigt werden, aus dem die Kommission Subventionen verteilt.

In Wirklichkeit handelt es sich um ein rein politisches Argument. Sachlich haben die Einnahmen aus dem Emissionshandel nichts mit ihrer Verwendung zu tun. Es steht nicht im Vertrag, dass diese Einnahmen für Förderprogramme bereit stehen müssen. Der Emissionshandel soll seine Wirkung dadurch entfalten, dass emissionsfreie Technologien preiswerter und damit wettbewerbsfähiger werden als fossile Technologien. Als Geldmaschine für Subventionen richtet das ETS mehr Schaden an als es nützt.

Insgesamt wurden nach Destatis-Angaben 2025 an die 58.900 Wohngebäude fertiggestellt. Im Vorjahr hatte der Anteil der Wärmepumpen an den Neubauten bei 69,4 Prozent gelegen. „Wärmepumpen kommen vor allem in Ein- und Zweifamilienhäusern zum Einsatz.“ Dort waren die Anlagen in 77,9 beziehungsweise 78,4 Prozent der neu errichteten Gebäude als primäre Heiztechnik verbaut. In Mehrfamilienhäusern mit drei oder mehr Wohnungen lag der Anteil mit 52,7 Prozent deutlich niedriger.

Parallel dazu steige die Bedeutung erneuerbarer Energien insgesamt im Gebäudebereich, so die Behörde weiter. 2025 wurden 78,2 Prozent der neu errichteten Wohngebäude überwiegend mit erneuerbaren Energien beheizt. Zehn Jahre zuvor hatte dieser Anteil erst 38 Prozent betragen. Neben Wärmepumpen zählen dazu unter anderem Holzheizungen mit einem Anteil von 3,5 Prozent, Solarthermie mit 0,6 Prozent sowie Biogas und sonstige Biomasse.

Gleichzeitig verliert Erdgas im Neubau weiter an Bedeutung. Während 2015 noch 51,5 Prozent der fertiggestellten Wohngebäude hauptsächlich mit Gas beheizt wurden, sank der Anteil 2025 auf 10,5 Prozent. Gegenüber dem Vorjahr entspricht dies einem Rückgang von 15,0 Prozent.

Fernwärme war 2025 mit einem Anteil von 8,3 Prozent die drittwichtigste Heizenergie im Neubau. „Ölheizungen wurden 2025 nur noch in 190 neuen Wohngebäuden als Hauptheizung eingesetzt, das waren 0,3 Prozent aller Neubauten.“
 
Der Trend zugunsten der Wärmepumpe zeigt sich auch bei den Baugenehmigungen. Von den rund 62.100 im Jahr 2025 genehmigten Wohngebäuden sollen 87 Prozent überwiegend mit erneuerbaren Energien beheizt werden. In 83 Prozent der Fälle ist eine Wärmepumpe als Hauptheizung vorgesehen. „Erdgas als häufigster konventioneller Energieträger spielt mit einem Anteil von 2,2 Prozent auch bei der Planung neuer Wohngebäude eine immer kleinere Rolle.“

Im Gebäudebestand stellt sich die Situation dagegen weiterhin anders dar. Nach den Ergebnissen des Zensus 2022 wurden 53,9 Prozent der Wohngebäude in Deutschland überwiegend mit Erdgas beheizt. Weitere 24,7 Prozent nutzten Heizöl. Erneuerbare Energien erreichten im Bestand lediglich einen Anteil von 10,2 Prozent. Wärmepumpen beziehungsweise Heizsysteme auf Basis von Solar- oder Geothermie sowie Umwelt- und Abluftwärme kamen in 4,2 Prozent der Wohngebäude zum Einsatz.

Den Ergebnissen zufolge kann mehr als jeder vierte Befragte die eigenen Stromkosten im laufenden Jahr nicht abschätzen. 28,5 Prozent gaben an, keinen Überblick über ihre Ausgaben für Strom zu haben. Gleichzeitig blickt mehr als ein Drittel der Befragten mit Unsicherheit auf die nächste Jahresabrechnung. 36,3 Prozent wissen nach eigenen Angaben nicht, ob sie mit einer Nachzahlung rechnen müssen.

Die Umfrage zeigt nach Angaben von Ostrom ein Spannungsfeld zwischen dem Wunsch nach Kostenkontrolle und einer geringen Transparenz über den tatsächlichen Energieverbrauch. Viele Verbraucher suchten daher nach Möglichkeiten, ihre Ausgaben besser nachzuvollziehen und zu steuern.

Smart Meter zum Sparen

Besonders deutlich wird dies bei der Einstellung zu digitalen Anwendungen im Energiebereich. Für 33,9 Prozent der Befragten ist die Senkung der Stromkosten der wichtigste Grund, ein KI-gestütztes System im Haushalt zu nutzen. Damit liegt das Motiv deutlich vor anderen Beweggründen.

Gefragt sind vor allem Funktionen mit direktem Nutzen im Alltag. So wünschen sich 22 Prozent der Teilnehmer Anwendungen, die automatisch günstige Stromzeiten nutzen. Weitere 19,6 Prozent sehen einen Vorteil darin, sogenannte Stromfresser im Haushalt zu identifizieren. Dagegen spielt der Klimaschutz bei der Entscheidung für solche Technologien eine geringere Rolle. Lediglich 12,7 Prozent nannten ihn als wichtigsten Beweggrund.
 
Neben möglichen Einsparungen erwarten Verbraucher von intelligenten Anwendungen nach Angaben von Ostrom auch mehr Transparenz und Kontrolle über ihren Energieverbrauch. Die Akzeptanz von Automatisierung hänge deshalb weniger von der eingesetzten Technologie ab als von ihrem konkreten Nutzen im Alltag.

Digitale Dienstleistungen ausbauen

Laut Ostrom könnten insbesondere dynamische Stromtarife und automatisierte Anwendungen dazu beitragen, den Stromverbrauch stärker an günstige Marktphasen anzupassen und damit Kosten zu senken. Gleichzeitig müssten Anbieter vermitteln, dass Automatisierung nicht zu einem Verlust an Kontrolle führe, sondern zusätzliche Handlungsmöglichkeiten eröffne.

Für die Energiebranche liefern die Ergebnisse Hinweise darauf, welche Anforderungen Verbraucher künftig an digitale Energiedienstleistungen stellen. Im Vordergrund stehen demnach nachvollziehbare Einsparungen sowie ein besserer Überblick über die eigenen Energiekosten.

Civey befragte für Ostrom vom 8. bis 11. Mai 2026 rund 5.000 Bundesbürger online. Nach Angaben des Instituts sind die Ergebnisse unter Berücksichtigung eines statistischen Fehlers von 2,7 Prozentpunkten repräsentativ für die Bevölkerung ab 18 Jahren.

Einschließlich Rabbit’s Foot Solar haben die beiden Unternehmen in den letzten zwei Jahren Verträge mit einer Gesamtleistung von 872 MW unterzeichnet.

Ingmar Ritzenhofen, Chief Commercial Officer RWE Americas, erklärte dazu: „Unsere Partnerschaft mit Meta entwickelt sich kontinuierlich weiter. Gemeinsam arbeiten wir an einer verlässlichen Energieversorgung und unterstützen so die Energieziele von Meta. Das Projekt ‚Rabbit’s Foot‘ zeigt, wie erfolgreiche Zusammenarbeit nachhaltiges wirtschaftliches Wachstum fördert und zugleich echten Mehrwert für die Region schafft.“ Mit der Investition in Bowie County schaffe man vor Ort rund 200 Arbeitsplätze während der Bauphase.

In den USA betreibt RWE nach eigenen Angaben ein Erzeugungsportfolio mit einer installierten Leistung von rund 13.000 MW, das Solar-, Onshore-Wind- und Batteriespeicherkapazitäten in 27 Bundesstaaten umfasst.

Weiter verschärft werden könnte die Lage unter anderem durch den Bau von Rechenzentren: „Ein einziges davon würde mehr Strom brauchen als das ganze Burgenland.“ Seinem Unternehmen liegen Anfragen über mehr als zehn derartige Anlagen vor, berichtete Pilz: „Manche davon haben eine Leistung von mehreren hundert MW und würden natürlich sämtliche 8.760 Stunden des Jahres laufen.“ 

Um die sichere Versorgung der Bevölkerung mit elektrischer Energie nicht zu gefährden, ist es laut Pilz deshalb notwendig, die Netze zu verstärken: „Das allein wird aber nicht genügen und wäre außerdem kaum bezahlbar. Wir brauchen auch mehr Flexibilität auf der Seite der Betreiber von Erzeugungsanlagen und der Stromkunden.“ 

Kosten ausgewogen verteilen 

Möglichkeiten hierfür bietet das Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG), das im Wesentlichen seit 24. Dezember 2025 in Kraft ist. Diese sollten indessen noch verbessert und in Details exakter geregelt werden, forderte Pilz. In dem Gesetz enthalten ist beispielsweise das Recht der Verteilnetzbetreiber, Einspeisespitzen neu errichteter Windkraft- und PV-Anlagen zu kappen, wenn dies für den sicheren Netzbetrieb nötig ist. Bei Windparks darf die Kappung jedoch nicht mehr als ein Prozent der jährlich erzeugten Strommenge einer vom Wirtschaftsminister zu definierenden Referenzanlage ausmachen. Laut Pilz ist das „leider relativ wenig“. Welcher Wert aus seiner Sicht sinnvoll wäre, wollte Pilz auf Anfrage der Redaktion indessen nicht bekannt geben. 

Wünschenswert wäre laut Pilz auch eine regional ausgewogene Aufteilung der Kosten für die Ertüchtigung der Netze, um vom „Erneuerbaren-Ausbau“ besonders betroffene Bundesländer wie das Burgenland finanziell nicht zu benachteiligen. Gemeint sind mit einer solchen Aufteilung jedoch nicht österreichweit einheitliche Verteilnetztarife, stellte Pilz auf Nachfrage der Redaktion klar: „Wir hätten gerne einen Kostenausgleich zwischen den Regionen. Außerdem sollte der Aufwand für das Übertragungsnetz der APG österreichweit verteilt werden.“ 

Positiv beurteilt Pilz die geplante Einführung verstärkt leistungsorientierter Netztarife für die Haushalte, die ab 2027 geplant ist. Dies bietet ihm zufolge Anreize für die Kunden, sich „netzdienlicher“ zu verhalten. 

Debatten um Systemdienlichkeit 

Als „fehlendes Puzzlestück“ im ElWG bezeichnete Pilz die sogenannten „systemdienlichen Speicher“, die erforderlichenfalls zur Entlastung der Netze eingesetzt werden können. Dabei bestehen indessen mehrere Herausforderungen. So verbietet das ElWG den Netzgesellschaften grundsätzlich, Energiespeicher welcher Art auch immer zu besitzen und zu betreiben. Ausnahmen kann die Regulierungsbehörde E-Control unter strikten Voraussetzungen erteilen. Insbesondere gilt dies, wenn ein Speicher „zur Aufrechterhaltung eines leistungsfähigen, zuverlässigen, kosteneffizienten und sicheren Netzbetriebs“ unverzichtbar ist und „nicht verwendet (wird), um über diese Nutzung hinaus Strom auf Strommärkten zu kaufen oder zu verkaufen“. 

Ferner ist laut Pilz unklar, was unter der „Systemdienlichkeit“ eines Speichers zu verstehen ist: Zwar listet das ElWG die diesbezüglichen Bedingungen auf, darunter den Nutzen derartiger Anlagen „im Sinne von Kostenreduktionen, Kostenvermeidung oder Aufrechterhaltung der Netz- und Versorgungssicherheit“. Umstritten ist indessen, wie dies zu interpretieren ist. Laut der E-Control ist ein Speicher nur systemdienlich, wenn er sämtliche Kriterien erfüllt. Dem gegenüber betont der E-Wirtschafts-Verband Oesterreichs Energie, es handle sich um voneinander unanhängige Bedingungen, die nicht kumulativ erfüllt werden müssten.

Nach Angaben des BFT investieren zahlreiche mittelständische Tankstellenunternehmen und Energieanbieter bereits seit Jahren in Ladeinfrastruktur, alternative Kraftstoffe sowie neue Mobilitätsangebote. Sie finanzieren diese Projekte aus eigener Kraft und tragen dabei das unternehmerische Risiko. Gerade vor diesem Hintergrund bewertet der Verband die angekündigten Maßnahmen kritisch.

Der Verband befürchtet, dass öffentlich geförderte Ladeprojekte dort entstehen könnten, wo private Unternehmen bereits investieren oder entsprechende Vorhaben planen. Dadurch könnten sich die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für bestehende Betreiber verschlechtern. Aus Sicht des BFT würde dies die Investitionsbereitschaft mittelständischer Unternehmen schwächen. Fördermittel sollten daher vor allem dort eingesetzt werden, wo bislang keine ausreichenden Marktangebote vorhanden sind.

Keine Parallelstrukturen aufbauen

Daniel Kaddik, Hauptgeschäftsführer des BFT, fordert eine wettbewerbsneutrale Ausgestaltung von Förderprogrammen und regulatorischen Vorgaben. Der Staat solle Infrastruktur ermöglichen, aber keine Parallelstrukturen aufbauen. Freie Tankstellen verfügten bereits über geeignete Standorte, Kundenfrequenz sowie Erfahrung im Betrieb von Energie- und Mobilitätsangeboten. Diese vorhandenen Strukturen sollten nach Ansicht des Verbands stärker in den Ausbau der Ladeinfrastruktur eingebunden werden.

Als geeignete Standorte nennt der Verband vor allem Tankstellen, Verkehrsknotenpunkte und bestehende Versorgungsstandorte. Dort ließen sich Ladeangebote mit weiteren Dienstleistungen verbinden und wirtschaftlich betreiben. Nach Einschätzung des BFT erhöht dies die Akzeptanz bei den Kunden und verringert das Risiko von Fehlinvestitionen.

Der Verband fordert die Bundesregierung deshalb auf, Förderprogramme mittelstandsfreundlich und wettbewerbsneutral auszugestalten. Öffentliche Unterstützung dürfe nicht dazu führen, dass privatwirtschaftliche Investitionen an Wert verlieren oder mittelständische Anbieter gegenüber kommunalen Projekten benachteiligt werden. Notwendig sei kein staatlich organisierter Verdrängungswettbewerb, sondern ein verlässlicher Rahmen für private Investitionen, argumentiert der BFT.

Zehn Wohngebäude und ein Gewerbebetrieb erhalten nun dauerhaft Wasserstoff über ein umgerüstetes Gasverteilnetz. Die aktuelle Projektphase markiert den Übergang vom Forschungs- und Demonstrationsbetrieb in eine reguläre Versorgung. Die Projektpartner wollen damit zeigen, ob sich bestehende Gasverteilnetze langfristig für die Wärmeversorgung von Gebäuden mit Wasserstoff nutzen lassen.

Das Projekt tragen die Energienetze Bayern als Netzbetreiber, der Energieversorger Energie Südbayern (ESB), die kommunal geprägte Beteiligungsgesellschaft Thüga sowie der Heiztechnikhersteller Vaillant. Während die Energienetze Bayern die Infrastruktur betreiben, liefert Vaillant die wasserstofffähigen Heizgeräte für die angeschlossenen Gebäude. Die Gemeinde Hohenwart unterstützt das Vorhaben vor Ort.

Bereits im Rahmen des Pilotprojekts „H2Direkt“ stellten die Projektpartner einen Abschnitt des bestehenden Gasverteilnetzes von Erdgas auf 100 Prozent Wasserstoff um. Seitdem sammeln sie Erfahrungen mit dem Betrieb eines lokalen Wasserstoffnetzes unter Alltagsbedingungen. Nach Angaben von Vaillant bewährten sich die eingesetzten Wasserstoff-Heizgeräte über zwei Heizperioden hinweg im praktischen Einsatz.

Seriengeräte ersetzen Prototypen

Mit dem Start des Regelbetriebs ersetzten die Projektpartner die bislang eingesetzten Wasserstoff-Prototypen durch serienmäßig produzierte Brennwertheizungen des Typs „ecoTEC plus VC“. Laut Vaillant kommen dabei spezielle Umrüstkits zum Einsatz, die den Betrieb mit 100 Prozent Wasserstoff ermöglichen. Der Austausch erfolgte bereits im Mai 2026, wie Vaillant jetzt bekannt gab.
 
Der Wasserstoff wird vorerst weiterhin per Trailer nach Hohenwart transportiert. Für 2027 planen die Projektpartner jedoch eigenen Angaben nach die Inbetriebnahme eines Elektrolyseurs, der den Wasserstoff direkt vor Ort erzeugen soll. Zudem sind ein Wasserstoffspeicher und ein schrittweiser Ausbau des Netzes vorgesehen.

Das Vorhaben zählt, wie es seitens Vaillant heißt, zu den wenigen Projekten in Deutschland, die Haushalte über einen längeren Zeitraum mit reinem Wasserstoff versorgen. Die jetzt begonnene Regelbetriebsphase soll Erkenntnisse darüber liefern, welche Rolle bestehende Gasnetze und Wasserstoffheizungen künftig in der Wärmeversorgung spielen können.

Die Partner wollen dazu Verbrauchs- und Ladevorgänge zeitlich verschieben. Flexible Anwendungen wie das Laden von Elektroautos oder Batteriespeichern sollen bevorzugt in Zeiten niedriger Stromnachfrage erfolgen. Kunden erhalten dafür Boni, während der Strombezug weiterhin über einen Festpreis-Stromtarif abgerechnet wird. 

Nach Angaben von Eon sollen Kunden dadurch von Flexibilitätsmärkten profitieren, ohne den Preisschwankungen dynamischer Stromtarife ausgesetzt zu sein. Die Abrechnung erfolgt weiterhin zu einem festen Arbeitspreis je Kilowattstunde. Zusätzliche Vergütungen werden über Bonuszahlungen für die bereitgestellte Flexibilität gewährt. 

 „Unser Energiemanagement sorgt mit der AI 360°-Software für eine ganzjährige Optimierung der Energiekosten“, lässt sich Antonius Bronstering, Chief Energy Management Services & Marketplaces Officer bei E3/DC, zitieren. „Mit Eon Home Comfort integrieren wir nun ein sehr attraktives und sicheres Flexibilitätspaket, von dem unsere Kunden profitieren werden.“

Der digitale Zusatzservice Eon Home Comfort soll E3/DC-Kunden ab Anfang 2027 zur Verfügung stehen. Voraussetzung ist die technische Integration der Systeme beider Unternehmen. Bereits jetzt können E3/DC-Kunden einen der vorgesehenen Eon Festpreistarife abschließen. Dafür erhalten sie einen einmaligen Bonus von 120 Euro. 

Eon bietet seinen Kunden bereits jetzt Bonuszahlungen beispielsweise für das smarte Laden von Elektroautos an.

Umweltminister Armin Willingmann (SPD) nahm die neue Turbine offiziell in Betrieb. Die Wasserkraftanlage wird gemeinsam von Avacon Natur, dem Talsperrenbetrieb Sachsen-Anhalt und der Fernwasserversorgung Elbaue-Ostharz betrieben. Durch den Ausbau erhöht sich die Gesamtleistung nach Ministeriumsangaben von bislang 921 auf 1.997 kW. 

Willingmann verwies auf die Bedeutung erneuerbarer Energien angesichts internationaler Krisen. „Wer sich unabhängiger machen will von fossilen, klimaschädlichen Energieträgern und ihren durch internationale Konflikte ausgelösten Preissprüngen, muss auf Erneuerbare setzen“, sagte er. Jede zusätzliche Kilowattstunde regional erzeugter Energie, die nicht importiert werden müsse, helfe sowohl den Verbrauchern als auch dem Klima. 

Nach Angaben des Ministeriums spielt Wasserkraft in Sachsen-Anhalt bislang nur eine untergeordnete Rolle. Derzeit sind 80 Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 33 MW in Betrieb. Ihr Anteil an der Bruttostromerzeugung liegt bei weniger als einem Prozent.

Die 1959 in Betrieb genommene Rappbodetalsperre verfügt über die höchste Staumauer Deutschlands. Mit einem Speichervolumen von rund 109 Millionen Kubikmetern Wasser ist sie zudem die größte Trinkwassertalsperre des Landes und wichtig für die Trinkwasserversorgung sowie den Hochwasserschutz im Harz.

​Deutschland verfügt zwar über einige Erdgasreserven, die Förderung findet jedoch nur einem geringen Ausmaß statt. Hinsichtlich der Erdgasversorgung ist Deutschland daher im hohen Maße auf Importe angewiesen. Aktuell bezieht Deutschland die größte Menge des fossilen Gases aus Norwegen.

Das Vorhaben erhält im Rahmen des 8. Energieforschungsprogramms eine Förderung des Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz. Herzstück des Projekts ist eine Versuchsanlage, die auf dem Gelände des Wasserwerks Trier der Stadtwerke Borken entstehen soll. Über anderthalb Jahre begleiten Wissenschaftsteams die Arbeit der Anlage im Westmünsterland.

Die Erwartungen der Kooperationspartner sind groß. Das IKEM hofft laut einer gemeinsamen Mitteilung, mit dem Trinkwasser eine neue klimafreundliche Wärmequelle erschließen zu können. Die Infrastrukturen des Trinkwassers können „künftig eine wichtige Rolle für die Wärmewende spielen“, glaubt Markus Niehaus aus dem Bereich Entwicklung der Stadtwerke Borken.

Trinkwasser hat für gewöhnlich eine wesentlich niedrigere Temperatur als Abwasser, das bereits als Energiequelle Verwendung findet. Der Einsatz von Wärmetauschern und Wärmepumpen könne die im Trinkwasser enthaltene Wärmeenergie allerdings ebenfalls auf ein nutzbares Temperaturniveau anheben, heißt es von den Projektpartnern. Deutschland hinke hier anderen Staaten in Europa hinterher.

Borkens Stadtwerke-Chef Roin Keßeler will das „enorme Potenzial“ aus der Kombination von Trinkwasser- und Wärmeversorgung heben. Das Projekt solle wichtige Erkenntnisse über „eine mögliche spätere Umsetzung in größerem Maßstab“ liefern.

Der FH Münster kommt die Aufgabe zu, das technische Konzepte für die Versuchsanlage zu entwickeln, die Energiepotenziale zu analysieren und die Ergebnisse der Versuchsanlage wissenschaftlich auszuwerten. Das IKEM wiederum untersucht die rechtlichen Rahmenbedingungen sowie die gesellschaftliche Akzeptanz der Technologie.

Um diesen Punkt kümmert sich auch Aqua Ecology. Priorität habe die Sicherstellung der Trinkwasserqualität, so Geschäftsführer Thomas Raabe. Dazu liefert das Unternehmen neben einem kontinuierlichen Monitoring auch mikrobiologische und chemische Analysen.

Die Ergebnisse des Projekts können für andere kommunale Versorger nützlich sein, die vielfach Verantwortung für die Bereiche Trinkwasser tragen. Deshalb will Wasserdicht die Analysen im Sinne einer nachhaltigen Wärmeversorgung in Deutschland auch anderen Kommunen und Versorgungsunternehmen zur Verfügung stellen.

Lobo hatte das Amt im Dezember 2024 übernommen, nachdem Urban Keussen, damaliger Technikvorstand der EWE AG, ausgeschieden war. Mit der Bestätigung durch die Cedec-Mitglieder beginnt nun die nächste reguläre Amtsperiode. 

Lobo erklärte nach seiner Wahl: „In Europa läuft ein intensiver Diskurs darüber, wie wir Versorgungssicherheit, Resilienz und Klimaschutz mit dauerhaft bezahlbarer Energie zusammenbringen. Diesen Prozess gilt es konsequent weiter voranzutreiben. Dabei muss er in tragfähige politische Lösungen für die Bürgerinnen und Bürger sowie die Wirtschaft gleichermaßen überführt werden.“

Als Ziele nannte Lobo, die Stärkung der Energieunabhängigkeit Europas, die Dekarbonisierung und Sicherstellung einer bezahlbaren Energieversorgung. „Dabei setzen wir auf erneuerbare Energien, Effizienz und starke dezentrale, kommunale Strukturen.“ 

Lobo ist seit dem 15. September 2023 stellvertretender VKU-Hauptgeschäftsführer und Geschäftsführer der Abteilung Energiewirtschaft. In seiner Funktion bei Cedec vertritt er die Interessen kommunaler Unternehmen auf europäischer Ebene und setzt sich insbesondere für die Rolle lokaler Akteure in der Energiewende ein. 

Cedec hat den Sitz in Brüssel und vertritt die Interessen von rund 2.000 lokalen und regionalen Energie- und Telekommunikationsunternehmen auf europäischer Ebene. Sie versorgen rund 85 Millionen Strom- und Gaskunden in Belgien, Polen, Deutschland, Frankreich, Italien, den Niederlanden, Österreich, Schweden und der Schweiz.

Der Aufsichtsrat des ostwestfälischen Versorgers hatte im März bekanntgegeben, dem aktuellen Amtsinhaber keine Vertragsverlängerung anzubieten. Andreas Schwarze wird damit zu Ende März 2027 ausscheiden (wir berichteten). Er war dann zehn Jahre Chef bei den als Anstalt öffentlichen Rechts organisierten Stadtwerken. Für den Aufsichtsrat war der Zeitpunkt gekommen, einen Strategiewechsel unter anderer Führung einzuleiten.

Über einen möglichen Beginn der Tätigkeit lässt die Annonce sich nicht aus. Auch Verdienstmöglichkeiten bleiben offen. Den Auswahlprozess haben die Stadtwerke dabei zunächst in die Hände einer Düsseldorfer Personalberatung gelegt. Laut Stellenbeschreibung erwarten die Stadtwerke von der neuen Führungskraft auch den Ausbau der Geschäftsfelder Wärme und regenerative Energieerzeugung. Der Fernwärmeausbau war zuletzt ins Stocken geraten.

Das Unternehmen ist neben klassischen Versorgungsaufgaben auch im Wärmebereich aktiv und will nachhaltige Energie- und Infrastrukturprojekte vorantreiben. In der Kommune leben etwa 53.000 Menschen.

Der studierte Steuer- und Wirtschaftsrechtler wechselt aus Reutlingen in die Große Kreisstadt des Landkreises Tübingen. Dafür gibt er seine aktuelle Tätigkeit als kaufmännischer Leiter und Prokurist der „HBG – Heizwerkbetriebsgesellschaft Reutlingen mbH“ auf. In Reutlingen obliegen ihm auch der Energieeinkauf und die gewerbliche Wärmelieferung. Ferner ist er seit 2022 Abteilungsleiter bei der „GWG –Wohnungsgesellschaft Reutlingen“. Zuvor arbeitete Grübel, Jahrgang 1993, in Steuersachen für Behörden und Firmen.

Die Stadtwerke Mössingen waren auf der Suche nach einer neuen Führungskraft, weil Amtsinhaber Justus Hoffmann in diesem Mai die Nachfolge von Martin Beer als Geschäftsführer der Stadtwerke Rottenburg angetreten hat.
 
Mössingen behilft sich in der Übergangszeit bis Ende August mit einer kommissarischen Lösung: Der stellvertretende Betriebsleiter Johannes Klett trägt derzeit die alleinige Verantwortung.

Oberbürgermeister Michael Bulander (parteilos) vertraut laut einer Mitteilung der Kompetenz des neuen Betriebsleiters, die „wichtigen Zukunftsaufgaben“ der Stadtwerke anzugehen. Grübel soll demnach die Energie- und Versorgungsinfrastruktur weiterentwickeln, Maßnahmen im Bereich Energiewende und Klimaneutralität umsetzen sowie die kommunale Wärmeversorgung und die Digitalisierung von Betriebsprozessen vorantreiben.

Der Versorger von der Schwäbischen Alb kam nach eigenen Angaben zuletzt auf einen Jahresumsatz von rund 34 Millionen Euro. 73 Beschäftigte arbeiten in den Bereichen Trinkwasser, Energie und Heizwärme, die aus acht Blockheizkraftwerken in kommunale und öffentliche Gebäude gelangt.

Im Rätsel um die fehlenden 3 Millionen Barrel Öl, die China üblicherweise importiert, derzeit aber nicht, gibt es nun Hinweise. Die Chinesen fahren weniger benzinbetriebene Autos und nehmen statt des Flugzeugs vermehrt den Zug zum Reisen. Das Land fährt überdies die Produktion von petrochemischen Anlagen zurück, in denen Rohöl in Vorprodukte verarbeitet werden, darunter auch Kunststoffe. Peking greift außerdem auf seine Reserven zurück. Die Frage ist, wie lange China die Importkürzungen durchhalten kann und was passiert, wenn das Land wieder mehr Öl einführen muss.

Strom: Tendenziell etwas fester hat sich der deutsche Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead gab allerdings im Base deutlich nach. Die Grundlast fiel um 15,00 auf 97,25 Euro, die Spitzenlast legte dagegen um 2,50 auf 89,50 Euro zu. An der Börse kostete der Base 97,46 Euro, der Peak 89,30 Euro.

Ursächlich für den Preisrückgang von Donnerstag auf Freitag ist die deutlich höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung. Am Freitag sollen sich die Beiträge von Wind und Solar im Base auf 31,9 Gigawatt belaufen, während für den Donnerstag nur 21,9 Gigawatt vorhergesagt wurden. Für den Samstag und den Sonntag prognostiziert Eurowind eine Erneuerbaren-Einspeiseleistung von 49,7 beziehungsweise 47,8 Gigawatt sodass es mit Sicherheit wieder zu Negativpreisen am Wochenende kommen wird. Auch für die neue Woche rechnet Eurowind zunächst mit recht hohen Beiträgen von Wind und Solar. 

Am langen Ende legte das Cal 27 um 0,49 auf 95,52 Euro zu. Legt man der Preisdifferenz allerdings den Settlementkurs des Vortags an der EEX zugrunde (95,96 Euro), ergibt sich ein Preisrückgang, was besser zur Entwicklung der Nachbarmärkte passt.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag etwas nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.37 Uhr um 0,45 auf 77,05 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 10,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 77,45 Euro, das Tief bei 76,51 Euro. Angesichts der Äußerungen von US-Präsident Donald Trump, die auf stärkere Angriffe gegen den Iran hindeuten, dürften die Energiepreise volatil verlaufen, was die Impulse für den CO2-Markt zugunsten der Bären verschiebt, so die Analysten von Redshaw Advisors. Die breitere neutrale Spanne von 75,00 Euro bis 80,00 Euro bleibt jedoch intakt. 

Erdgas: Ermäßigt haben sich die Erdgaspreise am Donnerstag. Am TTF verlor der Frontmonat Juli bis gegen 13.30 Uhr 0,955 auf 49,550 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 0,575 auf 49,750 Euro je Megawattstunde. Die Gaspreise zeigten sich nach einem Sprung im frühen Handel nur wenig berührt von der neuerlichen Eskalation am Persischen Golf. Die USA haben ihre Angriffe auf Ziele im Iran unterdessen abgeschlossen. Das zuständige Zentralkommando des US-Militärs teilte auf der Plattform X mit, die Angriffe seien beendet. Attackiert worden seien militärische Überwachungskapazitäten, Kommunikationssysteme und Luftverteidigungsstellungen im gesamten Iran. Iran reagierte umgehend auf die Angriffe. Es hieß, die Straße von Hormus sei für alle Schiffe geschlossen. Wer versuche, sie zu passieren, werde angegriffen.

Unterdessen meldet der norwegische Gasnetzbetreiber Gassco einen erheblichen Rückgang des Gasflow auf aktuell 271,2 Millionen Kubikmeter. Am Vortag waren noch 335,2 Millionen Kubikmeter registriert worden. Laut Gassco muss in den kommenden Tagen mit wartungsbedingten Minderkapazitäten von jeweils rund 70 Millionen Kubikmetern gerechnet werden. Im Gasfeld Troll führen ungeplante Wartungen zu einer um 15 Millionen Kubikmeter verminderten Kapazität.