Im Jahr 2005 hatte ihr Anteil noch bei etwas mehr als 5 Prozent gelegen. Der AG Energiebilanzen zufolge war das Wachstum zwischen 2005 und 2012 besonders stark ausgefallen. Nach einer Phase geringerer Dynamik habe der Ausbau ab 2017 erneut an Tempo gewonnen. Ein witterungsbedingter Rückgang im Jahr 2021 war in den Folgejahren wieder ausgeglichen worden.

Eine zentrale Kennzahl für die europäische Energie- und Klimapolitik ist der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch. Dieser umfasst den Endenergieverbrauch aller Verbraucher, einschließlich Netzverlusten und Eigenverbräuchen der Energieerzeugung. Die Europäische Union hat für 2030 einen Zielkorridor von 42,5 bis 45 Prozent festgelegt. Deutschland hat sich im Rahmen seines Nationalen Energie- und Klimaplans verpflichtet, bis 2030 einen Anteil von 41 Prozent zu erreichen.

Bruttostromverbrauch ist Bezugsgröße im EEG

Für das Jahr 2024 erreichte Deutschland einen Anteil von 22,5 Prozent am Bruttoendenergieverbrauch. 2025 stieg dieser Wert auf 23,8 Prozent. Damit wurde zwar gegenüber dem Vorjahr ein Zuwachs von 1,3 Prozentpunkten erzielt, der für 2025 vorgesehene europäische Zwischenwert von 27,9 Prozent wurde jedoch deutlich verfehlt. Nach Einschätzung der AG Energiebilanzen wird zum Erreichen der Zielvorgaben ein weiterer Ausbau erneuerbarer Energien erforderlich sein. Neben dem Stromsektor komme dabei insbesondere dem Einsatz erneuerbarer Energien im Wärmemarkt eine wichtige Rolle zu.

Am dynamischsten entwickelt sich die Nutzung erneuerbarer Energien weiterhin im Stromsektor. Der Anteil am Bruttostromverbrauch, die zentrale Zielgröße des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG), erreichte 2025 mit 55,1 Prozent einen neuen Höchststand. Das EEG sieht bis 2030 einen Anteil von 80 Prozent vor. Die Interpretation dieser Kennzahl wird jedoch durch den europäischen Strombinnenmarkt beeinflusst und damit durch Stromimporte und -exporte. Die AG Energiebilanzen weist darauf hin, dass der Anteil erneuerbarer Energien an ins Netz eingespeistem Strom, der exportiert oder aus dem Ausland importiert wird, allenfalls „modellhaft“ bestimmt werden könne.

Wenn die Importe im Saldo die Ausfuhren übersteigen (Nettoimport), sinke die EE-Quote, weil sich die verbrauchte Gesamtmenge erhöhe, die Menge des im Inland aus erneuerbaren Quellen erzeugten Stroms jedoch gleich bleibe. Sofern dagegen im Saldo mehr Strom ausgeführt als bezogen werde (Nettoexport), steige der Erneuerbaren-Anteil, weil der aus erneuerbaren Quellen erzeugten Strommenge ein geringerer inländischer Gesamtverbrauch zugrunde liege.

Eine alternative Betrachtung setzt die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zur gesamten inländischen Stromerzeugung ins Verhältnis. Diese Berechnung entspreche zwar nicht den gesetzlichen Vorgaben des EEG, reduziere jedoch die Auswirkungen des grenzüberschreitenden Stromhandels auf die Kennzahl. Für 2025 ergibt sich demnach ein Anteil von 57,2 Prozent. Der Unterschied zur EEG-Quote von 55,1 Prozent sei auf einen Nettoimport von rund 19 TWh Strom zurückzuführen.

Die Ausführungen der AG Energiebilanzen zeigen, dass die Bewertung, wie sich der Ausbau der erneuerbaren Energien entwickelt, stark von der Bezugsgröße abhängt. Wer in diesem Kontext mit Zahlen argumentiere, tue gut daran, diese Bezugsgröße auch zu nennen, um Missverständnissen und Fehlinterpretationen vorzubeugen, mahnt die Arbeitsgemeinschaft.

Das überragende öffentliche Interesse gehört inzwischen zu den zentralen Instrumenten der Energiewende. Nach Einschätzung der Autoren verleiht es Energiewendevorhaben in Genehmigungs- und Abwägungsverfahren mehr Gewicht. Einen automatischen Vorrang begründet das Instrument jedoch nicht.

Die Autoren nennen rund 20 Regelungen im Energierecht, mit denen der Gesetzgeber Energiewendevorhaben diesen besonderen Status verliehen hat. Erfasst werden unter anderem Erneuerbare-Energien-Anlagen, Stromleitungen, Energiespeicher, Wärmenetze, Geothermieanlagen sowie Anlagen zur Erzeugung, Speicherung und zum Transport von Wasserstoff. Mit den Regelungen will der Gesetzgeber den Ausbau dieser Infrastrukturen beschleunigen und ihnen bei rechtlichen Abwägungen mehr Gewicht verleihen.
 
Kein automatischer Vorrang

Die Studie betont zugleich, dass die Wirkung des Instruments häufig überschätzt werde. Das überragende öffentliche Interesse spiele nur dort eine Rolle, wo Behörden oder Gerichte überhaupt zwischen unterschiedlichen Interessen abwägen können. Umwelt- und andere Schutzvorgaben würden dadurch nicht außer Kraft gesetzt.

Frank Sailer, Mitautor der Studie, erklärt, das Instrument ermögliche nichts, was rechtlich nicht auch ohne die gesetzliche Festschreibung möglich wäre. Seine Wirkung liege vielmehr darin, Energiewendevorhaben bei rechtlichen Abwägungen stärker zu gewichten.

Die Autoren kommen vor diesem Hintergrund zu dem Schluss, dass das überragende öffentliche Interesse die Genehmigung von Energiewendeprojekten erleichtern kann. Ob ein Vorhaben tatsächlich genehmigt wird, hängt jedoch weiterhin von den Vorgaben des jeweiligen Fachrechts ab.

Mehr Einheitlichkeit gefordert

Der Gesetzgeber hat das überragende öffentliche Interesse inzwischen in vielen Bereichen des Energierechts verankert. Die einzelnen Regelungen fallen jedoch unterschiedlich aus. Unterschiede bestehen beispielsweise bei den erfassten Anlagen, bei Ausnahmen, Befristungen und Berichtspflichten.

Nach Ansicht der Autoren sorgen diese Unterschiede zwischen den einzelnen Regelungen für vermeidbare Unsicherheiten in der Praxis. So erfassen manche Vorschriften nur die Errichtung einer Anlage, andere auch deren Betrieb oder spätere Änderungen. Auch bei der Frage, ob betriebsnotwendige Nebenanlagen einbezogen sind, unterscheiden sich die Regelungen. Der Gesetzgeber könnte hier für mehr Einheitlichkeit sorgen und Widersprüche zwischen einzelnen Vorschriften vermeiden.

Deshalb bringen die Autoren auch eine grundlegende Reform ins Spiel. Statt das überragende öffentliche Interesse in zahlreichen Einzelgesetzen zu regeln, könnte der Gesetzgeber die Vorgaben für Energiewendevorhaben in einer zentralen Vorschrift zusammenfassen.

Der Kritik, das „überragende öffentliche Interesse“ werde inzwischen zu häufig verwendet, widerspricht die Studie für den Energiewendebereich. Die vielen Regelungen stünden nach Auffassung der Autoren nicht für unterschiedliche öffentliche Interessen. Sie dienten vielmehr demselben Ziel: dem Umbau hin zu einer klimaneutralen Energieversorgung.

Probleme sehen die Autoren allerdings, wenn künftig weitere Schutzgüter denselben Status erhalten. Dann müssten die Behörden häufiger zwischen mehreren gleichrangigen öffentlichen Interessen abwägen. Klimaschutz und Versorgungssicherheit hätten in solchen Fällen nicht mehr dieselbe hervorgehobene Stellung, wie die Stiftung erklärt.

Die 48-seitige Studie „Das überragende öffentliche Interesse in der Energiewende“ steht auf der Internetseite der Stiftung Umweltenergierecht als kostenloser Download zur Verfügung.

Andererseits ist gerade die deutsche Industrie mittelfristig darauf angewiesen, CO2 einzulagern, wenn Deutschland seine Klimaziele erreichen soll. Dabei ist zu unterscheiden, ob das CO2 im Rahmen eines industriellen Prozesses direkt abgeschieden oder ob es indirekt aus der Atmosphäre gewonnen und eingelagert wird: Carbon Dirext Revomal (CDR). Im ersten Fall braucht ein Unternehmen keine Zertifikate für das entstandene und eingelagerte CO2 einzureichen. Umgekehrt gibt es für CDR aber keine Gutschrift im Rahmen des ETS.

Das Bundeswissenschaftsministerium hat im Rahmen eines Kopernikus-Projektes untersuchen lassen, wie sich die Integration von CDR auf den Emissionshandel auswirken würde.
 
Die Untersuchung geht davon aus, dass die Zahl der Zertifikate wie bislang geplant reduziert wird, der Bedarf aber größer sein dürfte, dadie Dekarbonisierung nicht so schnell voran kommt. Der Preis für den Ausstoß einer Tonne CO2 könnte unter diesen Umständen bis 2030 auf 350 und bis 2045 auf fast 800 Euro/Tonne steigen.

Wird das durch CDR entnommene CO2 mit der Ausgabe eines ETS-Zertifikates vergütet, würde der CO2-Preis nach Ansicht der Wissenschaftler deutlich sinken. Würden ab 2030 schrittweise 40 Millionen CDR-Zertifikate pro Jahr in das ETS integriert, wäre der CO2-Preis 2035 um 34 Prozent niedriger. Bei größeren Menge wäre der Effekt noch größer.

Die Integration der CDR in das ETS würde vor allem für die besonders betroffenen Branchen wie die chemische Industrie eine „Atempause“ bedeuten. Ihre Lobbyisten sind im Vorfeld der ETS-Reform besonders rührig unterwegs. Die Einbeziehung der CDR in das ETS könnte auf sie eine befriedende Wirkung ausübern und Teil eines Kompromisses sein, der alle Beteiligten zufrieden stellt.

Auf jeden Fall, heißt es in der Studie, müsse auf die Menge der Zertifikate aus CDR geachtet werden. Denn es gehe nicht darum, ein bestimmtes Preisniveau anzusteuern. Deswegen müsse die Menge auf jeden Fall begrenzt bleiben, damit der Preis nicht unter die Kosten der direkten CO2-Reduktion falle und CDR nicht mehr rentabel wäre.

Die Kosten für eine Tonne CDR veranschlagen die Autoren für den Zeitraum 2030-2040 auf 200 bis 300 Euro/Tonnen, für einzelne Technologien wären mittelfristig auch Kosten unter 100 Euro/Tonnen vorstellbar. Das Angebot könnte damit groß genug sein, um den ETS-Preis zu stabilisieren.Dafür müssten die CDR-Zertifikate in das ETS integriert werden. Dieser Anreiz könnte dadurch verstärkt werden, dass die Staaten CDR-Zertifikate gezielt aufkaufen und/oder eine zusätzliche Prämie zahlen. Die Einnahmen der EU-Staaten aus dem Emissionshandel sollten laut Studie in größerem Umfang als bisher eingesetzt werden, um die Dekarbonisierung zu subventionieren.

Auf jeden Fall müsse darauf geachtet werden, dass die CDR-Zertifikate, die auf den europäischen Markt kommen, von bester Qualität seien, heißt es in der Studie. Das heißt: Es muss sichergestellt sein, dass eine zertifizierte CO2-Reduzierung wirklich stattgefunden hat und dauerhaft ist.

Daran haben eine Reihe von Umweltverbänden Zweifel angemeldet. Sie werfen der Europäischen Kommission vor, sie wolle Technologien für CDR zulassen, die dafür nicht geeignet seien. Die NGO's sehen vor allem die Abscheidung biogener Treibhausgase und die Umwandlung von atmosphärischem CO2 in sogenannte Biokohle kritisch, weil sie keine dauerhafte Entnahme von CO2 aus der Atmosphäre gewährleisteten.

Die Methoden der Kommission zur Überwachung und Quantifizierung entsprächen nicht den internationalen Normen und Standards heißt es in einem Antrag der NGO's nach der Konvention von Aarhus. Das untergrabe die Glaubwürdigkeit der europäischen Klimaziele. Der Plan der Kommission sehe vor, dass Tätigkeiten gefördert würden, „die die CO2-Emissionen tatsächlich erhöhen könnten, anstatt CO2 aus der Atmosphäre zu entnehmen“.

Das sei besonders fatal, da die Kommission gleichzeitig die Integration der CDR in das ETS prüfe, dessen Glaubwürdigkeit in diesem Fall ebenfalls beeinträchtigt würde. Die Zulassung der genannten Technologien werde „Investitionen von zuverlässigeren Methoden der CO2-Entnahme“ abziehen. Die Kommission muss über den Antrag bis Mitte November entscheiden und ihre Entscheidung auch begründen.

Über das Gutachten hatte zuerst der „Spiegel“ berichtet. „Dieses Gesetz ist verfassungsrechtlich zweifelhaft“, sagte der Grünen-Energiepolitiker Michael Kellner der Deutschen Presse-Agentur. Das sei Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) offensichtlich egal. „Aber die Abgeordneten der Fraktionen von Union und SPD sollten nochmal in sich gehen, denn ihnen droht eine Blamage vor dem Bundesverfassungsgericht.“ Kellner hatte die wissenschaftlichen Dienste angefragt. 

Umweltverbände wie die Deutsche Umwelthilfe hatten den Gesetzentwurf bereits als verfassungsrechtlich höchst zweifelhaft bezeichnet. Die Linke-Fraktion hat angekündigt, sie prüfe, ob sie die geplanten Neuregelungen mit einer Organklage im Eilverfahren vor dem Bundesverfassungsgericht stoppen kann. 

Grundlegende Reform geplant 

Der Bundestag hatte in der vergangenen Woche zum ersten Mal über das geplante neue Gebäudemodernisierungsgesetz beraten. Die schwarz-rote Koalition will Kernpunkte der von der früheren Ampel-Regierung beschlossenen Regelungen kippen. Reiche hatte im Bundestag gesagt, die Bundesregierung ersetze „Heizungszwänge“ durch Technologieoffenheit. Die CDU-Politikerin hatte mit Blick auf die bestehenden Regelungen von einem „Zwang zur Wärmepumpe“ gesprochen. 

Der Kern des bestehenden Gebäudeenergiegesetzes, oft Heizungsgesetz genannt, soll wegfallen, nämlich die 65-Prozent-Regelung: Diese sieht vor, dass jede neu eingebaute Heizung mit 65 Prozent erneuerbaren Energien betrieben werden soll. Auch künftig sollen neue Gas- und Ölheizungen eingebaut werden können - Voraussetzung ist, dass diese schrittweise einen zunehmenden Anteil CO2-neutraler Brennstoffe wie Biomethan nutzen. Eine Regelung, wonach bisher ab 2045 Heizkessel nicht mehr mit fossilen Brennstoffen betrieben werden dürfen, soll entfallen. 

Klimaschutz-Urteil 

Der Grundgesetz-Artikel 20a besagt, dass der Staat „auch in Verantwortung für die künftigen Generationen“ die natürlichen Lebensgrundlagen schützt. Das Bundesverfassungsgericht schrieb 2021 in einem wegweisenden Urteil, Artikel 20a verpflichte den Staat zum Klimaschutz. Im Kern stellte das Bundesverfassungsgericht fest: einschneidende Schritte zur Senkung von schädlichen Treibhausgasemissionen dürfen nicht zu Lasten der jungen Generation auf die lange Bank geschoben werden. Konkret trug das Gericht der Bundesregierung auf, das Klimaschutzgesetz nachzubessern. 

Die Frage ist nun: Wird es mit dem neuen Heizgesetz schwieriger, Klimaziele zu erreichen? Die wissenschaftliche Dienste stellen fest, nach bislang vorliegenden Prognosen von Instituten bestünden erhebliche Zweifel, ob die geplanten neuen Regelungen ausreichten, um die Einhaltung von Emissionsminderungen im Gebäudebereich zu erreichen. Eine Ziellücke drohe sich zu vergrößern. Die Literatur leite aus dem Artikel 20a GG zum Teil ein Verschlechterungsverbot ab - ein neues Gesetz dürfe nicht hinter dem geltenden Klimaschutzniveau zurückbleiben.

Anlass ist nach Angaben der Bundesnetzagentur ein Antrag des Marktgebietsverantwortlichen THE vom Mai 2026. So hätten sich laut THE die Rahmenbedingungen seit der letzten Anpassung des Konvertierungssystems im Jahr 2016 grundlegend verändert. Damals wurde das Konvertierungsentgelt für die Richtung L-Gas nach H-Gas auf null Euro abgesenkt, da die Kosten vor allem durch die Aufbereitung in der Gegenrichtung H-Gas nach L-Gas verursacht wurden.

Diese Situation habe sich inzwischen umgekehrt. Nach Darstellung von THE entstehen die Kosten seit 2022 nahezu ausschließlich in der bislang entgeltfreien Richtung L-Gas nach H-Gas. Die bilanziellen Konvertierungsmengen stiegen von 46 Milliarden kWh im Gaswirtschaftsjahr 2021/2022 auf 112 Milliarden kWh im Gaswirtschaftsjahr 2024/2025. Besonders hohe Werte wurden in den Sommermonaten 2025 registriert.

Nach Einschätzung der Bundesnetzagentur führt diese Entwicklung dazu, dass der Marktgebietsverantwortliche zunehmend Regelenergie einsetzen muss, um physische Ungleichgewichte zwischen L- und H-Gas auszugleichen. Die daraus entstehenden Kosten werden über die Konvertierungsumlage auf alle Marktteilnehmer verteilt. Allein im laufenden Gaswirtschaftsjahr 2025/2026 seien der THE bereits Kosten von knapp 75 Millionen Euro für Konvertierungsmaßnahmen entstanden. Gleichzeitig sei der Kontostand des Konvertierungsumlagekontos innerhalb eines Jahres von rund 140 Millionen Euro auf 100 Millionen Euro gesunken.
​Verändertes Nutzerverhalten

Die THE macht neben den veränderten Gasströmen nach dem Wegfall russischer Lieferungen auch das Verhalten einzelner Bilanzkreisverantwortlicher verantwortlich. Diese würden durch ihre Nominierungen im L-Gas-Netz zusätzliche Regelenergiebedarfe auslösen. Der Marktgebietsverantwortliche müsse überschüssiges L-Gas verkaufen und gleichzeitig fehlendes H-Gas beschaffen. Dadurch entstünden zusätzliche Kosten, die letztlich von allen Netznutzern getragen würden.

Die Beschlusskammer 7 der Bundesnetzagentur sieht deshalb Anpassungsbedarf. Nach ihrer vorläufigen Einschätzung ist die derzeitige Ausgestaltung des Konvertierungssystems nicht mehr geeignet, die Kosten verursachungsgerecht zu verteilen. Zudem werde der schrumpfende L-Gas-Markt mit fortschreitender Marktraumumstellung zunehmend anfälliger für hohe Regelenergiebedarfe.

Als zentrale Maßnahme erwägt die Behörde die Einführung eines Konvertierungsentgelts für die Richtung L-Gas nach H-Gas. Dieses soll Marktteilnehmer dazu anreizen, ihre Bilanzkreise qualitätsschärfer zu bewirtschaften und Konvertierungen möglichst marktlich zu organisieren. Nach Auffassung der Bundesnetzagentur könnte ein solches Entgelt sowohl die Konvertierungskosten senken als auch die Belastung der übrigen Marktteilnehmer reduzieren.

Die Bundesnetzagentur strebt eine zügige Durchführung des Verfahrens an. Die geänderten Regelungen sollen nach den derzeitigen Planungen ab April 2027 gelten. Stellungnahmen können bis zum 21. August 2026 eingereicht werden.

Überdurchschnittlich stark stieg aber im April erneut der Teilindex für Primärenergie. Im Vergleich zum Vormonat legte der Index um 5,6 Prozent auf 138,4 Punkte zu. Das Vorjahresniveau wurde um fast ein Drittel (+30,7 Prozent) überschritten.

Verantwortlich für den Anstieg des Teilindex gegenüber dem Vormonat war vor allem Erdöl. Während die Einfuhrpreise für Erdöl um 7,5 Prozent stiegen, verteuerte sich in Deutschland erzeugtes Erdöl um 35,3 Prozent. Neben den Preisen für Erdöl stiegen im April auch die Einfuhrpreise für Steinkohle (+3,1 Prozent) und Erdgas (+2,6 Prozent) moderat an. Die Erzeugerpreise für Braunkohle (-0,2 Prozent) gingen gegenüber März hingegen minimal zurück.

Der Teilindex für Sekundärenergie stieg im April minimal um 0,1 Prozent auf 134,2 Punkte. Das Vorjahresniveau wurde um 12,3 Prozent überschritten. Während die Erzeugerpreise für Diesel (+3,4 Prozent) moderat und für Flüssiggas (+35,0 Prozent) stark anstiegen, gingen die Erzeugerpreise für Leichtes Heizöl (-1,6 Prozent) und Fernwärme (-0,2 Prozent) jeweils leicht zurück.

Gegenüber dem Vorjahresmonat lagen vor allem die Preise der auf Erdöl basierenden Sekundärenergieträger Leichtes Heizöl (+55,8 Prozent), Diesel (+40,0 Prozent) und Flüssiggas (+36,8 Prozent) höher.

Der Strompreisindex, der im Index für Sekundärenergie enthalten ist, lag im April 2026 bei 105,4 Punkten. Entgegen dem allgemeinen Trend ging der Index um 2,3 Prozent gegenüber dem Vormonat zurück. Gegenüber April 2025 lagen die Strompreise um 5,5 Prozent niedriger. 
 
Um die Unternehmen zu entlasten und die Wettbewerbsfähigkeit des Standorts zu sichern, fordert die VBW eine Senkung der Energiekosten. „Die Einführung eines Industriestrompreises ist ein wichtiger Schritt, muss aber wirksam, praxistauglich und mit bestehenden Entlastungsinstrumenten kombinierbar ausgestaltet sein, um die Wirtschaft tatsächlich zu entlasten“, sagt VBW-Hauptgeschäftsführer Bertram Brossardt.

In der Musterfeststellungsklage hatte die Verbraucherzentrale den Energiediscounter 2022 auf Schadenersatz verklagt (Az. 2 MK 1/22), nachdem Stromio Ende 2021 seine Lieferverträge fristlos gekündigt hatte. Die gekündigten Verträge enthielten eine Preisgarantie, durch die Stromio das Risiko von Preissteigerungen vor allem wegen gestiegener Beschaffungskosten für die Erstlaufzeit der Verträge übernahm. Branchenkenner gingen damals davon aus, dass bundesweit mehrere hunderttausend Kunden von den Kündigungen betroffen waren. 

Stromio argumentiert mit Preisexplosionen

Laut Verbraucherzentrale rutschten die Betroffenen in eine teure Ersatzversorgung, erfuhren davon aber oft erst Wochen später. Aus Sicht der Verbraucherzentrale Hessen waren die Kündigungen rechtswidrig und begründeten einen Anspruch auf Schadenersatz. 

Stromio hatte die Vorwürfe stets zurückgewiesen und die Kündigungen mit unvorhersehbaren „Preisexplosionen an den europäischen Energiehandelsplätzen“ im Vorfeld des russischen Angriffs auf die Ukraine begründet. „In rechtlicher Sicht kam es durch die geopolitisch bedingte drastische Erhöhung der Energiepreise zu einer Störung der Geschäftsgrundlage, die zur Kündigung der Verträge berechtigte“, ließ Stromio über einen Anwalt erklären. Gericht lässt Argumente von Stromio nicht gelten 

Der Anstieg der Energiepreise sei für Stromio vorhersehbar gewesen, stellte das Gericht jetzt fest. Die Preissteigerungen hätten bereits im Frühjahr 2020 begonnen. Das Unternehmen habe aber bis Ende September 2021 neue Verträge abgeschlossen. Mit der Preisgarantie habe Stromio das Risiko von Kostensteigerungen bewusst übernommen. Außerdem habe das Unternehmen damit sein Preisänderungsrecht für Beschaffungskosten während der Erstlaufzeit ausdrücklich ausgeschlossen. 

„Von dieser Risikoübernahme kann sie sich nicht nachträglich lösen - auch nicht, wenn die wirtschaftliche Lage für sie existenzbedrohende Ausmaße angenommen hatte“, hieß es in der Mitteilung des OLG. Auch habe Stromio nicht erklärt, weshalb eine Preisanpassung nach Ablauf der Erstlaufzeit nicht ausgereicht hätte. 

Verbraucherschützer erfreut über Urteil

Die Verbraucherzentrale Hessen äußerte sich erfreut über die Entscheidung. Die Leiterin der Fachgruppe Rechtsdurchsetzung, Kerstin Wolf, sprach von einem großen Erfolg. Allerdings sei das Urteil noch nicht rechtskräftig. Sollte Stromio keine Rechtsmittel einlegen, hätten die Verbraucher sechs Monate Zeit, ihre Ansprüche durchzusetzen. Betroffene bekämen dann aber nicht sofort den Schaden ausgezahlt, betonte sie. Ersatzansprüche müssten erst separat geltend gemacht werden.

Realisiert haben das Projekt die Stadtwerke Leipzig, der kommunale Energieversorger der sächsischen Großstadt, gemeinsam mit dem Technologieunternehmen Ritter XL Solar aus Dettenhausen in Baden-Württemberg. Mit dem neuen solaren Heizkraftwerk wollen die Stadtwerke den Anteil erneuerbarer Energien an der Fernwärmeversorgung erhöhen und den Ausstoß von Treibhausgasen senken.

Sachsens Wirtschaftsminister Dirk Panter (SPD) wertete die Anlage als wichtigen Schritt für die Transformation der Wärmeversorgung. Anlässlich der Eröffnung erklärte der SPD-Politiker, das Projekt verbinde Versorgungssicherheit und Klimaschutz. Leipzig setze mit dem Ausbau der Fernwärme, der Nutzung industrieller Abwärme und dem Einsatz von Solarthermie Akzente, die bundesweit Beachtung fänden.

Fossile Brennstoffe einsparen

Die Anlage im Stadtteil Lausen-Grünau ist Teil des städtischen Fernwärme-Transformationsplans. Dank optimaler Rahmenbedingungen für Netzanschlüsse an der Fernwärmetransportleitung und der unmittelbaren Nähe zum Umspannwerk sowie dem Gelände des BHKW Leipzig West, war die Errichtung der Anlage auf dem etwa 14 Hektar großen Feld besonders geeignet.
 
Dies ermögliche, den Einsatz fossiler Rohstoffe bei der Fernwärmeversorgung zu reduzieren und so die Emission von Treibhausgasen zu minimieren. „Solarthermie ist eine der effizientesten erneuerbaren Wärmequellen. Pro Hektar kann so dreimal mehr Energie genutzt werden als bei Photovoltaik und sogar 30 bis 45 Mal mehr als bei Biomasse“, erläuterte der Projektleiter Erzeugungsanlagen der SWL, Erik Jelinek.

Mehr Potenzial in ganz Deutschland

Nach Angaben des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW-Solar) zeigt das Leipziger Vorhaben, dass Solarthermie inzwischen auch im großen Maßstab zur Versorgung von Städten eingesetzt werden kann. „Die Inbetriebnahme der größten Solarthermieanlage Deutschlands ist ein starkes Signal für die Wärmewende“, erklärte BSW-Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig. Das Projekt verdeutliche, dass erneuerbare Wärme bereits heute im Kraftwerksmaßstab zur Verfügung stehe.

Der BSW-Solar sieht in dem Leipziger Projekt zugleich ein Beispiel für andere Städte und Gemeinden. Nach Angaben des Verbands sind derzeit rund 60 Solarthermie-Freiflächenanlagen in Deutschland in Betrieb. Angesichts von rund 3.800 Wärmenetzen bundesweit bestehe jedoch weiterhin erhebliches Ausbaupotenzial.

Laut Berechnungen des Beratungsunternehmens Prognos AG könnte netzgebundene Solarthermie in Deutschland künftig jährlich rund 4,5 Milliarden kWh erneuerbare Wärme bereitstellen. Vor diesem Hintergrund gewinnt die Technologie nach Einschätzung der Branche für die Dekarbonisierung kommunaler Wärmenetze zunehmend an Bedeutung.

Die Inbetriebnahme der Leipziger Anlage erfolgt in einer Phase, in der viele Kommunen ihre Wärmeversorgung neu ausrichten. Im Zuge der kommunalen Wärmeplanung prüfen Städte und Gemeinden verstärkt, welche erneuerbaren Energiequellen sich für ihre Wärmenetze eignen. Neben Großwärmepumpen, Geothermie und der Nutzung von Abwärme zählt dazu auch die Solarthermie.

Grundlage für die Entwicklung waren Erfahrungen aus einem Pilotprojekt mit dem Speicherentwickler Eco Stor im schleswig-holsteinischen Bollingstedt.

Nach Angaben von Eon reagiert das Unternehmen damit auf die stark wachsende Nachfrage nach Netzanschlüssen für Batteriespeicher. Während bereits Anschlussleistungen von rund 25.000 MW zugesagt worden seien, lägen weitere Anfragen mit einer Leistung von mehr als 500.000 MW vor. Dies entspreche etwa dem Sechsfachen der heutigen deutschen Spitzenlast.

Der neue Vertragsstandard sieht vor, den Betrieb von Batteriespeichern stärker an den tatsächlichen Netzbedingungen auszurichten. In Zeiten hoher Netzauslastung können Einspeise- oder Bezugsleistungen zeitweise reduziert werden. Bei geringer Netzbelastung sollen Speicher dagegen freie Kapazitäten nutzen. Dadurch könnten auch Standorte erschlossen werden, an denen ein herkömmlicher Netzanschluss kurzfristig nicht oder nur nach umfangreichen Netzausbaumaßnahmen möglich wäre.

Ausrichtung an den tatsächlichen Netzbedingungen

Thomas König, Netzvorstand von Eon, erklärte, mit den flexiblen Anschlussverträgen solle ihre Integration in die Verteilnetze beschleunigt werden, ohne die Netzsicherheit zu beeinträchtigen.

An der Entwicklung der FCA waren nach Unternehmensangaben auch Vertreter der Speicherbranche beteiligt. Erste Anwendungen wurden im Rahmen mehrerer Pilotprojekte getestet. Dazu gehörte der Batteriespeicher in Bollingstedt mit 103 MW Leistung und 239 MWh Kapazität. Gemeinsam mit Eco Stor seien dort die Vertragsbedingungen erprobt und weiterentwickelt worden.

Georg Gallmetzer, Geschäftsführer von Eco Stor und Vorstandsmitglied des Bundesverbands Energiespeicher (BVES), erklärte, standardisierte Anschlussmodelle könnten sowohl für Projektentwickler als auch für Netzbetreiber mehr Planungssicherheit schaffen.

Eon verweist darauf, dass flexible Netzanschlussverträge den notwendigen Netzausbau nicht ersetzen können. Vielmehr seien sie als Ergänzung zu Investitionen in die Infrastruktur gedacht. Um die fortschreitende Elektrifizierung sowie den Ausbau erneuerbarer Energien zu ermöglichen, seien weiterhin Netzverstärkungen und eine stärkere Digitalisierung erforderlich.

Künftig plant Eon nach eigenen Angaben, flexible Anschlussmodelle auch für weitere Anwendungsfälle einzusetzen. Dazu zählen Batteriespeicher in Kombination mit erneuerbaren Erzeugungsanlagen, Biogasanlagen sowie verschiedene Kombinationen erneuerbarer Energieträger. Ziel sei ein einheitlicher Rahmen für Netzanschlüsse in den Eon-Verteilnetzen.

Nach Angaben der Projektpartner entstand der Fahrplan innerhalb der vergangenen zwei Jahre. Er umfasst Maßnahmen zur Verringerung des Energiebezugs, zur Umstellung von Produktionsprozessen sowie Investitionen in neue Energieanlagen. Langfristig sollen die Emissionen um bis zu 82 Prozent beziehungsweise rund 960 Tonnen CO2 pro Jahr sinken. 

Kern des Konzepts ist die Elektrifizierung der thermischen Prozesse. Vorgesehen ist ein elektrisch betriebener Dampfkessel mit einer Leistung von 2 MW. Ergänzend planen die Beteiligten einen Batteriespeicher mit 5 MW Leistung und 10 MWh Kapazität. Die Anlagen sollen Strom aus einer bereits errichteten Freiflächen-Photovoltaikanlage mit 5 MW Leistung sowie aus geplanten Windenergieanlagen aufnehmen und zeitversetzt für die Dampferzeugung und weitere Produktionsprozesse bereitstellen. Für die Anlagenkomponenten wurden Förderanträge gestellt. 

Ergänzend zur regenerativen Energieerzeugung setzt die Brauerei zudem auf eine ökologische Aufwertung der Flächen: Gemeinsam mit dem Naturpark Altmühltal wurde innerhalb der Photovoltaik-Freiflächenanlage eine Biodiversitätskulisse
geschaffen, die Lebensräume für heimische Tier- und Pflanzenarten bieten soll.

Energiemanagement soll Erzeugung und Verbrauch abstimmen

Für die Steuerung der künftigen Energieinfrastruktur plant die Brauerei die Einführung einer Energiemanagementsoftware. Das System soll Eigenerzeugung, Speicher und Verbrauch miteinander verknüpfen und die Betriebsführung auf Basis von Echtzeitdaten unterstützen. Nach Angaben der Projektpartner sollen dabei Wetterdaten und Strompreise in die Steuerung einfließen. Ziel ist es, die Eigenversorgung zu erhöhen und die Produktionsprozesse an die verfügbare Stromerzeugung anzupassen.

Ein weiterer Baustein betrifft die Nutzung der vorhandenen Netzanschlusskapazitäten. Gemeinsam mit dem Energieversorger N-Ergie und dem IfE entwickelte die Brauerei ein Konzept für das Einspeisemanagement im Redispatch.

Demnach soll der vor Ort genutzte Stromverbrauch durch Nicht-Beanspruchbarkeitsmeldungen von Eingriffen im Redispatch ausgenommen werden. Bei Netzengpässen würde damit nur der tatsächlich eingespeiste Strom reduziert, während der Eigenverbrauch aus den eigenen Erzeugungsanlagen weiter möglich bleibt. Die Projektpartner sehen darin eine Möglichkeit, die Versorgung der Produktion abzusichern und gleichzeitig die Nutzung der bestehenden Netzinfrastruktur zu verbessern.

Netzwerk für weitere Unternehmen geplant

„In Summe können wir 960 Tonnen CO2 pro Jahr einsparen, dies entspricht rund 82 Prozent der Emissionen: Dieses ehrgeizige Ziel werden wir konsequent weiterverfolgen und sind stolz, den Meilenstein von 40 Prozent sogar schon bis Ende des Jahrzehnts erreichen zu können“, sagt Michael Gutmann, Inhaber der Brauerei.

Die Zusammenarbeit zwischen der Brauerei und dem Institut für Energietechnik besteht nach Angaben der Beteiligten seit 27 Jahren. Das aktuelle Vorhaben ist Teil eines Energieeffizienznetzwerks, in dem Unternehmen gemeinsame Maßnahmen zur Senkung von Energieverbrauch und Emissionen entwickeln.

Auf Basis der bisherigen Erfahrungen soll nun ein weiteres Netzwerk gegründet werden. Neben Brauereien sollen sich auch Unternehmen aus der Lebensmittelindustrie beteiligen. Die Initiative knüpft an die bundesweite „Initiative Energieeffizienz- und Klimaschutz-Netzwerke“ (IEEKN) sowie an die bayerische Förderinitiative „BEEN-i“ an.

„Dieses Projekt steht in mehrfacher Hinsicht exemplarisch für eine erfolgreiche Energiewende. Durch die pragmatische und vertrauensvolle Zusammenarbeit eines mittelständischen Unternehmens, eines Energieversorgers und der Wissenschaft können passgenaue, versorgungssichere, resiliente und wirtschaftliche Energielösungen entwickelt werden, die dem Klimaschutz dienen. Der entsprechende Wissenstransfer wird über ein Energieeffizienznetzwerk sichergestellt“, sagte Professor Markus Brautsch vom IfE.

Für N-Ergie dient das Projekt zugleich als Beispiel für die Herausforderungen der industriellen Transformation. Der Energieversorger begleitet die Brauerei nach eigenen Angaben seit Herbst 2025 bei Fragen zu Netzanschluss, Eigenverbrauch und Messkonzepten.

„Der Erfolg der Energiewende hängt nicht mehr davon ab, wie schnell neue Wind- und Solaranlagen gebaut werden. Entscheidend ist, wie gut Erzeugung, Infrastruktur und Nutzung zusammenspielen – und ob Lösungen im Alltag funktionieren“, sagte CEO Marc Wallraff bei der Vorstellung der Geschäftszahlen für das vergangene Jahr. 

Im Geschäftsjahr vom 1. April 2025 bis 31. März 2026 erzielte die Lichtblick-Gruppe demnach einen Umsatz von 1,36 Milliarden Euro. Im Vorjahr lag der Wert bei 1,54 Milliarden Euro. Das Ebitda sank von 67,8 Millionen auf 48,7 Millionen Euro. Der Energieabsatz erreichte 6,1 Milliarden kWh und damit weniger als im Vorjahreszeitraum mit 6,4 Milliarden kWh. Die Zahl der Kundenverträge lag bei rund einer Million und damit ähnlich hoch wie im Vorjahr.

Fokus auf Speicher und eigene Erzeugung

Mit den geplanten Investitionen will Lichtblick die Wertschöpfung über eigene Infrastruktur ausbauen. Dazu gehören Speicherprojekte, Photovoltaikanlagen und deren Vermarktung. Nach Angaben des Unternehmens gingen im vergangenen Geschäftsjahr drei neue Solarparks in Betrieb. Gleichzeitig startete der Bau des ersten eigenen Großbatteriespeichers. Derzeit realisiert Lichtblick insgesamt sechs weitere Photovoltaikprojekte. Die installierte Leistung der eigenen Anlagen liegt aktuell bei 31 MW. Bis März 2027 soll sie auf 150 MW steigen. 

Im Bereich E-Mobilität hat Lichtblick nach eigenen Angaben zehn Schnellladeparks errichtet. Bis März 2027 sollen weitere 58 Quick-Charge-Standorte hinzukommen. Das Unternehmen baut damit sein eigenes Schnellladenetz deutlich aus.

An ausgewählten Standorten nutzt Lichtblick zudem das Durchleitungsmodell im Regelbetrieb. Dienstwagenfahrende können dabei ihren Unternehmensstromtarif auch an Ladepunkten anderer Betreiber einsetzen. Das Unternehmen plant, dieses Angebot künftig auf weitere Nutzergruppen auszuweiten. 

Zudem steigt Lichtblick in das Geschäft mit Ladeinfrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge ein (wir berichteten). Gemeinsam mit Partnern erhielt das Unternehmen den Zuschlag für 14 öffentliche Standorte in Baden-Württemberg. Dort soll in den kommenden zwei Jahren Ladeinfrastruktur für E-Lkw entstehen. Lichtblick übernimmt dabei unter anderem den kommerziellen Betrieb der Anlagen.

Integrierte Energielösungen im Fokus

Parallel zum Ausbau der Infrastruktur entwickelt das Unternehmen sein Angebot für Privat- und Gewerbekunden weiter. Im vergangenen Geschäftsjahr überarbeitete Lichtblick den dynamischen Stromtarif und erneuerte die eigene App. Gemeinsam mit Partnern arbeitet man zudem an der Verknüpfung von Stromversorgung und Wärmeanwendungen im Eigenheim. Nach Angaben von Lichtblick verschiebt sich der Schwerpunkt zunehmend von einzelnen Produkten hin zu integrierten Energielösungen. Ziel sei es, verschiedene Anwendungen und Verbrauchsbereiche miteinander zu verknüpfen.

Auch im Geschäftskundenbereich werden neue Projekte gemeldet. Dazu zählen Direktlieferverträge für Strom aus erneuerbaren Energien mit Industrieunternehmen sowie der Einsatz granularer Herkunftsnachweise. Zudem installierte Lichtblick nach eigenen Angaben eine Photovoltaikanlage auf dem Dach des Millerntorstadions in Hamburg.

Lichtblick wurde 1998 gegründet und gehört zur Eneco Group. Das Unternehmen beschäftigt rund 700 Mitarbeitende und versorgt nach eigenen Angaben etwa zwei Millionen Menschen in Haushalten und Betrieben mit Angeboten für Energie, Wärme und Mobilität.

Der Münchner Anbieter digitaler Energiedienstleistungen Octopus Energy kombiniert einen Stromtarif, einen Batteriespeicher, einen neuen Wechselrichter sowie eine Vermarktungsstrategie für Solarstrom zu einem Gesamtangebot. Im Mittelpunkt soll dabei nicht allein die Maximierung des Eigenverbrauchs stehen. Eine Software soll auch den optimalen Einsatz von Eigenverbrauch, Einspeisung und Netzstrombezug steuern.

Eine reine Eigenverbrauchsoptimierung reicht nach Angaben des Münchner Unternehmens häufig nicht aus, um den wirtschaftlichen Betrieb älterer PV-Anlagen langfristig sicherzustellen. Das Unternehmen setzt deshalb auf die Kombination aus Batteriespeicher, Strommarktoptimierung und einer festen Vergütungskomponente für eingespeisten Strom.

Die eingesetzte Technologie analysiert Wetterdaten, Verbrauchsprofile und Börsenpreise. Überschüssiger Solarstrom soll gezielt dann vermarktet werden, wenn die Preise hoch sind. Umgekehrt kann der Speicher in Phasen niedriger Börsenpreise zusätzlich mit Netzstrom geladen werden. Das Unternehmen übernimmt dabei nach eigenen Angaben die Vermarktung und das Marktpreisrisiko.

Speicher und Strommarkt im Zusammenspiel

Für Energieversorger ist der Ansatz vor allem deshalb interessant, weil er die Rolle von Batteriespeichern erweitert. Viele bisherige Angebote konzentrieren sich auf die Erhöhung des Eigenverbrauchs. Octopus verfolgt dagegen ein Modell, das Speicher als Flexibilitätsinstrument für den Strommarkt nutzt.

Laut dem Unternehmen erhalten Kunden eine feste jährliche Pauschale für eingespeisten Strom, die sich an der installierten Leistung der PV-Anlage orientiert. Gleichzeitig zahlen sie einen festen Arbeitspreis für den verbleibenden Strombezug aus dem Netz. Das soll für mehr Planbarkeit sorgen und die Abhängigkeit von schwankenden Marktpreisen reduzieren.

Octopus richtet das Angebot sowohl an Betreiber ausgeförderter Anlagen als auch an Neukunden. Nach Angaben des Unternehmens können die jährlichen Einsparungen gegenüber einem klassischen Strombezug je nach Anlagengröße, Speicherkapazität und Verbrauchsprofil mehr als 1.000 Euro betragen. Als zusätzliche Einflussfaktoren nennen die Münchner Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge.

Ziel ist die Entwicklung neuer digitaler Energiedienstleistungen und KI-basierter Anwendungen für Privat- und Gewerbekunden, wie das Unternehmen mitteilt. Eine zentrale Rolle spielt danach Moritz Hubel, bisher Geschäftsführer von Enpal Energy. Er übernimmt die Verantwortung für die Technologie-Strategie und führt das rund 350-köpfige Tech-Team. Zu seinen Aufgaben gehört vor allem der Ausbau KI-gestützter Softwarelösungen für die Steuerung dezentraler Energiesysteme.

Neu geschaffen wurde zudem die Position des Chief Growth Officer. Den übernimmt Benjamin Hannemann-Zagel, der künftig die gruppenweiten Marketingaktivitäten verantwortet. Als Chief Commercial Officer verstärkt Lukas Pauly, bislang Leiter des Partnervertriebs, die Vertriebsorganisation um Chief Sales Officer Stephan Rink. Marketing und Vertrieb sollen dadurch enger verzahnt werden.

Auch operativ setzt Enpal auf eine neue Struktur. Simon Harske, bislang Leiter der Wärmepumpensparte, wurde zum Chief Operations Officer berufen. Er verantwortet künftig eine eigenständige Operations-as-a-Service-Einheit, über die Enpal seine Planungs-, Installations- und Servicekompetenzen auch anderen Marktteilnehmern zur Verfügung stellen will.

Die organisatorische Neuaufstellung begleitet eine weiterhin positive Geschäftsentwicklung. Nach vorläufigen Zahlen erwartet Enpal für das erste Halbjahr 2026 einen Umsatz von mehr als 600 Millionen Euro und damit ein Plus von 15 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum.

Das Jahresergebnis nach Steuern, Zinsen und Abschreibung wird mit 2,8 Millionen Euro ausgewiesen (Vorjahr 2,4 Millionen Euro). Bei der Hauptversammlung soll eine Dividende von 6 Cent je Aktie vorschlagen werden.

Mit dem guten Jahresabschluss erhofft sich Solarcomplex Rückenwind für die noch laufende Ausgabe von Genussschein-Kapital. „Von den fünf Millionen Euro, die wir seit November 2025 anbieten, sind gut drei Millionen Euro gezeichnet. Den Rest wollen wir bis November 2026 einwerben, solange ist der Bafin-geprüfte Prospekt gültig. Unser Unternehmen befindet sich in einer dynamischen Entwicklung, die Projektpipeline ist voll und frisches Kapital wird umgehend investiert“, erklärte dazu Solarcomplex-Vorstand Bene Müller.

Konkret lockt „EnBW mobility+“ mit einer virtuellen Gutschrift von zwei Punkten je geladener kWh. Das entspricht einem Gegenwert von 2 Cent. Einzige Bedingungen der Karlsruher sind eine Registrierung über die firmeneigene Lade-App und die Auswahl eines Ladetarifes.

Der Konzern aus dem Ländle teilt mit, er werde die Punkte dann bei jedem Ladevorgang an einer EnBW-Ladestation automatisch auf einem Guthabenkonto speichern. Sind 500 Punkte erreicht, was einem Wert von 5 Euro entspricht, lässt das Guthaben sich mit dem nächsten Laden verrechnen.

EnBW reklamiert für sich, einer der ersten Anbieter eines Treueprogramms beim E-Laden zu sein. Es habe laut Lars Jacobs, CCO E-Mobility, vor der Einführung eine Testphase mit etwa 5.000 Nutzenden gegeben. Feinheiten bei den Gutschriften behält das Unternehmen sich vor. So solle es etwa mehr Punkte je kWh zu gewissen Zeiten oder an bestimmten Ladestandorten geben. EnBW verfügt nach eigenen Angaben mit über 8.000 Schnellladepunkten über das größte Schnellladenetz Deutschlands.

Die Möglichkeit, Genussanteile zu zeichnen, besteht laut Mitteilung der Stadtwerke ab dem 23. Juni. 1.000 Euro sind mindestens anzulegen, weitere Beträge sind in 1.000-Euro-Schritten bis zu einer Maximalsumme von 25.000 Euro möglich. Das Geld verbleibt mindestens 5 Jahre beim Versorger, längere Laufzeiten sind möglich. Wer Gas oder Strom von den SWN bezieht, erhält 4 Prozent Zinsen pro Jahr. Für alle anderen Interessierten gibt es 3,5 Prozent.

Das Emissionsvolumen von 3,15 Millionen Euro macht ungefähr 40 Prozent der gesamten Investitionskosten aus. Für die beiden Solaranlagen in den Landkreis-Gemeinden Deining und Velburg sind 7,9 Millionen Euro veranschlagt. Die Parks sind weitgehend fertiggestellt und sollen im August 2026 ans Netz gehen. Sie verfügen über eine Kapazität von rund 11 MW (Deining) und 4,2 MW (Velburg).

Die Stadtwerke Neumarkt sind ein kommunales Unternehmen und der regionale Versorger für den Landkreis Neumarkt in den Bereichen Strom, Erdgas, Wasser und Fernwärme. Laut Geschäftsführer Dominique Kinzkofer will der Versorger die Energie nicht nur für die Region entwickeln, „sondern gemeinsam mit ihr“. Weitere Beteiligungsmöglichkeiten sollen unter der Dachmarke „Mehrwert Neumarkt“ folgen.

Datagroup kümmert sich künftig um die Bereitstellung, Installation und den Support der gesamten IT-Infrastruktur im Raum Potsdam. Konkret geht es um Desktop-PCs, Notebooks, Monitore, Drucker und Tablets. Hinzu kommt ein ticketbasiertes Supportsystem. Es ist laut dem Dienstleister direkt in die Strukturen der Stadtwerke integriert. Das Ziel: Eine hohe Verfügbarkeit der IT-Umgebung. Die Stadtwerke sollen sich auf ihr Kerngeschäft konzentrieren können.

Für Datagroup-Chef Andreas Baresel ist der Vertrag eine Bestätigung der Firmenstrategie. Diese setzt auf modulare und standardisierte Managed Services. „IT-Arbeitsplätze dürfen heute kein Engpass mehr sein“, sagte Baresel. Michael Meissner, IT-Chef der Stadtwerke, betonte, man habe sich bewusst für einen Partner entschieden, der Flexibilität und Umsetzungskompetenz mitbringe.

 
Die mit Abstand meiste Energie laden E-Autofahrer im Durchschnitt an High-Power-Charging (ultraschnelles Laden) Ladesäulen. So lag die durchschnittlich täglich geladene Energie je Ladepunkt an Ladestationen für den Fernverkehr im März 2026 bei etwa 117 kWh. Bei den Normalladepunkten waren es nur etwa 4 kWh.

Die Ölpreise gaben ungeachtet dessen deutlicher nach. Auch Gas und Kohle verbilligten sich weiter. CO2 zeigte sich hingegen mit Aufschlägen und damit, wie häufig, mit einer gegenläufigen Entwicklung zu den fossilen Energieträgern. Strom präsentierte sich tendenziell etwas fester.

Strom: Tendenziell etwas fester hat sich der deutsche Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead gab allerdings deutlich nach. Die Grundlast fiel um 31,75 auf 108,50 Euro je Megawattstunde, die Spitzenlast sank um 12,50 auf 74,00 Euro. An der Börse kostete der Base 108,18 Euro, der Peak 73,69 Euro.

Ursächlich für den Preisrückgang von Donnerstag auf Freitag ist die geringere Last von 52,4 Gigawatt, die am Freitag anfallen soll. Für den Berichtstag hatte MBI-Research eine Last von 53,5 Gigawatt ermittelt. Zudem hat die Erwartung einer Windflaute am Donnerstagabend zu einem hohen Day-ahead für den genannten Tag beigetragen. Dagegen zeigten sich bei den Einspeisemengen von Wind und Solar nur geringe Veränderungen. Für den Donnerstag ging Eurowind von 22,6 Gigawatt aus, am Freitag sollen 21,0 Gigawatt anfallen. Auch für die Tage danach werden Beiträge der Erneuerbaren in ähnlicher Höhe erwartet.

Am langen Ende zeigte sich das Strom-Frontjahr mit 92,24 Euro unverändert gegenüber dem Vortag.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag etwas zugelegt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.37 Uhr um 0,73 auf 80,51 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 10,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 80,69 Euro, das Tief bei 79,53 Euro. CO2 reagierte mit den Zugewinnen auf weitere Abgaben bei Öl, Gas und Kohle. Händler bezeichnen die Aussichten am CO2-Markt übergeordnet als tendenziell neutral. Den CO2-Bullen sei es trotz der niedrigeren Primärenergiepreise bisher nicht gelungen, den markanten Widerstand von 80 Euro nachhaltig zu durchbrechen.

Erdgas: Etwas ermäßigt haben sich die Erdgaspreise am Donnerstag gezeigt. Am TTF verlor der Frontmonat Juli bis gegen 13.30 Uhr 0,270 auf 41,250 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 1,000 auf 40,800 Euro. Händler führten die Abgaben auf die Unterzeichnung des Rahmenabkommens zum Irankrieg durch US-Präsident Trump in Versailles zurück. Aus dem iranischen Außenministerium hieß es, auch der iranische Präsident Massoud Pezeshkian habe seine Unterschrift unter das Dokument gesetzt. Es habe sich um eine elektronische Unterschrift gehandelt; eine Unterzeichnungszeremonie habe „nicht wirklich einen Platz“.

Zudem scheinen sich die Speicherstände beschleunigt zu erhöhen. So beträgt die Kapazitätsauslastung der EU-Speicher aktuell 45,3 Prozent. Das entspricht auf Monatssicht einer Zunahme um 9 Prozentpunkte. Laut dem Netzbetreiber Gassco beläuft sich der Gasexport Norwegens nach Europa am Berichtstag auf mäßige 302,3 Millionen Kubikmeter.