Das Planfeststellungsverfahren war seit 2012 gelaufen, also etwa 13 Jahre lang. Voraussichtlich Anfang Oktober beginnt der Verbund nun auf österreichischem Staatsgebiet mit gewässerökologischem Vorarbeiten für den Bau des Speichersees Riedl, teilte der Verbund mit. Dieser hat ein Volumen von rund 4,2 Millionen Kubikmetern und liegt etwa 330 Meter über der Donau, die dem Kraftwerk als Unterbecken dient. 

Vorgesehen ist, das Pumpspeicherkraftwerk bis 2030 fertigzustellen. Die dort jährlich erzeugten rund 3,5 Millionen kWh werden zu je 50 Prozent in Deutschland und in Österreich genutzt. 

1,7 Milliarden Euro für Wasserkraft in Bayern 

Insgesamt verfügt der Verbund in Bayern sowie an der Grenze zwischen Bayern und Österreich über 22 Laufwasserkraftwerke. Sie haben eine Gesamtleistung von etwa 1.040 MW und können Strom für rund 1,8 Millionen Haushalte erzeugen. 

Laut Verbund-Generaldirektor Michael Strugl plant sein Unternehmen, bis 2030 etwa 1,7 Milliarden Euro in Wasserkraftprojekte in Bayern zu investieren.

Die Analyse entwirft drei mögliche Entwicklungspfade für die kommenden Jahrzehnte:

• Im Szenario „Surge“ ermöglichen künstliche Intelligenz und wirtschaftliche Expansion ein rasches Produktivitätswachstum. Der Energieverbrauch steigt, und dezentrale Systeme gewinnen an Dynamik.
• Das Szenario „Archipelagos“ zeichnet dagegen das Bild nationaler Interessen und geopolitischer Spannungen. Die Energiewende verlangsamt sich, Versorgungssicherheit rückt in den Vordergrund.
• Das ambitionierteste Modell, „Horizon“, setzt auf globale Zusammenarbeit und politische Entschlossenheit, das Netto-Null-Ziel bis 2050 zu erreichen und die Erderwärmung auf 1,5 Grad zu begrenzen.

In allen drei Szenarien kommt der Elektrifizierung eine zentrale Rolle zu, um das globale Klimaziel zu erreichen. Während die Stromnachfrage im Archipelagos-Szenario alle zehn Jahre um fünf Prozentpunkte des Anteils am Endenergiemarkt wächst, sind es in den beiden anderen Szenarien jeweils zehn Prozentpunkte.

Vier Trends für die Industrie

Für Unternehmen in Europa leitet Shell daraus vier entscheidende Trends ab. Erdgas – beziehungsweise LNG – und Biomethan bleiben kurzfristig unverzichtbar, um den Energiebedarf zu decken, auch in einem Energiesystem, das immer stärker auf erneuerbare Energien setzt. Das gilt laut Shell vor allem für energieintensive Industrien.

In allen drei Szenarien steigt die Nachfrage nach LNG in naher Zukunft deutlich an, im Surge-Szenario bis zu den 2040er Jahren auf 700 Millionen Tonnen jährlich. Erdgas soll zudem die volatilen Einspeiser Sonne und Wind im Energiesystem stützen und für mehr Resilienz sorgen. Biomethan findet als lokal verfügbare, klimafreundliche Quelle zunehmend Beachtung.

Ein weiterer Trend ist die Abkehr von bisher stark zentralisierten Energiesystemen hin zu dezentralisierten Einheiten. Im Szenario Surge verdrängen modulare Systeme die bisherigen großen fossilen Infrastrukturen. Dezentrale erneuerbare Erzeugung, ergänzt um Batteriespeicher im skalierten Maßstab, ermöglicht flexiblere Systeme und macht Unternehmen unabhängiger.

Ausgehend von weiterer Digitalisierung und zunehmend wichtiger werdenden Technologien wie KI erwartet Shell, dass sich der weltweite Energiebedarf bis 2050 um 25 Prozent erhöhen wird, während die CO2-Emissionen innerhalb der nächsten Dekade ihren Peak erreichen.

KI dürfte die Energienachfrage zusätzlich ankurbeln, zugleich aber durch Prognosen und optimiertes Management zur Emissionsminderung beitragen. In allen drei Szenarien wirkt Künstliche Intelligenz laut Shell als Hebel für Industrieunternehmen, die Energiekosten zu senken und effizienter zu werden.

Eine gewichtige Rolle kommt künftig – so der vierte Trend der Studie – Speichersystemen und Eigenerzeugung zu. Die installierte Batteriespeicherkapazität könnte laut Analyse bis 2040 um ein Vielfaches steigen, was die Flexibilität und Netzstabilität erhöhen würde. Durch den Aufbau eigener erneuerbarer Anlagen in Kombination mit Batteriespeichern sichern sich Unternehmen mehr Autonomie über ihre Energieversorgung.

Das führt zu größerer Resilienz gegenüber Versorgungs- und Preisschwankungen und unterstützt zugleich die Senkung von CO2-Emissionen auf dem Weg zum Netto-Null-Ziel.

Der komplette Bericht „The 2025 Energy Security Scenarios: Energy and Artificial Intelligence“ kann auf der Shell-Webseite nachgelesen werden.

Öffentlich zugängliche Ladepunkte für Elektrofahrzeuge müssen technische Mindestanforderungen einhalten. Um die Einhaltung dieser Anforderungen gemäß der Ladesäulenverordnung (LSV) überprüfen zu können, sind die Betreiber zur Anzeige ihrer öffentlich zugänglichen Ladeinfrastruktur bei der Bundesnetzagentur verpflichtet. 
Diese veröffentlicht sie in einer Liste auf Ihrer Webseite.

Aktuell sind demnach gleichzeitig insgesamt 7.000 MW Ladeleistung verfügbar, so die Behörde. Das Ladesäulenregister hat das Ziel, der Öffentlichkeit valide Daten und Informationen zur öffentlichen Ladeinfrastruktur zur Verfügung zu stellen. Andere Behörden, Forschungseinrichtungen und Stakeholder nutzen diese Daten, um auch die Entwicklung der Ladeinfrastruktur zu überwachen und zu planen.
  
Die interaktive Ladesäulenkarte steht im Internet bereit.

Gleichzeitig wächst die internationale Konkurrenz. Die USA haben mit dem Inflation Reduction Act ein Investitionsklima geschaffen, das Kapital in Milliardenhöhe anzieht. China sichert sich durch Subventionen und Marktschließung den dominanten Platz in der Wertschöpfungskette – von Solarmodulen über Batterien bis hin zu Elektrolyseuren. Indien nutzt niedrige Produktionskosten, um ebenfalls globales Gewicht aufzubauen. Europa dagegen verliert an Tempo: zu viel Regulierung, zu wenig Markt, zu wenig strategische Industriepolitik.

Die Botschaft für COP30 muss daher klar sein: Europa darf nicht länger nur Regulierer sein, sondern muss zum Gestalter werden. Die Grundlage dafür liegt eigentlich vor uns. Mit dem Net-Zero Industry Act, der Wasserstoffbank und dem European Hydrogen Backbone gibt es Instrumente, die einen klimaneutralen Binnenmarkt möglich machen könnten. Doch sie greifen nicht, solange Investoren durch bürokratische Hürden und widersprüchliche Regeln blockiert werden.

Gerade Wasserstoff zeigt exemplarisch, worum es geht. Ohne ihn sind die Klimaziele schlicht nicht erreichbar: Stahl, Chemie, Schwerlastverkehr, Schifffahrt und Luftfahrt benötigen große Mengen an klimaneutralen Molekülen. Europa hat dafür die Technologieführerschaft – neun der 15 weltweit führenden Elektrolyseurhersteller sitzen hier. Doch statt zu skalieren, verlieren wir Marktanteile. Grund: Preiswettbewerb aus Asien, fehlende Resilienz-Kriterien bei Ausschreibungen und ein zu enger regulatorischer Rahmen für erneuerbaren Wasserstoff.

Was heißt das für COP30? Europa muss drei Botschaften aussenden:

• Erstens: Wir stehen zu unseren Klimazielen, aber wir brauchen realistische Pfade. Technologieoffenheit, inklusive Low-Carbon-Hydrogen und Carbon-Removal-Lösungen, darf kein Tabu sein. Wer nur auf eine Option setzt, verliert.
• Zweitens: Wir wollen faire Märkte. Das bedeutet: Resilienz-Kriterien in allen EU-Ausschreibungen, damit europäische Wertschöpfung gesichert bleibt, und zugleich eine klare industriepolitische Flankierung. Nur so kann Europa unabhängig bleiben – nicht autark, aber diversifiziert.
• Drittens: Wir bieten Partnerschaften an. Europa muss Brücken bauen: zu den USA trotz Handelsstreit, zu Afrika und Lateinamerika für erneuerbare Energien, zu Asien für Technologiekooperation. Klimapolitik gelingt nur global – und Europa muss vom Regelsetzer zum Partner werden.

Die eigentliche Frage für COP30 lautet also: Kommt Europa als Vorreiter oder als Bremser? Wir haben alle Werkzeuge in der Hand. Entscheidend ist, ob wir sie jetzt nutzen – und endlich den Mut haben, Industriepolitik und Klimaschutz zusammenzudenken. Wasserstoff ist dabei nicht nur eine Technologie, sondern die Chance, den Green Deal neu aufzustellen – als strategisches Projekt für Wohlstand, Wettbewerbsfähigkeit und Klimaschutz zugleich.

* Jorgo Chatzimarkakis ist CEO von Hydrogen Europe, dem europäischen Branchenverband für Wasserstoff mit Sitz in Brüssel (Belgien).
 

 
Die Statistik verdeutlicht, dass in den vergangenen Monaten neben den fossilen Energieträgern wie Erdgas und Kohle inzwischen insbesondere die erneuerbaren Energien zentraler Bestandteil der deutschen Stromerzeugung und -versorgung sind. Trotz Schwankungen hat unter anderem der Anteil der Nettostromerzeugung aus dem Energieträger Wind im dargestellten Zeitraum zugenommen und betrug im August 2025 rund 22,3 Prozent.

Zur Eröffnung des Parks kamen Joschka Knuth, Schleswig-Holsteins Energie-Staatssekretär und Lisa Hebenstreit, Geschäftsführerin Netztechnik von Schleswig-Holstein Netz. Die Fläche wird laut Enerparc zugleich nachhaltig ökologisch entwickelt. Zwischen den Modulreihen weiden Schafe und der Boden kann über die kommenden Jahrzehnte renaturieren.

Direktstrom fürs Gewerbegebiet

Eine weitere Besonderheit des Projekts ist die Versorgung der Kundenanlage des GPC Gewerbeparks über eine Direct-Wire-Verbindung. 4,5 MW gehen so direkt an die Carstensen GmbH, die als privater Netzbetreiber ansässige Gewerbebetriebe mit Solarstrom. Erste Unternehmen haben bereits Stromabnahmeverträge unterzeichnet. Ein weiterer Betrieb überlegt sogar, seinen Firmensitz dorthin zu verlegen, so Enerparc.

Joschka Knuth erläuterte: „Wir wollen bis 2040 das erste klimaneutrale Industrieland werden.“ Das gelinge nur mit mutigen Unternehmen, die die Energiewende auch Realität werden lassen. „Der Solarpark Eggebek und sein Umfeld wirken als Magneten für weitere Entwicklungen und strahlen weiter über Eggebek hinaus Zukunft aus“, so der Staatssekretär.

Batteriespeicher für den Nachtstrom

Der außerhalb der Kundenanlage Carstensens erzeugte Solarstrom fließt in das öffentliche Netz über das Umspannwerk in Schobüll ein. Dieses hat Enerparc ebenfalls investiert und errichtet. Schon heute kann der PV-Park damit rechnerisch den Bedarf von mehr als 21.000 durchschnittlichen 4-Personen-Haushalten decken. Mit der im Bau befindlichen Erweiterung können 5.000 zusätzliche Haushalte versorgt werden. 

Zur Nachtstromversorgung der Anlage kommt ein von Enerparc und dem niedersächsischen Start-up Naext entwickelter Batteriespeicher zum Einsatz. Der Quadragon hat die Größe eines 10-Fuß-Containers und ist einfach modular erweiterbar. Für die Solarstromspeicherung nutzt der Speicher Second-Life-Auto-Batterien mit einer Gesamtkapazität von 600 kWh. 

Weiter große Pläne

Lisa Hebenstreit sagte für die Schleswig-Holstein Netz: „Enerparc trägt mit über 530 MW realisierten PV-Anlagen an unserem Netz maßgeblich zur Energiewende bei – so auch mit dem Projekt Eggebek.“ Am Netz ihres Unternehmens seien insgesamt rund 12.500 MW installierte Leistung aus erneuerbaren Energien angeschlossen. Der Enerparc-Vorstand Stefan Müller erläuterte: „Projekte wie dieses liefern nicht nur einen Beitrag zur Energiewende, sondern schaffen direkten Mehrwert für Kommunen und Unternehmen vor Ort.“

Enerparc agiert neben dem Kernmarkt Deutschland auch in Spanien, Frankreich, Portugal, Indien und Australien. Das Unternehmen hat nach eigenen Angaben weltweit mehr als 650 Solaranlagen mit einer Leistung von über 4.500 MW ans Netz gebracht und will bis 2030 weltweit insgesamt 10.000 MW PV-Anlagen für das eigene Portfolio und die gleiche Menge für Solarportfolios Dritter entwickeln.

Dafür wird zunächst im Ortsteil Dierhagen Strand eine Baustelle eingerichtet und zum Lärmschutz mit zehn Meter hohen Schutzwänden umgeben. Eine weitere Baustelle entsteht auf See, etwa 500 Meter vor der Küste des Ortsteils Neuhaus. In Neuhaus entsteht darüber hinaus ein Montageplatz.

Nach Abschluss der Baustelleneinrichtung beginnen die Horizontalspülbohrungen zwischen der land- und der seeseitigen Baustelle. Strand und Meer werden dabei dreimal parallel auf einer Länge von etwa 1,2 Kilometern in einer Tiefe von bis zu 20 Metern unterquert. Anschließend werden an Land Schutzrohre zu 1,2 Kilometer langen Strängen zusammengeschweißt, aufs Meer geschleppt und dann von See aus in das jeweils fertige Bohrloch eingezogen. Voraussichtlich Ende Februar 2026 sollen die Arbeiten abgeschlossen und die seeseitige Baustelle sowie der Montageplatz wieder abgebaut werden. Der Strand, betont 50 Hertz, bleibe die gesamte Bauphase über nutzbar.
 
Die landseitige Baustelle bleibt vorerst bestehen: Hier ist eine weitere Horizontalspülbohrung landeinwärts geplant. Der Bauantrag für die Verlegung der Landkabel zwischen Dierhagen und Gnewitz (Landkreis Rostock) befinde sich derzeit im Genehmigungsverfahren, teilt 50 Hertz mit.

Der Windpark Gennaker ist 15 Kilometer nördlich der Halbinsel Fischland-Darß-Zingst geplant. Rund um den bereits bestehenden Windpark „Baltic 1“ will Skyborn Renewables bis 2028 mehr als 100 weitere Offshore-Windräder mit einer Gesamtleistung von 900 MW errichten.

Suena Energy hat sich auf die KI-gestützte Optimierung der Vermarktung von Batteriespeichern und erneuerbaren Energien spezialisiert. Der dafür entwickelte „Energy Trading Autopilot“ ermöglicht dem Unternehmen zufolge eine „vollständig automatisierte, KI-gestützte Vermarktung von Flexibilitäten auf sämtlichen relevanten Strom- und Regelleistungsmärkten“.

Dafür berechnet die Plattform auf Basis von Echtzeitdaten und Prognosen innerhalb von Millisekunden Fahrpläne für Stand-Alone-Speicher und für Speichersysteme, die mit Erzeugungsanlagen (Co-Located-Speicher) kombiniert sind. Das Ziel dabei: Erlösmaximierung, Risikominimierung und reduzierte Batteriealterung.

Mit dem frischen Kapital will Suena Energy nach eigenen Angaben seine Marktposition ausbauen und dabei den Fokus auf Internationalisierung und Skalierung des Geschäftsmodells richten. Schwerpunkt dabei soll das Marktsegment von Co-Located-Speichern sein. Diese böten nicht nur Synergien im Betrieb und neue Erlösmodelle, sondern erforderten auch eine enge technologische, regulatorische und wirtschaftliche Integration, was mit der sich flexibel an Markt- und Projektbedingungen anpassbaren Suena-Software möglich sei. Suena Energy will die Lösung jetzt europaweit etablieren.

„Die Fähigkeit, komplexe Anlagen wie die Kombination aus erneuerbaren Energien und Speichern in Echtzeit zu optimieren, ist ein entscheidender Baustein für die Energiewende“, begründet Till Wyszynski, Investment Director bei Eneco Ventures, die Investitionsentscheidung. „Suena Energy hat das Potenzial, Marktführer in diesem Bereich zu werden. Wir freuen uns darauf, Suena Energy auf dem Weg zur europäischen Skalierung zu begleiten und gemeinsam neue Potenziale im Flexibilitätsmarkt zu erschließen.“

Wickroggen verbinde mehrere Vorteile, schreiben die Stadtwerke: Die Pflanze aus der Familie der Hülsenfrüchtler (Erbsen, Linsen, Klee) bindet Stickstoff und verbessert damit die Bodenfruchtbarkeit. Zudem bietet die Blüte ein reiches Nahrungsangebot für Insekten und trägt so zur Biodiversität auf den Feldern bei. Bisher setzen die Stadtwerke überwiegend auf Mais- und Roggensilage aus Mecklenburg-Vorpommern und Nordbrandenburg. Künftig sollen Substrate wie Wickroggen in einem höheren Anteil in der Anlage genutzt werden.

Um den Einfluss der unterschiedlichen Substratmischungen auf die Gasproduktion zu analysieren, arbeiten die Partner mit kleinen Kopien der Schweriner Biogasanlage, sogenannten Bioreaktoren, an der Universität Rostock. Dafür wurden Mikroorganismen direkt aus den Fermentern entnommen.

Unter Laborbedingungen lässt sich präzise nachverfolgen, wie sich variierende Mischungsverhältnisse auf die Prozessstabilität und die Energieausbeute auswirken. „Die richtige Mischung unserer Substrate ist entscheidend, um eine optimale Gasproduktion zu gewährleisten“, sagt Marco Schult, Leiter der Erzeugungsanlagen bei den Stadtwerken Schwerin und Geschäftsführer der Bioenergie Schwerin GmbH.

Die Biogasanlage der Stadtwerke ist seit 2007 in Betrieb. Im Jahr 2024 produzierte sie 22,5 Millionen kWh Ökostrom und 23,4 Millionen kWh grüne Wärme. Damit deckt die Anlage rund sieben Prozent des Schweriner Fernwärmebedarfs.

Grundsätzlich sei der Einsatz von KI als Querschnittstechnologie in allen kommunalen Handlungsfeldern möglich, heißt es in der Studie – sei es in der Verkehrslenkung, bei der Überwachung von Umweltparametern, der Abwicklung bürokratischer Prozesse, im Abfallmanagement, bei der Energieversorgung oder in Partizipationsprozessen.

Insbesondere den Feldern „Energie und Umwelt“ und „Infrastruktur“ lasse sich aber eine hohe Entwicklungsdynamik erkennen. Überraschend sei das angesichts der doppelten Transformation von Kommunen – sowohl im Bereich der Digitalisierung als auch im Bereich der Nachhaltigkeit − nicht: Die Zusammenhänge zwischen Klimawandel, Klimaanpassung und Stadtplanung erzeugten einen großen Handlungsdruck. KI mit ihren Möglichkeiten zur Datenanalyse und Prognose verspreche hier eine evidenzbasierte Unterstützung von Entscheidungen.

Analyse und Optimierung

Im Handlungsfeld „Energie und Umwelt“ stehen der Studie zufolge bislang KI-Anwendungen zum Monitoring, zur Anomalieerkennung sowie zur Optimierung des Ressourceneinsatzes im Vordergrund. Echtzeitdaten und KI-gestützte Analysemodelle können helfen, Netze und Anlagen technischer Energieinfrastrukturen zu steuern, Unregelmäßigkeiten und Schäden frühzeitig zu erkennen sowie Entscheidungsprozesse zu verbessern.

Eines der in diesem Zusammenhang in der Studie ausführlicher dargestellten Fallbeispiele ist das Projekt „Grid Insight: Heat“ der Stadtwerke Iserlohn. Diese haben einen „Urbanen Digitalen Zwilling“ (UDZ) für Fernwärmenetze entwickelt, der auf KI basiert. Dieser integriert Echtzeitdaten aus verschiedenen Quellen − beispielsweise Fernwärmezählern, geografischen Informationssystemen und Vertragsdaten −, um ein umfassendes Abbild des Fernwärmenetzes zu erstellen.

Die KI-Komponente erstellt Wärmebedarfsprognosen und optimiert die Einsatzplanung der Erzeugungsanlagen. Die Stadtwerke Iserlohn konnten den Forschenden zufolge ihren Primärenergieverbrauch so um mehr als 15 Prozent senken.

Bei den Stadtwerken Konstanz hat man von 2020 bis 2023 im Projekt „AI4Grids“ den Einsatz von KI-basierten Algorithmen in der Planung und Betriebsführung von Verteilnetzen und Microgrids erprobt. Ziel dabei ist die Synchronisation von Energieerzeugung und Netzkapazitäten durch intelligente Netzsteuerung. Bestehende Netze sollen optimal ausgelastet und der Ausbau nach Möglichkeit vermieden werden.

Ein automatisiertes Verfahren überwacht fortlaufend den aktuellen Netzzustand und erstellt verlässliche Prognosen für die Erzeugung und den Verbrauch. Kritische Belastungen können dadurch frühzeitig identifiziert und Handlungsempfehlungen an die Leitwarte weitergeleitet werden.

Rechtliche Einordnung wichtig

Die Autoren führen noch weitere Beispiele für die Möglichkeiten des Einsatzes Künstlicher Intelligenz in der Stadtentwicklung an. Alle Fallbeispiele werden dabei rechtlich eingeordnet, denn bei der Umsetzung von KI-Projekten gelte es nicht nur den Anforderungen der EU-Verordnung über künstliche Intelligenz (AI Act) zu genügen, sagt BBH-Partner Julien Wilmes-Horvath, Rechtsanwalt und Fachanwalt für IT-Recht: „Der AI-Act ist nur der Anfang: Wer KI-Systeme nutzt, muss auch Urheberrecht, Datenschutz (DSGVO) und IT-Sicherheitsvorgaben im Blick behalten.“

Zentral für einen erfolgreichen KI-Einsatz sei unter anderem, schlussfolgern die Autoren, dass Kommunen über notwendiges technisches, organisatorisches und fachliches Wissen verfügen oder sich dieses Wissen durch externe Partner aneignen. Außerdem brauche es eine klare Vision und den Willen auf allen Ebenen, KI-Projekte umzusetzen. Dafür sei zudem entscheidend, dass KI-Projekte mit anderen Partnern und Nachbarkommunen koordiniert werden.

Herausgegeben wird die Studie „Künstliche Intelligenz in smarten Städten und Regionen. Innovative KI-Anwendungen für die Stadtentwicklung“ vom Bundesinstitut für Bau-, Stadt- und Raumforschung (BBSR) im Bundesamt für Bauwesen und Raumordnung. Sie ist Teil des Förderprogramms „Modellprojekte Smart Cities“, das vom BBSR im Auftrag des Bundesministeriums für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB) durchgeführt wird. Sie ist im Internet kostenfrei abrufbar.

Mit diesem Schritt reagiert die DET auf die Anforderungen im Bereich Emissionsschutz. So sollen an Bord der Höegh Gannet Katalysatoren nachgerüstet werden, die die Emissionen von Luftschadstoffen deutlich verringern. Damit erfülle die FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) künftig die Vorgaben der Bundesimmissionsschutzverordnung, wie die DET erklärt.

Die neuen Anlagen sollen auch für weniger Lärm sorgen. Ein weiterer Eingriff betrifft die Abgasrohre am Schornstein. Diese werden so gedreht, dass sie nicht länger in Richtung der angrenzenden Wohngebiete zeigen. Schon zuvor hatte DET auf Schalldämpfer gesetzt und die Fahrweise des Schiffs angepasst.

Parallel technische Arbeiten im Hafen

Während das Schiff in der dänischen Werft liegt, sollen auch Arbeiten am Elbehafen stattfinden. Wie die DET mitteilt, werden am Anleger Inspektionen vorgenommen und verschiedene Bauteile instandgesetzt. Dazu gehören die Überprüfung von Fendern, Tauen und Ketten. Auch auf der Gasseite stehen Maßnahmen an: Der Hochdruckschlauch wird ersetzt, ebenso die Filter der Warmwasserleitung. Ziel ist es, die Betriebssicherheit zu gewährleisten, wenn das Schiff Mitte November nach Brunsbüttel zurückkehrt.

Seit Beginn ihres Einsatzes im Januar 2023 hat die Höegh Gannet nach Angaben der DET bereits mehr als 19 Milliarden kWh Erdgas ins deutsche Netz eingespeist. Die Rückkehr des Schiffs sei daher rechtzeitig vor dem Winter wichtig, betont das Unternehmen. Mit Beginn der Heizperiode soll die Versorgung aus Brunsbüttel wieder gesichert sein.

Bereits im Juni hatte die Terminalbetreiberin beim Landesamt für Umwelt in Schleswig-Holstein beantragt, die Genehmigung für den Betrieb der FSRU Höegh Gannet in Brunsbüttel zu verlängern (wir berichteten). Bislang war der Einsatz nur bis Februar 2026 genehmigt gewesen. Nun soll der Betrieb bis Februar 2029 abgesichert werden.

Advizeo wurde im Jahr 2015 in Frankreich gegründet und ist seit 2024 Teil der Hager Group. Das Unternehmen bietet Energiemanagement-Lösungen für Gewerbeimmobilien. Seit Anfang 2025 expandiert Advizeo und ist inzwischen unter der Marke „advizeo by Hager“ auch in Italien und Deutschland aktiv. 

Mit der Übernahme von Comgy baut Advizeo seine Präsenz in Deutschland aus und erweitert nach eigenen Angaben sein Leistungsangebot für Asset Manager, Immobilienunternehmen und Gebäudebetreiber. Die Lösungen von Comgy sollen künftig helfen, die Energiebilanz von Gebäuden in Europa zu verbessern.

Bündelung beider Firmen soll Gesamtangebot schaffen 

Comgy wurde 2017 gegründet und ist spezialisiert auf die automatisierte Messung, Verwaltung und Visualisierung von Energiedaten. Die modulare Plattform des Unternehmens ermöglicht laut eigenen Angaben eine nahtlose Datenerfassung aus Messgeräten.

Advizeo bietet hingegen Energiemanagement-Lösungen und kombiniert ein Energiemanagement-System, ein Gebäudemanagement-System zur Fernsteuerung von Anlagen sowie fachkundigen Support durch ein Expertenteam. Ziel ist es, die Energieeffizienz von Gebäuden zu steigern und so Dekarbonisierungsziele zu erreichen.

Durch die Bündelung beider IT-Anbieter soll künftig ein vollständig integriertes Angebot auf dem Markt kommen, das die gesamte Wertschöpfungskette abdeckt – von der Datenerfassung über Analyse und Handlungsempfehlungen bis zur Umsetzung. 

Für Advizeo ist diese Übernahme ein wichtiger „Meilenstein“, erklärte Cyril Sailly, Geschäftsführer von Advizeo: „Indem wir unsere Energieeffizienz-Expertise mit den Datenlösungen von Comgy verbinden, schaffen wir einen starken und verlässlichen Partner für den deutschen Markt.“

Die Hager Group bietet Dienstleistungen für elektrotechnische Installationen in Wohn-, Gewerbe- und Industriegebäuden an und erwirtschaftete mit 13.000 Mitarbeitern im vergangenen Jahr einen Umsatz von 3 Milliarden Euro. Die Komponenten und Lösungen werden an 23 Standorten in mehr als 100 Ländern vertrieben. Die Hager Group ist ein Familienunternehmen mit Hauptsitz in Blieskastel (Saarland).

Meyer Burger - ursprünglich ein Maschinenbauer - war für eine Renaissance der Solarproduktion in Europa angetreten. Allerdings waren in Deutschland erhoffte staatliche Unterstützungen ausgeblieben. Zudem konnte das Unternehmen nicht mit billigeren chinesischen Modulen mithalten. So hatte es schon im vergangenen Jahr die Modulproduktion im sächsischen Freiberg geschlossen und seinen Fokus auf die USA verlagert. Doch auch dort wurden den Angaben zufolge im Mai die etwa 300 Mitarbeiter entlassen. 

Bereits zu Monatsbeginn hatte der Insolvenzverwalter der deutschen Gesellschaften informiert, dass mangels Investor der Geschäftsbetrieb der Werke in Bitterfeld-Wolfen und Hohenstein-Ernstthal am 1. September eingestellt und der Großteil der Beschäftigten freigestellt sei. Es liefen zwar noch Gespräche mit möglichen Interessenten. „Ob diese Gespräche jedoch zu einem Ergebnis führen, ist völlig offen“, hieß es. „Die Solarbranche in Deutschland und Europa befindet sich nach wie vor in einer höchst schwierigen wirtschaftlichen Lage.“

Eine Mezzanine-Finanzierung ist eine hybride Finanzierungsform, die zwischen Eigen- und Fremdkapital angesiedelt ist. Investoren erhalten in der Regel höhere Zinsen als bei klassischen Bankkrediten, tragen aber auch ein größeres Risiko. Bei einer Insolvenz werden Mezzanine-Mittel in der Regel erst nach den klassischen Kreditgebern, aber noch vor den Gesellschaftern bedient.

Aviva Investors ist die globale Asset-Management-Einheit des britischen Versicherers Aviva plc. Das Unternehmen sieht Energiespeicher als Schlüssel für die Integration erneuerbarer Energien und für mehr Netzstabilität in Europa. Terra One gilt, wie Aviva Investors erklärt, in der Branche als Entwickler, der Projekte schnell und verlässlich umsetzt.

Mit der aktuellen Finanzierung will Terra One seine Position im europäischen Speichermarkt ausbauen. Das Unternehmen setzt dabei auf eine Kombination aus Projekterfahrung, flexiblen Finanzierungsmodellen und einer KI-basierten Handelsplattform, die die Nutzung der Speicheranlagen in Großhandels- und Regelleistungsmärkten optimiert. 

Terra One beschäftigt nach eigenen Angaben derzeit 55 Mitarbeiter. In Ahlerstedt nahe Stade (Niedersachsen) baut Terra One derzeit einen Batteriegroßspeicher mit 15 MW Leistung und 30.000 kWh Kapazität.

Aviva Investors verwaltete zum Jahresende 2024 Vermögenswerte von 238 Milliarden britischen Pfund (umgerechnet etwa 275 Milliarden Euro) und ist in neun Ländern in Europa, Nordamerika sowie im asiatisch-pazifischen Raum vertreten.

Beide Manager kommen aus der Energiebranche: Kley war bis 2023 Aufsichtsratsvorsitzender bei Eon und kennt Teyssen aus früheren Zeiten bei dem Energiekonzern. Teyssen oblag bei Eon vom 1. Mai 2010 bis Ende März 2021 der Vorstandsvorsitz.

Mit seinem neuen Posten bei Lufthansa konnte sich Teyssen gegenüber der Konkurrenz durchsetzen: Bis vor kurzem war noch der ehemalige Airbus-Chef Tom Enders als Nachfolger für Kley gehandelt worden. Enders hatte sein Aufsichtsratsmandat jedoch auf eigenen Wunsch mit Ablauf der Lufthansa-Hauptversammlung im Mai vorzeitig niedergelegt. Enders Amtszeit hätte mit der Hauptversammlung 2027 geendet.

Erst kürzlich hatte Teyssen den Aufsichtsratsvorsitz beim Erneuerbaren-Unternehmen Encavis übernommen, wie im März dieses Jahres bekannt wurde (wir berichteten).
 

Strom: Der Day-ahead verlor 9,50 Euro auf 66,00 Euro/MWh im Base und 18,25 Euro auf 52,75 Euro/MWh im Peak. An der Börse mussten für den Day-ahead im Base 65,73 Euro/MWh und im Peak 52,38 Euro/MWh gezahlt werden.

Am Donnerstag dürfte die Erneuerbaren-Einspeisung wieder etwas geringer ausfallen, für die kommenden Tage erwarten die Meteorologen einen stetigen Rückgang der Wind- und Solarstromproduktion.

Das US-Wettermodell sieht bis zum Monatsende knapp unterdurchschnittliche Windstrommengen. Die Temperaturen dürften bis zum 22. September überdurchschnittlich ausfallen und dann etwas zurückgehen.

Das Strom-Frontjahr gewann bis zum Nachmittag 0,72 Euro auf 87,40 Euro/MWh.

CO2: Etwas fester hat sich der Markt für Emissionszertifikate am Mittwoch präsentiert. Der Dec 25 gewann bis 14 Uhr 0,13 Euro auf 77,64 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 13,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 78,45 Euro, das Tief bei 77,37 Euro je Tonne.

Am Dienstag hatte der Dec 25 einen neuen Widerstand durchbrochen und damit weiteres Kaufinteresse angezogen, sodass im Handelsverlauf ein neues Sieben-Monats-Hoch erreicht wurde.

Bernadett Papp, Head of Market Analysis bei Pact Capital, sieht nun Unterstützung für den Dec 25 bei 75,17 Euro, dann bei 74,45 Euro und 73,51 Euro je Tonne. Widerstand hat die Analystin bei 78,73 Euro sowie 79,93 Euro und 84,50 Euro je Tonne ausgemacht.

Erdgas: Etwas fester haben sich die europäischen Gaspreise am Berichtstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis 14 Uhr 0,125 auf 32,40 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es um 0,125 Euro auf 32,375 Euro/MWh nach oben.

Kurzfristige Unterstützung brachte laut Marktteilnehmern das Wetter; denn mit der nachlassenden Windeinspeisung könnte die Gasnachfrage wieder etwas ansteigen.

Der Markt bewege sich übergeordnet aber nach wie vor in einem Spannungsfeld zwischen einer guten Versorgungslage auf der einen Seite sowie den geopolitischen Risiken auf der anderen Seite. Angesichts begrenzter Risikoprämien sei aktuell von einer anhaltenden Seitwärtsbewegung auszugehen, sagte LSEG-Analyst Oleh Skrynyk laut Reuters. „Die EU-Gasspeicher haben mit einem Füllstand von 80 Prozent nun eine wichtige Marke überschritten – das verschafft den Märkten ein gewisses Maß an Beruhigung, da wir in nur wenigen Wochen in die Winterlieferperiode eintreten“, erklärte das Beratungsunternehmen Auxilione.

Laut Engies Energy Scan übt zudem die Kombination aus anhaltenden Lieferungen von Arctic-LNG-2-Mengen nach China und starken LNG-Zuflüssen nach Europa zusätzlichen Druck auf die Preise nach unten aus. Auch die Gasflüsse aus Norwegen seien aktuell stabil, sagten Händler.