27. Mai 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
POLITIK: Effizienzverband warnt vor Abschwächung des Energieeffizienzgesetzes
RECHT: Gericht schränkt Umlage von Wärmelieferungskosten ein
GASTRANSIT: Kasachstan blockiert Vollstreckung gegen Gazprom
STROMNETZ: Bund darf bei Tennet einsteigen
STROMNETZ: Brandanschlag auf Hochspannungsmasten
HANDEL & MARKT
ERDGASFAHRZEUGE: Stadtwerke Augsburg leiten den Ausstieg aus CNG ein
PHOTOVOLTAIK: PV-Strom auch am Morgen und Abend
STATISTIK DES TAGES: CO2-Preise mit 50 Euro Spread seit 2023
TECHNIK
SPEICHER: Hybride Speicher für Industrie, Stromnetz und Mobilität
WINDKRAFT ONSHORE: Von ausgebrannter Turbine geht weiter Gefahr aus
STROMNETZ: TU Darmstadt und E-Netz Südhessen entwickeln Stresstest für Stromnetze
UNTERNEHMEN
STADTWERKE: Stadtwerke Ahrensburg müssen die Kasse aufbessern
NETZE: Hansewerk erhöht Tempo beim Stromnetzausbau in Schleswig-Holstein
MOBILITÄT: Hamburg sieht sich beim Ausbau öffentlicher Ladepunkte an der Spitze
PERSONALIE: EMB-Geschäftsführer geht in den Ruhestand
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: US-Angriffe sorgen für höhere Preise
TOP-THEMA
Kohleausstieg bis 2030 mit weniger Biomasse
Jahresbilanz 2025 BEW (v.l.): Wirtschaftssenatorin Franziska Giffey, CEO Christian Feuerherd, CTO Kerstin Busch, CFO Axel Pinkert. Quelle: Susanne Harmsen
BILANZ.
Die kommunale Berliner Energie und Wärme (BEW) hat 2025 ihren Gewinn gesteigert und aktualisiert ihren Fahrplan für den Kohleausstieg bis 2030 sowie klimaneutrale Fernwärme bis 2045.
Die BEW Berliner Energie und Wärme GmbH hat das Geschäftsjahr 2025 mit einem deutlich höheren Gewinn abgeschlossen. Das landeseigene Unternehmen, das seit Mitte 2024 das Berliner Fernwärmenetz betreibt, erzielte nach eigenen Angaben einen Jahresüberschuss von 80,2 Millionen Euro. Im Vorjahr hatte der Gewinn noch bei 15,8 Millionen Euro gelegen.
Die BEW versorgt nach Unternehmensangaben rund 700.000 Haushalte sowie 8.000 weitere Gebäude mit Fernwärme. „Trotz eines ungewöhnlich kalten Winters mit den niedrigsten Dezembertemperaturen seit 15 Jahren haben wir die Versorgung stabil gehalten“, sagte Technikgeschäftsführerin Kerstin Busch. Der Brandanschlag auf das Stromnetz in Berlin im Januar habe zu keinen Versorgungsunterbrechungen geführt. Allerdings habe die BEW ihre Sicherheitsmaßnahmen verschärft.
Politischer Auftrag
Die Berliner Wirtschaftssenatorin Franziska Giffey (SPD) bezeichnete als BEW-Aufsichtsratsvorsitzende, die Rekommunalisierung der Fernwärme als zentrale klimapolitische Entscheidung für die Hauptstadt. „Die Wärmewende ist nicht nur ökologisch notwendig, sondern auch wirtschaftlich tragfähig“, sagte Giffey. Ziel sei es, Berlin schrittweise unabhängiger von fossilen Energien zu machen.
Nach Angaben der BEW investierte das Unternehmen 2025 rund 417 Millionen Euro in Versorgungssicherheit und den Umbau der Wärmeerzeugung. Bis 2030 sollen insgesamt rund 3,5 Milliarden Euro folgen. Die Finanzierung stützt sich laut Unternehmen unter anderem auf eine zugesagte Eigenkapitalerhöhung von 550 Millionen Euro aus dem Berliner Klimapakt sowie eine Zwischenfinanzierung über bis zu 1,1 Milliarden Euro. Zudem erhielt die BEW von der Ratingagentur Moody’s die Bewertung Baa1.
Anpassung des Dekarbonisierungsfahrplans
Der Kohleausstieg bis 2030 bleibe bestehen, erklärte BEW-Geschäftsführer Christian Feuerherd. Bis dahin will das Unternehmen die CO2-Emissionen im Vergleich zu 1990 um 80 Prozent senken und einen Anteil erneuerbarer Energien von 40 Prozent erreichen. 2025 lagen die Emissionen laut BEW bei rund vier Millionen Tonnen CO2 und damit etwa 70 Prozent unter dem Niveau von 1990. Dabei sollen jährlich neue Fernwärmeabnehmer für eine Leistung von 100 MW angeschlossen werden.
Für die Wärmeerzeugung setzt das Unternehmen künftig auf einen breiteren Technologiemix. Dazu gehören nach Angaben der BEW stärker elektrifizierte Wärmeerzeugung, industrielle Abwärme, Geothermie, Wärmespeicher, Abwassernutzung, grüne Gase und Wärmepumpen. Biomasse soll langfristig maximal 15 Prozent des Wärmemixes ausmachen. Unter der Ägide von Vorbesitzer Vattenfall waren hier wesentlich höhere Anteile vorgesehen.
Drei Entwicklungspfade möglich
Im aktualisierten Dekarbonisierungsfahrplan bis 2045 beschreibt die BEW zudem drei mögliche Entwicklungspfade für die Zeit nach 2035. Diese unterscheiden sich vor allem im Anteil von grünem Wasserstoff, Strom und lokalen Wärmequellen. Bei der Überarbeitung des Fahrplans habe die BEW den Austausch mit Umwelt- und Verbraucherverbänden, Wohnungsunternehmen sowie Vertretern aus Wissenschaft und Politik gesucht.
Feuerherd verwies darauf, dass der weitere Umbau von mehreren externen Faktoren abhänge. Dazu zählten regulatorische Vorgaben, Genehmigungsverfahren, der Ausbau des Stromnetzes sowie die Verfügbarkeit erneuerbarer Wärmequellen. Dafür müsse der politische Rahmen aus KWK-Novelle, Wärmelieferverordnung und Fernwämeregelung noch in diesem Jahr kommen, forderte Feuerherd von der Bundesregierung.
Finanziell solide Basis
Nach Angaben von Finanzgeschäftsführer Axel Pinkert stammen rund zwei Drittel des Ergebnisses aus dem Wärmegeschäft und etwa ein Drittel aus der Stromerzeugung. „Das finanzielle Fundament für die Berliner Wärmewende steht“, sagte Pinkert.
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| BEW-Jahreszahlen. (Für Vollbild auf die Grafik klicken) Quelle: BEW |
Parallel arbeitet die BEW nach eigenen Angaben an mehr als 30 Bauprojekten. Während des Rückbaus fossiler Anlagen an sechs Standorten soll die Wärmeversorgung ohne Unterbrechung weiterlaufen. Damit wird Platz für neue Technik geschaffen.
Die BEW kündigte außerdem an, sich künftig stärker auf Berlin zu konzentrieren und verkaufte deutschlandweite Geschäftsaktivitäten. Als Landesunternehmen wolle man die Wärmepreise möglichst stabil halten. Dafür setze die BEW unter anderem auf langfristige Beschaffung von Energie und Brennstoffen sowie neue Preisänderungsklauseln. Feuerherd bezeichnete die Wärmewende als „Gemeinschaftswerk aller kommunalen Unternehmen der Stadt“. Dazu gehören auch kommunale Wohnungsunternehmen mit 400.000 Wohnungen.
Der Geschäftsbericht der BEW 2025 sowie der aktualisierte Dekarbonisierungsfahrplan für die Berliner Fernwärme stehen im Internet bereit.
Quelle: Deutscher Bundestag / Tobias Koch
Effizienzverband warnt vor Abschwächung des Energieeffizienzgesetzes
POLITIK. Die Deneff fordert die Bundesregierung auf, zentrale Vorgaben des Energieeffizienzgesetzes (EnEfG) beizubehalten. Andernfalls drohten höhere Importkosten und mehr Abhängigkeiten.
Am 27. Mai könnte das Bundeskabinett den Entwurf zur Novelle des Energieeffizienzgesetzes (EnEfG) beschließen.Kurz vor dem geplanten Kabinettsbeschluss erhöht die Deutsche Unternehmensinitiative Energieeffizienz (Deneff) nochmals den Druck auf die Regierung. Der Verband warnt davor, zentrale Anforderungen zur Energieeinsparung und Abwärmenutzung abzuschwächen. Dies würde nach Einschätzung der Deneff die Abhängigkeit Deutschlands von Energieimporten erhöhen und zusätzliche Kosten verursachen.
Die Blockade der Straße von Hormus zeige, wie verwundbar importabhängige Volkswirtschaften auf den Weltenergiemärkten sind. „Wer in dieser Lage Energieeffizienzpolitik abschwächt, gefährdet Deutschlands Resilienz“, sagt Christian Noll, geschäftsführender Vorstand der Deneff. Energieeffizienz und Energieproduktivität reduzierten Importkosten, Preisrisiken und geopolitische Verwundbarkeit. Noll: „Gerade jetzt darf die Bundesregierung das Energieeffizienzgesetz daher nicht abschwächen.“
Streitpunkt Abwärmeregister
Kritisch bewertet der Effizienzverband unter anderem Überlegungen, die Eintragung in die Plattform für Abwärme freiwillig zu gestalten. Das Register soll erstmals bundesweit industrielle und gewerbliche Abwärmepotenziale erfassen und für Unternehmen, Kommunen sowie Wärmenetze verfügbar machen.
Nach Angaben der Deneff beläuft sich das technische Potenzial auf rund 385 Milliarden kWh. Dies entspreche etwa der Hälfte des Wärmebedarfs aller Gebäude in Deutschland. Würde dieses Potenzial Erdgas ersetzen, ergäbe sich bei einem Erdgaspreis von 50 Euro je Megawattstunde eine rechnerische Entlastung von etwa 19 Milliarden Euro jährlich. „Es ist bürokratischer Wahnsinn, erst mit erheblichem Aufwand ein jetzt erst recht wertvolles Abwärmeregister aufzubauen und Prozesse zu etablieren und es dann durch eine bloß noch freiwillige Eintragung zu entwerten“, kritisiert Noll. Die Daten seien Voraussetzung dafür, ungenutzte Abwärme wirtschaftlich einzusetzen.
Die Deneff spricht sich zugleich für einen Abbau bürokratischer Vorgaben aus. Berichtspflichten und Nachweisanforderungen sollten vereinfacht werden, ohne die Wirkung des Gesetzes zu schwächen. Der Verband fordert deshalb ein zentrales digitales Meldesystem nach dem „Once-Only“-Prinzip. Nach Auffassung der Deneff benötigen Unternehmen vor allem verlässliche Rahmenbedingungen für Investitionen. Eine wirksame Novelle müsse Bürokratie abbauen und gleichzeitig wirtschaftlich rentable Effizienzpotenziale sichern.
Verweis auf Belastungen für den Staatshaushalt
Die Deneff verbindet die Debatte um das Energieeffizienzgesetz zudem mit der aktuellen Haushaltsdiskussion. Eine hohe Importabhängigkeit erhöhe den politischen Druck, Energiepreise durch staatliche Maßnahmen wie Steuervergünstigungen, Netzentgeltzuschüsse oder Preisbremsen zu stabilisieren.
Je niedriger die Energieproduktivität und je stärker die Importabhängigkeit, desto größer wird der politische Druck, Energiepreise mit Milliarden aus dem Staatshaushalt abzufedern. Eine konsequente Steigerung der Energieproduktivität ist damit nicht nur ein zentraler Beitrag zur Energiewende, sondern auch eine haushalts- und sicherheitspolitische Notwendigkeit: Sie entlastet den Staatshaushalt nachhaltig und verringert Deutschlands Energieabhängigkeit.
Gericht schränkt Umlage von Wärmelieferungskosten ein
Quelle: Fotolia / H-J Paulsen
RECHT. Der Bundesgerichtshof (BGH) hat die Umlagefähigkeit einer neuen Wärmelieferung auf Mietende eingeschränkt − und zwar nach einer Umstellung von Einzelöfen auf zentrale Wärmelieferung.
Der unter anderem für das Wohnraummietrecht zuständige VIII. Zivilsenat des Bundesgerichtshofs (BGH) hat die Umlage von Wärmelieferungskosten auf Wohnungsmietende nach einer Umstellung von Einzelheizungen auf zentrale Wärmelieferung eingeschränkt. Nach einem Urteil vom 20. Mai 2026 greift § 556c BGB nicht, wenn Mieterinnen und Mieter zuvor selbst betriebene Einzelöfen genutzt haben, teilte der BGH in einer Presseveröffentlichung mit.
Verhandelt wurden zwei Verfahren aus Berlin. Die Vermieterin hatte Mehrfamilienhäuser von elektrischen Einzelheizungen und Warmwasserboilern auf eine zentrale Wärmeversorgung im Contracting-Modell umgestellt. Die Wärmelieferantin errichtete und betrieb die Anlage ab dem Jahr 2015. Anschließend verlangte die Hausverwaltung von den Mietenden monatliche Heizkostenvorauszahlungen. Später machte die Vermieterin Nachforderungen geltend, die auch Contractingkosten enthielten.
Das Amtsgericht wies die Klagen zunächst ab. Das Landgericht Berlin sprach der Vermieterin dagegen die vollständigen Nachforderungen zu. Nach Auffassung des Berufungsgerichts durfte die Vermieterin die gesamten Wärmelieferungskosten über eine ergänzende Auslegung der Mietverträge auf die Mieter umlegen. Die Richter verwiesen darauf, dass der erstmalige Einbau einer Zentralheizung eine Modernisierungsmaßnahme darstelle.
Der Bundesgerichtshof hob diese Entscheidungen nun allerdings weitgehend auf und verwies die Verfahren zurück an das Landgericht. Der VIII. Zivilsenat stellte klar, dass § 556c BGB nur Fälle erfasse, in denen Mietende bereits vor der Umstellung Heiz- oder Warmwasserkosten als Betriebskosten getragen hätten. Diese Voraussetzung lag nach Auffassung des Gerichts nicht vor, weil die Mieterinnen und Mieter zuvor ihre Einzelöfen selbst betrieben hatten.
Nur Fälle geregelt, in denen bereits eine Betriebskostenumlage bestand
Denn die unmittelbare Anwendbarkeit der Vorschrift setzt voraus, so die Begründung des Gerichts, dass es sich um einen zum „Zeitpunkt der beabsichtigten Umstellung bereits laufenden Mietvertrag handelt, bei dem die Kosten für Wärme oder Warmwasser (oder von beidem) vom Mieter als Betriebskosten zu tragen sind“. Diese Voraussetzung ist hier nicht gegeben, so die Urteilsbegründung weiter.
Der Gesetzgeber habe bewusst nur Fälle geregelt, in denen bereits eine Betriebskostenumlage für Wärme oder Warmwasser bestand. Die Gesetzesmaterialien ließen nicht erkennen, dass auch andere Konstellationen erfasst werden sollten.
Der BGH bestätigte zugleich, dass die Mietverträge keine ausdrückliche Vereinbarung zur Umlage der Nahwärmekosten enthielten. Allerdings sah der Senat Anhaltspunkte für eine stillschweigende Einigung zwischen Vermieterin und Mietern über bestimmte Heizkostenanteile. Die Mietenden hatten nach der Mitteilung über die neue zentrale Wärmeversorgung die geforderten Heizkostenvorauszahlungen geleistet. Daraus könne sich eine Zustimmung zu jenen Kosten ergeben, die auch bei einer zentralen Eigenversorgung des Vermieters angefallen wären.
Offen blieb nach Auffassung des Gerichts, ob die Mieterinnen und Mieter auch einer Umlage sämtlicher Contractingkosten einschließlich kalkulatorischer Bestandteile zugestimmt haben. Dazu fehlen laut BGH bislang ausreichende Feststellungen des Berufungsgerichts. Diese Prüfung muss nun das Landgericht nachholen.
Energieverbände fordern seit Langem eine Änderung
Energieverbände wie der AGFW oder VKU bewerten die Gesetzeslage schon länger kritisch. VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing kritisierte − etwa bei einer Konferenz in Halle (Saale) des Kompetenzzentrums Kommunale Wärmewende (KWW) im vergangenen Jahr − insbesondere die bestehende Regelung des § 556c im Bürgerlichen Gesetzbuch (BGB), die den Ausbau von Fernwärme in Mietgebäuden erschwert (wir berichteten). AGFW-Geschäftsführer Werner Lutsch sieht darin eine Wettbewerbsverzerrung zugunsten der Wärmepumpe: „Was wir brauchen, ist ein fairer Wettbewerb der Technologien.“
VKU und AGFW fordern daher, die Systematik der neu eingeführten Modernisierungsumlage (§§ 555b, 559e BGB) auf gewerbliche Wärmelieferungen zu übertragen. Das würde sowohl Mieterschutz gewährleisten als auch Investitionen in Fernwärme wirtschaftlich ermöglichen.
Die Urteile vom 20. Mai 2026 - VIII ZR 46/25 und VIII ZR 47/25 des Bundesgerichtshof finden Interessiert auf der BGH-Webseite.
Kasachstan blockiert Vollstreckung gegen Gazprom
Quelle: Kasachstan_aboodi-vesakaran-unsplash
GASTRANSIT. Wie gewonnen, so zerronnen: Der Titel, den die ukrainische Naftogaz gegen die russische Gazprom wegen ausstehender Transitentgelte in Kasachstan erwirkt hat, läuft ins Leere.
Kasachstan will laut Moscow Times eine Entscheidung des Sondergerichts des Astana International Financial Centre (AIFC) nicht umsetzen, die dem ukrainischen Energiekonzern Naftogaz erlaubt hätte, einen internationalen Schiedsspruch über 1,4 Milliarden US-Dollar gegen Gazprom durchzusetzen.
Justizminister Erlan Sarsembayev erklärte, Kasachstan werde nicht als Plattform für Entscheidungen dienen, die keinen rechtlichen Bezug zum Land hätten. Gazprom sei weder Mitglied des AIFC, noch habe der Streitfall dort stattgefunden.
Der Konflikt geht auf einen Vertrag über den Transit russischen Erdgases durch die Ukraine aus dem Jahr 2019 zurück. Nach Beginn des Krieges 2022 kam es zu Einschränkungen beim Gastransport, woraufhin Naftogaz ein Schiedsverfahren in der Schweiz einleitete. Im Juni 2025 verurteilten die Schiedsrichter Gazprom zur Zahlung von 1,4 Milliarden Dollar wegen ausstehender Transitgebühren. Der oberste Gerichtshof der Schweiz, das Bundesgericht, bestätigte das Urteil später endgültig.
Kasachstan kündigte nun an, seine Gesetze zur Anerkennung ausländischer Schiedssprüche zu überarbeiten. Gleichzeitig wächst der juristische Druck auf Gazprom auch in Europa: Unternehmen wie Engie, Eni und OMV haben ebenfalls Forderungen gegen den russischen Konzern geltend gemacht.
Bund darf bei Tennet einsteigen
Verstärkung einer 380-kV-Leitung von Tennet bei Erlangen (Bayern) Quelle: Günter Drewnitzky
STROMNETZ. Windstrom aus dem Norden in den Süden bringen: Deutschland braucht neue Stromleitungen. Der Bund will beim Netzbetreiber Tennet einsteigen.
Die EU-Kommission hat den Einstieg des Bundes beim Stromnetzbetreiber Tennet Deutschland genehmigt. Das angemeldete Vorhaben gebe keinen Anlass zu wettbewerbsrechtlichen Bedenken, teilte die auf EU-Ebene für Wettbewerb zuständige Behörde mit.
Über die staatliche Förderbank KfW übernimmt der Bund nach früheren Angaben der niederländischen Tennet Holding für rund 3,3 Milliarden Euro 25,1 Prozent des Unternehmens. Tennet Deutschland ist der größte von vier Übertragungsnetzbetreibern in Deutschland und betreibt ein rund 14.000 Kilometer langes Höchstspannungsstromnetz zwischen Schleswig-Holstein und Bayern.
Der niederländische Tennet-Konzern versucht seit Jahren, seine deutsche Tochter abzustoßen oder Investoren mit ins Boot zu holen. Der Erhalt und Ausbau des deutschen Hochspannungsnetzes erfordere hohe Investitionen und gehöre nicht zu den Aufgaben eines niederländischen Staatsunternehmens, argumentierte die niederländische Regierung.
Im Zuge der Energiewende müssen Tausende Kilometer neue Stromleitungen gebaut werden, damit der vor allem im Norden produzierte Windstrom in große Verbrauchszentren im Süden gelangen kann. Dieser Ausbau der Netze kostet viele Milliarden Euro.
Brandanschlag auf Hochspannungsmasten
Quelle: Katia Meyer-Tien
STROMNETZ. Zwei Strommasten des Verteilnetzbetreibers Bayernwerk wurden vorsätzlich angezündet. Die Folge war ein kurzfristiger Stromausfall. Der Staatsschutz ermittelt.
15.000 Haushalte im Osten von München waren in der Nacht von 24. Mai auf 25. Mai kurzzeitig ohne Strom. Grund war ein „mutmaßlicher Brandanschlag auf zwei Hochspannungsmasten der Bayernwerk Netz“, wie der Verteilnetzbetreiber mitteilte.
Rund 45 Minuten seien die Bewohner in der Nacht von Pfingstsonntag auf Pfingstmontag in den fünf Münchener Umlandgemeinden ohne Strom gewesen. „Das Polizeipräsidium München sowie der Staatsschutz gehen von einem Brandanschlag aus und haben entsprechende Ermittlungen eingeleitet“, heißt es weiter.
Bereits am Pfingstmontag leitete die Eon-Tochter nach eigenen Angaben Maßnahmen zur Wiederherstellung der beschädigten Infrastruktur ein. Material wurde bei Herstellern sowie innerhalb des Eon-Konzerns angefordert. Zudem organisierte der Netzbetreiber den Einsatz spezialisierter Kabelmonteure und eines externen Tiefbauunternehmens. Ziel sei die möglichst schnelle Wiederherstellung des ursprünglichen Netzzustands. Nach aktuellem Stand könne dies innerhalb weniger Tage erfolgen.
Nach Angaben des Polizeipräsidiums München waren in den frühen Morgenstunden zunächst Flammen an einem Strommast bei Garching gemeldet worden. Kurz darauf geriet ein weiterer Mast in Brand. Beide Feuer konnten rasch gelöscht werden. Angaben zur Höhe des Sachschadens lagen zunächst nicht vor.
„Die bisherigen Erkenntnisse deuten klar auf Sabotage hin. Unser Staatsschutz ermittelt mit Hochdruck“, wird der bayerische Innenminister Joachim Herrmann (CSU) bei der Deutschen Presseagentur zitiert. Auch wenn niemand verletzt worden sei, verurteile er den hinterhältigen Brandanschlag aufs Schärfste.
Egon Leo Westphal, Vorstandsvorsitzender der Bayernwerk AG, erklärte: „Die mutmaßlichen Brandanschläge auf zwei Strommasten in Garching treffen uns beim Bayernwerk als zuständigen Verteilnetzbetreiber unmittelbar. Solche Angriffe auf kritische Infrastruktur gefährden die Stabilität unserer Stromversorgung – und damit die Versorgungssicherheit für Menschen, Unternehmen und öffentliche Einrichtungen in Bayern.“
In München und dem Umland waren in den vergangenen Jahren wiederholt Infrastruktureinrichtungen Ziel von Brandanschlägen.
Quelle: ADAC
Stadtwerke Augsburg leiten den Ausstieg aus CNG ein
ERDGASFAHRZEUGE. Die Stadtwerke Augsburg ziehen sich sukzessive aus dem Geschäft mit komprimiertem Erdgas zurück. Das gilt sowohl für die Antriebe der Busflotte als auch für die CNG-Tankstellen.
Die Stadtwerke Augsburg (SWA) glauben nicht, dass CNG in der Mobilität eine Zukunft hat. Das komprimierte Erdgas werde in 10 bis 15 Jahren keine Rolle mehr spielen, so ein Sprecher des bayerischen Versorgers auf Anfrage dieser Redaktion. Aufgrund dieser Entwicklung erneuert das kommunale Unternehmen eine Tankstelle im Stadtgebiet nicht mehr, sondern gibt den Standort Kobelweg auf.
Aktuell sind neben der besagten Zapfstelle, die sich an einer Aral-Station befindet und die zum 30. Juni den Betrieb einstellt, noch zwei weitere Tankmöglichkeiten für CNG unter der Regie der Stadtwerke. Eine ist ebenfalls Teil einer Aral-Anlage, die dritte ist am Busbetriebshof des Versorgers. Auch diese würden perspektivisch „verschwinden“, so der Stadtwerke-Sprecher, ohne einen konkreten Zeitplan für das Stilllegen zu nennen.
Die Absage an das CNG betrifft die SWA auch selbst in besonderem Maße. Noch im Frühjahr 2021 hatten die SWA letztmals eine große Charge an Gasbussen bestellt, 30 an der Zahl. Damit erreichte die Flotte eine Anzahl von rund 100 Gas-Fahrzeugen. Dies folgte einem Beschluss des Stadtrats von 1992, vollständig von Diesel- auf Gasmotoren umzustellen. Über die Jahrzehnte verbesserte sich die Ökobilanz des öffentlichen Nahverkehrs noch einmal durch den Einsatz von Bio-CNG.
Allerdings habe sich CNG dennoch „nicht als Alternative durchgesetzt“, so der Sprecher weiter. Die öffentliche Förderung konzentriert sich immer mehr auf elektrische Antriebe, sodass auch Augsburg im April 2025 den Schwenk vollzog. Bis 2039 ersetzen die Stadtwerke demnach alle Gasbusse durch Elektro-Versionen. Ende vergangenen Jahres kamen die ersten E-Busse in den Fuhrpark, um die Mitarbeitenden allmählich mit der Technik vertraut zu machen. Von 2027 bis 2030 soll der erste „Serienhochlauf“ mit weiteren 32 Elektro-Fahrzeugen erfolgen.
Die verschiedenen Antriebstechniken werden noch eine Weile parallel existieren. Nicht immer treten in Augsburg E-Busse sofort an die Stelle ausrangierter Gas-Fahrzeuge. So schaffen die SWA im laufenden Jahr 14 neue Biogasbusse für veraltete Modelle an.
Für Augsburg bedeutet dies, dass der Versorger die Ladeinfrastruktur für E-Fahrzeuge ausbaut. Der Busbetriebshof hält dann spätestens ab Ende des kommenden Jahrzehnts keine CNG-Tankmöglichkeiten mehr vor. Schon jetzt scheuten die SWA die zu erwartenden Kosten, um die Gas-Zapfstelle am Kobelweg zu modernisieren und technisch neu aufzubauen.
Das Angebot an CNG-Tankstellen in der Region dünnt damit aus, ist aber noch vergleichsweise komfortabel. Neben den beiden verbleibenden Möglichkeiten in Augsburg finden sich zwei weitere CNG-Tankoptionen in den benachbarten Kommunen Diedorf und Gersthofen, jeweils rund 7 Kilometer von der nun aufzugebenden Station entfernt.
PV-Strom auch am Morgen und Abend
Vertikale PV-Module für Agri-PV, Flachdächer und mehr sollen durch die Kooperation an Marktanteilen gewinnen. Quelle: Over Easy Solar AS
PHOTOVOLTAIK. Die norwegische Over Easy Solar und die deutsche Next2Sun wollen gemeinsam den Einsatz vertikaler Photovoltaiklösungen in Europa vorantreiben.
Das norwegische Unternehmen Over Easy Solar und der deutsche PV-Spezialist Next2Sun haben eine strategische Kooperation für Vertrieb und Marketing vertikaler Photovoltaiklösungen vereinbart. Ziel ist es, die Markteinführung entsprechender Systeme in ausgewählten europäischen Märkten zu beschleunigen, wie die Unternehmen in einer gemeinsamen Pressemitteilung bekannt geben.
Die Firmen bringen unterschiedliche Schwerpunkte in die Zusammenarbeit ein. Over Easy Solar entwickelt leichte vertikale PV-Module für Flach- und Gründächer. Next2Sun das ergänzt das Portfolio mit bifazialen vertikalen PV-Systemen für Freiflächen-, Agri-PV- und Infrastrukturprojekte.
Vertikale PV-Systeme gelten als Ergänzung zu klassischen geneigten Solaranlagen. Durch die vertikale Ausrichtung und den Einsatz bifazialer Module entstehen laut Unternehmen gleichmäßigere Erzeugungsprofile mit höheren Stromerträgen in den Morgen- und Abendstunden. Dadurch könnten der Eigenverbrauch erhöht und Netzspitzen zur Mittagszeit reduziert werden.
Zudem verweisen beide Unternehmen auf die Möglichkeit einer multifunktionalen Flächennutzung. Vertikale PV-Anlagen lassen sich unter anderem in landwirtschaftliche Prozesse, Zäune oder Infrastrukturkorridore integrieren, ohne die ursprüngliche Nutzung der Flächen vollständig aufzugeben. Vorteile sehen die Anbieter außerdem bei Zugänglichkeit, Schneeablagerungen und Verschmutzung.
Wachsende Bedeutung Norwegens als PV-Standort
Geplant sind gemeinsame Marketingaktivitäten, abgestimmte Vertriebsmaßnahmen sowie der Austausch von Leads. Die Unternehmen richten sich dabei unter anderem an Projektentwickler, Installationsbetriebe, landwirtschaftliche Betriebe sowie Gebäude- und Flächeneigentümer.
Zudem verweisen Over Easy Solar und Next2Sun auf die wachsende Bedeutung Norwegens als Standort für Solartechnologien. Demnach lag die installierte Solarleistung des Landes 2023 bei 299 MW. Wachstumspotenzial erwarte man insbesondere bei gewerblichen Dachanlagen, Wohngebäuden und schwimmenden PV-Anlagen.
Over Easy Solar wurde 2021 in Oslo gegründet und entwickelt vorgefertigte vertikale PV-Systeme für Flachdächer. Nach eigenen Angaben wurden bislang mehr als 60 Projekte in über 15 Ländern umgesetzt.
Next2Sun mit Sitz in Deutschland wurde 2015 gegründet und entwickelt vertikal installierte bifaziale Photovoltaiksysteme. Das Unternehmen beziffert die bislang realisierte Leistung auf mehr als 60 MW. Die Gruppe beschäftigt nach eigenen Angaben mehr als 140 Mitarbeitende an Standorten in Deutschland, Österreich, Polen und Japan.
CO2-Preise mit 50 Euro Spread seit 2023
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES.
Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Die Zertifikatspreise im Emissionshandel der Europäischen Union (ETS) haben von 2023 bis 2026 massiv geschwankt. Laut den Daten der Intercontinental Exchange (ICE) kostete die Tonne CO2 im Februar 2023 einen Rekordwert von 100,34 Euro pro Tonne CO2, Ende Februar 2024 jedoch nur 55 Euro. Ende April 2026 lag der Preis bei rund 73,59 Euro pro Tonne CO2.
Ein Grund für niedrigere Preise sei laut der Börse die geringe Nachfrage: Produziert die Industrie in der EU weniger, als erwartet, und verbraucht damit auch weniger fossile Brennstoffe, ist auch der Bedarf an Zertifikaten geringer und die Preise sinken. Die Nachfrage wird dazu durch eine erhöhte Verfügbarkeit von erneuerbaren Energien gesenkt. Das EU-ETS befindet sich aktuell in seiner vierten Phase, die von 2021 bis 2030 läuft.
Visualisierung des Batterieparks Waltrop der Trianel. Quelle: Trianel
Hybride Speicher für Industrie, Stromnetz und Mobilität
SPEICHER. Über vier Jahre hinweg hat das Karlsruher Institut für Technologie KIT die Kombination verschiedener Speichermöglichkeiten erforscht.
Ob Stromnetz, Industrieanlage oder Elektromobilität – ein Energiesystem auf Basis erneuerbarer Quellen braucht Speicher, die Energie flexibel und bedarfsgerecht bereitstellen können. Genau hier setzte das vom KIT koordinierte und nun abgeschlossene europäische Forschungsprojekt „StoRIES“ (Storage Research Infrastructure Eco-System) an: Es vernetzte Forschungsinfrastrukturen, Industrie und Wissenschaftseinrichtungen in ganz Europa und entwickelte Strategien für die Energiespeicherung der Zukunft.
„Mit Stories haben wir Impulse entlang der gesamten Wertschöpfungskette gesetzt – von Materialien über Systeme bis zur Integration ins Energiesystem“, erklärte dazu Prof. Stefano Passerini, Projektleiter am Helmholtz-Institut Ulm (HIU), welches das KIT, die Universität Ulm und weitere Partner betreiben. „Das Forschungsprojekt hat Akteure in Europa enger zusammengeführt und dazu beigetragen, Kompetenzen und Infrastrukturen auszubauen. Entstanden ist ein europaweites Netzwerk aus 250 Forschungseinrichtungen, spezialisierten Laboren und Testumgebungen.“
Die Kombination macht es möglich
Ein zentrales Vorhaben von Stories war es, Speichertechnologien zu identifizieren, mit denen sich die schwankende Verfügbarkeit erneuerbarer Energien ausgleichen lässt. Dabei zeigte sich: Keine einzelne Technologie kann künftig alle Anforderungen des Energiesystems erfüllen. Batteriespeicher eignen sich etwa für schnelle Lastwechsel im Stromnetz, thermische Speicher für industrielle Wärmeprozesse, während Wasserstoff insbesondere die langfristige Energiespeicherung ermöglicht. Auf Grundlage dieser Analyse entwickelten die Forschenden eine Technologie-Roadmap sowie eine strategische Forschungs- und Innovationsagenda für hybride Energiespeichersysteme.
„Erst die intelligente Kombination unterschiedlicher Speicher ermöglicht ein Energiesystem, das zugleich flexibel, stabil und klimaneutral ist“, sagt Dr. Myriam E. Gil Bardaji, stellvertretende Projektkoordinatorin am KIT. „Unsere Ergebnisse zeigen, welche Technologien dafür zusammenspielen müssen und wo in Europa weiterer Forschungs- und Entwicklungsbedarf besteht.“
Neue Strukturen in Europa
Die Forschenden untersuchten unter anderem Konzepte für die Elektrifizierung von Häfen und des Schwerlastverkehrs, für die Versorgung abgelegener Regionen mit erneuerbarer Energie sowie für die Nachnutzung fossiler Kraftwerksstandorte als Speicher- und Flexibilitätszentren. Auch für Gebäude und Industrie entwickelten sie kombinierte Speicheransätze, die Strom, Wärme und Wasserstoff intelligent miteinander koppeln.
„Die Energiewende braucht Lösungen, die sich an sehr unterschiedliche Anwendungen anpassen lassen“, so Olga Suminska-Ebersoldt vom HIU, eine der Initiatorinnen von Stories. „Unsere Fallstudien zeigen, dass hybride Speicher nicht nur technische Vorteile bieten, sondern auch helfen können, bestehende Infrastrukturen effizient weiter zu nutzen und erneuerbare Energien besser in den Alltag zu integrieren.“
Neben den technologischen Ergebnissen hat Stories europaweit neue Strukturen für die Energiespeicherforschung geschaffen. Mehr als 100 Nachwuchsforschende nahmen an Summer Schools in Nikosia, Rom und Trondheim teil. Hinzu kamen internationale Austauschprogramme, Mentoringformate und Onlinekurse für junge Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler.
Von ausgebrannter Turbine geht weiter Gefahr aus
Quelle: Pixabay / Simon
WINDKRAFT ONSHORE. Eine in Brand geratene Windkraftanlage hat Polizei und Feuerwehr in Unterfranken über mehrere Tage in Atem gehalten. Nach dem Feuer geht nun noch von zwei Rotoren Gefahr aus.
Rauchzeichen aus einer Windturbine sind selten ein Grund zur Freude. Nicht anders ist es im Falle einer Turbine, die in der Nähe des bayerischen Kitzingen auf einem Feld nahe der Autobahn 7 steht. Die Gondel war am Abend des 23. Mai in Brand geraten und ließ sich nicht löschen.
Erst am 25. Mai meldete die Feuerwehr, dass das Feuer im Maschinenhaus erloschen war. Ohne Zutun der Brandbekämpfer, weil keine Mittel für einen Einsatz in gut 100 Metern Höhe zur Verfügung standen. Damit blieb den zunächst mit einem Großaufgebot angerückten Einsatzkräften nichts anderes übrig, als das Ausbrennen der Anlage bis zum Schluss zu überwachen.
Nach der ersten Rauchentwicklung gegen 18.50 Uhr stand die Gondel schnell in Flammen, heißt es in einer Mitteilung der Polizei Unterfranken. Trümmer fielen in der Folge zu Boden. Dabei muss es sich auch um einen Rotor gehandelt haben. Denn nach dem Ende des Brandes sind am Maschinenhaus nur noch zwei Blätter zu sehen. Von denen nach wie vor Gefahr ausgehe, so die Polizei.
Sie warnte die Bevölkerung „eindringlich“ davor, sich der havarierten Anlage zu nähern. Weitere Teile könnten herabstürzen, dadurch bestehe erhöhte Verletzungs- und Lebensgefahr. Bislang blieb es bei geringen Beeinträchtigungen – die A7 blieb am 23. Mai zwischen den Anschlussstellen Kitzingen und Marktbreit für etwas mehr als drei Stunden gesperrt, um Gefahren für den Verkehr auszuschließen. Der Ursache für den Brand wollen Sachverständige und Anlagenbetreiber nun auf den Grund gehen.
TU Darmstadt und E-Netz Südhessen entwickeln Stresstest für Stromnetze
Quelle: Fotolia / Miredi
STROMNETZ. Das Forschungsprojekt „CyberStress“ soll dabei helfen, Netzbetreiber auf digitale Angriffe vorzubereiten.
Die Technische Universität (TU) Darmstadt und die E-Netz Südhessen, eine Tochtergesellschaft der Entega, haben im Forschungsprojekt „CyberStress“ eine Methodik entwickelt, mit der Stromnetze gezielt auf ihre Widerstandsfähigkeit gegenüber Cyberangriffen getestet werden können. Ziel sei es, Netzbetreiber besser auf Risiken einer zunehmend digitalisierten Energiewelt vorzubereiten und die Versorgungssicherheit zu stärken, heißt es in einer Mitteilung der Universität.
Hintergrund des Projekts ist die wachsende Zahl vernetzter Anlagen im Energiesystem. Würden beispielsweise alle Ladesäulen eines Herstellers gleichzeitig fehlerhaft angesteuert, könnten plötzlich auftretende Lastspitzen das Netz destabilisieren. Obwohl solche Geräte nicht direkt von Netzbetreibern kontrolliert würden, könnten sie durch massenhaftes normwidriges Verhalten kritische Auswirkungen auf die Versorgung haben.
Empfehlungen an die Bundesnetzagentur übergeben
Deshalb entwickelten die Projektpartner eine Stresstest-Methodik für Stromnetze, die sich an Verfahren aus dem Bankensektor orientiert. Ziel ist es, systematisch zu überprüfen, wie robust Stromnetze gegenüber IT-Angriffen und Schwachstellen u identifizieren. Die Projektpartner haben auf Basis der Ergebnisse Empfehlungen für eine gesetzliche Verankerung solcher Stresstests an die Bundesnetzagentur übergeben.
Zum Projekt gehört auch ein Realdemonstrator, der in einer Transformatorenstation der E-Netz Südhessen installiert wurde. Dort kommt ein von der TU Darmstadt entwickelter Algorithmus zum Einsatz, der Anomalien im Stromnetz erkennen soll. Das System registriere etwa ungewöhnlich schnelle Laständerungen, wie sie durch manipulierte Ladevorgänge von Elektrofahrzeugen entstehen könnten, und löse entsprechende Warnungen aus.
Laut Professor Florian Steinke vom Fachgebiet Energy Information Networks and Systems der TU Darmstadt ermöglicht es der Demonstrator, reale Angriffsszenarien unter praxisnahen Bedingungen nachzustellen. Dadurch könnten Detektions- und Abwehrstrategien getestet werden, um Risiken künftig frühzeitig zu erkennen.
An dem Forschungsprojekt beteiligt sind neben der TU Darmstadt und der e-netz Südhessen AG auch die Q-Group GmbH sowie die Universität zu Köln mit dem Lehrstuhl Recht der Digitalisierung. Assoziierte Partner sind die Bundesnetzagentur und der Übertragungsnetzbetreiber Amprion. Gefördert wird das Projekt vom Bundesministerium für Forschung, Technologie und Raumfahrt. Die Betreuung übernimmt die VDI Technologiezentrum GmbH.
Ines Schultze, kaufmännische Vorständin der E-Netz Südhessen AG, bezeichnete die Zusammenarbeit mit Wissenschaft, Projektpartnern und Bundesnetzagentur als besonders wertvoll für das Vorhaben und lobte die Verbindung wissenschaftlicher Expertise, praktischer Betriebserfahrung und regulatorischer Perspektive.
Quelle: Pixabay / Andrew Khoroshavin
Stadtwerke Ahrensburg müssen die Kasse aufbessern
STADTWERKE. Vom Aushängeschild zum Sorgenkind: Das Glasfasernetz der Stadtwerke Ahrensburg gerät zur Belastung. Als Verlustbringer engt es den Spielraum des Versorgers in wichtigen Feldern ein.
Die wirtschaftliche Entwicklung bei den Stadtwerken Ahrensburg ist angespannt. Auf Berichte örtlicher Medien reagiert der Versorger aus dem Südosten Schleswig-Holsteins am 26. Mai mit einer Mitteilung, um Zweifeln an der „langfristigen Stabilität des Unternehmens“ zu begegnen.
Geschäftsführerin Julia Fest steht laut Mitteilung vor der Aufgabe, „tragfähige Entscheidungen zu treffen, die die Zukunftsfähigkeit der Stadtwerke sichern und gleichzeitig unserem Versorgungsauftrag gerecht werden“. Hintergrund sind offenbar rückläufige Ergebnisse, die zu einem unerwarteten Minus im Bilanzjahr 2025 führen könnten. Dazu lässt die Stadtwerke-Chefin sich allerdings nicht konkret aus.
Wie aus der Mitteilung allerdings hervorgeht, hätten die Renditeerwartungen sich nach dem schnellen und kostenintensiven Ausbau des Glasfasernetzes nicht erfüllt. Eine Trennung von den Datenleitungen allerdings sei noch keine ausgemachte Sache, wie eine Sprecherin der Stadtwerke auf Anfrage dieser Redaktion sagt. Sie nimmt damit Bezug auf die Darstellung des Hamburger Abendblatts, nach der der Aufsichtsrat die Veräußerung oder Verpachtung des Netzes bereits beschlossen habe.
Kommune prüft Finanzspritze und soll Verluste übernehmen
Die Stadtwerke sprechen vielmehr davon, „sämtliche strategischen Optionen sorgfältig“ prüfen zu wollen. Sie räumen ein, sich in einem „vielschichtigen wirtschaftlichen und strategischen Spannungsfeld“ zu bewegen. Zahlen fallen in diesem Zusammenhang nicht, doch ohne Finanzspritze der Stadt wird der Versorger nicht zurecht kommen. Zum einen solle die Unternehmensmutter die Verluste übernehmen, die das Freizeitbad „Badlantic“ anhäuft, heißt es.
Zum anderen sind die Investitionen in das Glasfasernetz der 35.000-Menschen-Kommune wohl ein Fass ohne Boden. Das Hamburger Abendblatt schreibt, seit dem Beginn des Leitungsbaus 2014 habe das Geschäftsfeld noch nie schwarze Zahlen geschrieben. Im Gegenteil belaufe das Minus sich auf etwa 1 Million Euro im Jahr. Das Dilemma ergibt sich aus erheblichen Ausgaben für den Bau des Netzes und schlicht nicht konkurrenzfähigen Tarifen. Die Stadtwerke bleiben hier im Ungefähren, wenn sie die Verluste „hohen Investitionskosten, einem dynamischen Wettbewerb sowie veränderten Marktbedingungen“ zuschreiben.
Der Versorger prüfe „mögliche Handlungsoptionen und Kooperationen“, heißt es in der Mitteilung. Eine Zusammenarbeit in diesem Bereich hatte das Unternehmen zuletzt im Februar 2026 bekanntgegeben. Im Wohnquartier der Norddeutschen Baugenossenschaft „Neue Lübecker“ sind die Stadtwerke Seite an Seite mit dem Kommunikationsunternehmen Vodafone aktiv. Der Versorger legt die Kabel bis ans Haus und übernimmt den Vertrieb, Vodafone verlängert die Glasfaseranbindung in die 187 Mehrfamilienhäuser (insgesamt 1.424 Wohneinheiten).
Für die Stadtwerke gehe es laut Medienbericht darum, finanziellen Handlungsspielraum zurückzugewinnen. Der Ausbau des Fernwärmenetzes erfordere über viele Jahre Investitionen. Mit den auflaufenden Verlusten aber sei es schwieriger, sich dafür bei den Banken Geld zu leihen. Mit dem Verkauf oder der Verpachtung des Glasfasernetzes könnte das Unternehmen also benötigte Liquidität generieren.
In der aktuellen Sprachregelung der Stadtwerke heißt es dazu, der Energiemarkt sei bei Preisentwicklung und rechtlichen Rahmenbedingungen „von hoher Volatilität geprägt“. Daher prüfe die Stadt Ahrensburg eine finanzielle Unterstützung, damit die Stadtwerke „die vielfältigen Aufgaben im Rahmen der Klimawende weiterhin verlässlich umsetzen“ können.
Eine Frage, vor der viele Versorger stehen, betrifft die Zukunft klassischer Geschäftsfelder. Der Vertrieb von Gas wird perspektivisch nicht länger stabile Gewinne garantieren, (klimaneutrale) Fernwärme als Nachfolger bringt womöglich weniger ein. Auch die Stadtwerke Ahrensburg suchen Lösungen dafür. Seit vergangenem Herbst sind dazu Ideen im Raum, die von der Übernahme der Stromnetzkonzession in der Stadt bis zur Übernahme auch der Trinkwasserversorgung reichen.
Hansewerk erhöht Tempo beim Stromnetzausbau in Schleswig-Holstein
Quelle: HanseWerk
NETZE. „HanseWerk“ und die Tochtergesellschaft SH Netz wollen bis 2030 rund 2,5 Milliarden Euro in Stromnetze investieren. Flexible Netzanschlüsse sollen zusätzliche Einspeisung ermöglichen.
Die Hansewerk-Gruppe plant zwischen 2026 und 2030 Investitionen von mehr als 2,63 Milliarden Euro in Ausbau und Instandhaltung ihrer Energienetze in Schleswig-Holstein. Nach Angaben des Unternehmens steigt damit die Investitionsgeschwindigkeit gegenüber dem Durchschnitt der vergangenen zehn Jahre deutlich an.
„Wir schalten den Investitionsturbo ein, um die Energiewende im Norden weiter voranzutreiben“, sagte dazu Christian Fenger Vorstandsvorsitzender der Hansewerk AG und Aufsichtsratschef von der Netztochter SH Netz. „Fast 2,5 Milliarden Euro werden in die Stromnetze in Schleswig-Holstein fließen – in Netzausbau und Instandhaltung oder auch intelligente Stromzähler.“
Bereits 2026 sollen rund 450 Millionen Euro in die Energienetze fließen. Für 2027 kündigt der Versorger Investitionen von mehr als 530 Millionen Euro an. Etwa 90 Prozent der Mittel sind jeweils für Stromnetze vorgesehen. Die Unternehmensgruppe reagiert damit nach eigenen Angaben auf den steigenden Anschlussbedarf durch Windkraft- und Photovoltaikanlagen sowie auf zusätzliche Lasten durch Wärmepumpen, Elektromobilität und Batteriespeicher.
Dazu zählen auch intelligente Messsysteme. Als Beispiel nennt das Unternehmen den Bau einer 110-Kilovolt-Leitung im Kreis Dithmarschen mit einem Investitionsvolumen von 98 Millionen Euro.
Flexible Anschlussverträge sollen Einspeisung erhöhen
Neben klassischen Ausbauprojekten setzt die Hansewerk-Gruppe auf eine stärkere Auslastung bestehender Netze. Grundlage dafür sind flexible Netzanschlussverträge, die seit einer Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes möglich sind. Diese „Flexible Connection Agreements“ (FCA) erlauben Netzanschlüsse auch dann, wenn die vorhandene Netzkapazität zeitweise ausgelastet ist.
Bei den FCA-Modellen akzeptieren Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen oder Speichern bestimmte Begrenzungen bei der Einspeisung. Dafür erhalten sie einen schnelleren Netzanschluss. „Mit flexiblen Anschlussverträgen können wir deutlich mehr Strom in unser Netz aufnehmen als bisher und Kunden schneller anschließen“, zeigt sich Benjamin Merkt sicher, technischer Vorstand der Hansewerk-Gruppe. „Denn mit den flexiblen Anschlüssen können wir bislang freie Kapazitäten im Stromnetz nutzen, um Grünstrom ins Netz aufzunehmen.“
Nach Darstellung des Unternehmens lassen sich dadurch Engpässe im Netzbetrieb begrenzen. So könnten beispielsweise Biomasseanlagen gezielt in Zeiten mit geringer Photovoltaik-Einspeisung Strom liefern. Ebenso sei vorgesehen, dass einzelne Anlagen ihre Einspeisung reduzieren, wenn Wind- und Solarstromanlagen eine definierte Netzgrenze erreichen.
Einen ersten flexiblen Netzanschlussvertrag haben Schleswig-Holstein Netz und Bioenergie Kropp im Kreis Schleswig-Flensburg abgeschlossen. Hansewerk sieht in diesem Modell einen Ansatz, um zusätzliche Erneuerbare-Energien-Anlagen schneller in das bestehende Stromnetz zu integrieren.
Hamburg sieht sich beim Ausbau öffentlicher Ladepunkte an der Spitze
E-Auto-Ladesäule in Hamburg. Quelle: Hamburger Energienetze / Jakob Börner
MOBILITÄT. Hamburg hat binnen eines Jahres 1.440 öffentliche Ladepunkte aufgebaut. Das entspricht einem Wachstum von 40 Prozent.
Hamburg hat die Zahl öffentlich zugänglicher Ladepunkte innerhalb eines Jahres um 1.440 auf 5.063 erhöht und liegt damit bundesweit an der Spitze beim Ausbau der Ladeinfrastruktur. Das berichtet der Energieversorger Hamburger Energienetze unter Berufung auf Zahlen der Bundesnetzagentur.
Zwischen April 2025 und April 2026 stieg die Zahl der öffentlichen Ladepunkte in Hamburg demnach um 40 Prozent. Bundesweit lag das Wachstum im gleichen Zeitraum bei 28 Prozent. Grundlage des Ausbaus ist ein seit 2025 laufendes Konzessionsverfahren, bei dem neben der städtischen Hamburger Energiewerke Mobil GmbH sechs private Betreiber Ladeinfrastruktur errichten.
Nach Angaben der Hamburger Energienetze wurden allein im öffentlichen Raum mehr als 1.300 Ladepunkte neu angeschlossen. Zusätzlich kamen zwischen 2024 und 2025 rund 6.400 Ladepunkte auf privaten Flächen hinzu. Insgesamt gibt es damit in Hamburg fast 29.000 private Ladepunkte, darunter Wallboxen an Wohngebäuden sowie Ladeeinrichtungen auf Parkplätzen von Unternehmen, Hotels und Supermärkten.
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| Um 40 Prozent ist die Ladeinfrastruktur in Hamburg im vergangenen Jahr gewachsen. (Zum Vergrößern bitte auf die Grafik klicken) Quelle: Hamburger Energienetze |
„Die Nachfrage ist real“
Im ersten Quartal 2026 war dem Hamburger Verkehrssenator Anjes Tjarks (Bündnis 90/ Die Grünen) zufolge jedes dritte neu zugelassene Fahrzeug in Hamburg zumindest teilweise elektrisch angetrieben. „Eine lebenswerte Stadt braucht eine Mobilität, die funktioniert – und zwar für alle Menschen. Die Antriebswende ist dabei ein zentraler Pfeiler: Sie macht unsere Stadt klimafreundlicher und lebenswerter zugleich – aber nur, wenn die Ladeinfrastruktur mitwächst. Und der Alltag zeigt: Die Nachfrage ist real.“ Zum 31. März 2026 waren in der Hansestadt 45.422 batterieelektrische Pkw sowie 30.345 Plug-in-Hybride registriert.
Die Hamburger Energienetze führen den schnellen Ausbau der Infrastruktur unter anderem auf digitale Antragsprozesse zurück. Über das Hausanschluss-Portal Hamburg können Betreiber den gesamten Anschlussprozess digital abwickeln. Anschlussangebote für einzelne Ladepunkte würden innerhalb von etwa zehn Tagen erstellt, bei größeren Ladeparks in rund vier Wochen.
Für Betrieb und Steuerung der Ladeinfrastruktur setzen die Hamburger Energienetze auf die Plattform „e-Round“. Das System verarbeitet Abrechnungsdaten, steuert Ladevorgänge und liefert Auswertungen zur Auslastung einzelner Standorte. Die Daten dienen der Hamburger Wirtschaftsbehörde zur Planung weiterer Ausbaugebiete.
EMB-Geschäftsführer geht in den Ruhestand
Quelle: Das bisherige Führungsteam der EMB: Leif Christian Cropp, Kathrin Jung, Dr. Jens Horn. Quelle: EMB Energie Brandenburg GmbH / Sascha Hagemann)
PERSONALIE. Ende Mai 2026 verabschiedet sich der langjährige Geschäftsführer der Energie Brandenburg, Jens Horn, in den Ruhestand. Den Posten übernimmt Leif Christian Cropp.
Dr. Jens Horn verlässt die Geschäftsführung der EMB Energie Brandenburg GmbH zum 31. Mai 2026 und geht in den Ruhestand. Ab dem 1. Juni übernimmt Leif Christian Cropp den Vorsitz der Geschäftsführung. Ebenfalls Teil des Führungsgremiums bleibt Kathrin Jung, wie aus einer Mitteilung des Unternehmens hervorgeht.
Horn gehörte der Geschäftsführung seit 2011 an. In dieser Zeit entwickelte sich das Unternehmen von einem regionalen Erdgasversorger zu einem Energiedienstleister mit Aktivitäten in ganz Brandenburg sowie Teilen Sachsens und Sachsen-Anhalts. Maßgeblich dafür waren mehrere gesellschaftsrechtliche Zusammenführungen innerhalb der Gasag-Gruppe.
Zu Beginn von Horns Amtszeit stand die Verschmelzung der Havelländische Stadtwerke GmbH auf die damalige EMB Energie Mark Brandenburg GmbH, die 2012 abgeschlossen wurde. 2023 folgte die Integration der Spreegas Gesellschaft für Erdgasversorgung und Energiedienstleistung mbH. Im Jahr 2025 wurden die bisherigen Marken EMB und Spreegas unter der gemeinsamen Marke „Energie Brandenburg“ zusammengeführt.
Nach Angaben des Unternehmens stieg die Zahl der Gas- und Stromkunden auf mehr als 145.000. Parallel weitete Energie Brandenburg seine Geschäftsfelder aus. Neben dem bundesweiten Vertrieb von Gas und Strom baute das Unternehmen Angebote rund um Wärmepumpen, Photovoltaikanlagen und Wallboxen auf. Seit Ende 2017 entstand zudem ein öffentliches Ladenetz mit inzwischen mehr als 130 Ladepunkten.
Der promovierte Physiker Horn war seit 1994 in der Energiewirtschaft tätig. Vor seinem Wechsel zur EMB arbeitete er unter anderem bei der Mitgas Mitteldeutsche Gasversorgung GmbH sowie der Erdgasversorgungsgesellschaft Thüringen-Sachsen mbH. Von Juli 2015 bis August 2023 leitete er die damalige EMB Energie Mark Brandenburg GmbH als Alleingeschäftsführer.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
US-Angriffe sorgen für höhere Preise
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Nachdem es am Wochenende von der US-Regierung geheißen hatte, man stehe sehr nahe vor einem Rahmenabkommen, das eine Verlängerung der Feuerpause und eine Wiederöffnung der Straße von Hormus vorsehe, hat sich die Nachrichtenlage Im Irankrieg nun wieder eingetrübt: Denn die USA haben iranische Raketenstellungen angegriffen, ebenso Boote, die angeblich Minen im Meer verlegen wollten. Daraufhin stiegen die Ölpreise wieder, notierten aber dennoch niedriger als am Freitag im US-Handel. Gas und Strom nahmen am Berichtstag die Tendenz von Erdöl gedämpft auf. CO2 legte gleichfalls zu. Für das Kernproblem, den Verbleib des iranischen angereicherten Urans, scheint sich noch immer keine Lösung am Verhandlungstisch abzuzeichnen.
Strom: Überwiegend etwas fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt. Der Day-ahead notierte mit 84,25 Euro je Megawattstunde im Base und 35,25 Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse wurde die Grundlast mit 84,05 Euro ermittelt, die Spitzenlast mit 34,83 Euro. Zwischen 11 und 17 Uhr waren die Börsenpreise auf Stundenbasis negativ. Der niedrigste Preis wurde mit -1,70 Euro für die Stunde zwischen 15 und 16 Uhr gezahlt.
Die Meteorologen von Eurowind erwarten für den Rest der Woche eine Einspeiseleistung der Erneuerbaren zur Stromgewinnung in ähnlicher Höhe wie am Dienstag. Ein Wetterumschwung zeichnet sich für das kommende Wochenende ab. Die Wetterdienste gehen für Samstag und die Folgetage von kühlerem und unbeständigem Wetter aus. Ein bedeckter Himmel dürfte die Solar-Einspeiseleistung reduzieren, das Windaufkommen soll zunächst moderat bleiben.
Am langen Ende legte das Strom-Frontjahr wegen der festeren Preise für die Primärenergieträger und CO2 um 0,10 Euro auf 92,21 Euro zu.
CO2: Fester haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.40 Uhr um 1,41 Euro auf 78,16 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,9 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 78,51 Euro, das Tief bei 76,59 Euro.
Damit zeigt sich der Dec 26 deutlich oberhalb des Widerstands bei 77,45 Euro. Ein Schluss oberhalb dieser Marke würde die Aussichten für die CO2-Bullen deutlich erhöhen. Unterstützung für den Benchmark-Kontrakt findet sich laut den Analysten von Redshaw Advisors bei 76,51 Euro und 75,80 Euro.
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Dienstag fester gezeigt. Der Frontmonat Juni am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.35 Uhr um 0,635 Euro auf 47,075 Euro je Megawattstunde. Der Preis steigt, nachdem die USA Ziele im Iran angegriffen haben, was die Unsicherheit über ein mögliches Friedensabkommen mit dem Iran und die Wiedereröffnung der Straße von Hormus verstärkt.
Unterdessen teilte die italienische Edison mit, sie habe von Qatar Energy eine weitere Verlängerung der Force-Majeure-Mitteilung (höhere Gewalt als Lieferhemmnis) für fünf zusätzliche LNG-Ladungen erhalten, nachdem iranische Angriffe Anfang des Jahres Anlagen beschädigt hatten.
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