28. Mai 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
WÄRME: VIK fordert Ausnahmen bei Wärmeplanung
VERBÄNDE: Länderbeschlüsse stärken aus Sicht des AGFW die Wärmewende
POLITIK: Wärmeplanung benötigt mehr Ausgestaltung
BIOKRAFTSTOFFE: Erneuerbare Kraftstoffe weiterdenken
HANDEL & MARKT
WIRTSCHAFT: Konjunkturflaute hält wegen Energiekosten an
GAS: Fernleitungsnetzbetreiber beleuchten Versorgungssicherheit
ELEKTROFAHRZEUGE: Gute Mischung bei der Beschaffung
STATISTIK DES TAGES: Monatlicher Verbraucherpreisindex für Fernwärme
TECHNIK
STUDIEN: Elektrifizierung für Zinkindustrie der Schlüssel zur Klimaneutralität
STUDIEN: Von der Umweltbedrohung zum Klimaretter?
GEOTHERMIE: Nächster Schritt für das Tiefengeothermieprojekt Rhein-Pfalz
PHOTOVOLTAIK: Solarpark Görlsdorf offiziell am Netz
UNTERNEHMEN
TECHNIK: Vattenfall baut PV-Park mit emissionsarmem Stahl
GAS: Deutschland kauft kanadisches Gas bis 2050
AUFTRAG: Data-Center-Auftrag stützt Wachstumspläne von 2G Energy
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: Hoffnung auf Kriegsende drückt Gaspreise
TOP-THEMA
Behörde will Stromnetzkosten ab 2027 neu verteilen
Quelle: Shutterstock / nitpicker
REGULIERUNG.
Die Bundesnetzagentur hat Eckpunkte für eine Reform der Stromnetzentgelte vorgestellt. Ziel ist laut Behördenchef Klaus Müller eine gerechtere Verteilung der Netzkosten.
Die Bundesnetzagentur hat einen vorläufigen Zwischenstand zur Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) vorgelegt. Sie soll die Finanzierung der Stromnetze an die Anforderungen der Energiewende anpassen. Ein Entwurf der Festlegung soll im Sommer 2026 veröffentlicht und konsultiert werden. Die endgültige Rahmenfestlegung ist für Ende 2026 geplant. Erste Neuerungen sollen ab Januar 2027 greifen.
Nach Angaben der Bundesnetzagentur basiert die heutige Systematik der Netzentgelte noch weitgehend auf Vorgaben von 2005. Präsident Klaus Müller erklärte: „Die bisherige Struktur wird der Energieversorgung der Gegenwart und Zukunft nicht mehr gerecht“. Hintergrund der Reform ist zudem ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs. Die bisherigen gesetzlichen Vorgaben der Stromnetzentgeltverordnung laufen Ende 2028 aus.
Ziel der Reform sei eine stärkere Kosteneffizienz und eine fairere Verteilung der Belastungen. Die Netzentgelte machen jährlich rund 37 Milliarden Euro aus. Netzkosten sollten wieder dort bezahlt werden, wo sie verursacht würden. Außerdem wolle die Behörde Flexibilität fördern und den Netzausbau begrenzen.
Änderungen für Prosumer
Für Haushaltskunden in der Niederspannung bleibt es bei einem Grundpreis und einem Arbeitspreis. Allerdings soll die Höhe des Grundpreises gedeckelt werden. Verbraucher mit eigener Stromerzeugung, etwa durch Photovoltaikanlagen, sollen künftig einen höheren Grundpreis zahlen.
Diese sogenannten Prosumer beteiligen sich bislang nur eingeschränkt an der Finanzierung der Netze, obwohl sie jederzeit auf die Stromversorgung angewiesen seien. Die zusätzlichen Kosten dürften je nach Netzgebiet unterschiedlich ausfallen und unter 100 Euro pro Jahr liegen. Betreiber von Steckersolaranlagen sollen davon ausgenommen bleiben.
Für gewerbliche und industrielle Großverbraucher plant die Behörde eine grundlegende Änderung. Der bisherige Leistungspreis soll durch einen Kapazitätspreis in Euro pro Kilowatt und Jahr ersetzt werden. Hinzu kommt ein Aufschlag, wenn die gebuchte Kapazität überschritten wird. Damit sollen Unternehmen dadurch flexibler auf niedrige Strompreise reagieren können.
Auch bei den Sonderentgelten nach Paragraf 19 Absatz 2 der Stromnetzentgeltverordnung kündigt die Behörde Übergangsregelungen an. Die bisherige Bandlastregelung für Bestandskunden soll bis Ende 2031 verlängert werden. Über die langfristige Ausgestaltung will die Behörde Anfang 2027 entscheiden. Dabei sollen Erkenntnisse aus laufenden Pilotprojekten einfließen.
Neue Erzeuger zahlen fürs Netz
Erstmals sollen künftig auch Betreiber von Erzeugungsanlagen an den Netzkosten beteiligt werden. Für neue Anlagen ist ein Kapazitätspreis von zunächst 4 bis 7 Euro pro kW und Jahr vorgesehen. Bestandsanlagen sollen dagegen für 20 Jahre ab Inbetriebnahme ausgenommen bleiben. Laut Behörde könnte dies langfristig bis zu zwei Milliarden Euro jährlich zur Netzfinanzierung beitragen.
Auch Betreiber von Stromspeichern sollen künftig Netzentgelte zahlen. Vorgesehen ist ein moderater Kapazitätspreis in ähnlicher Höhe wie bei Erzeugungsanlagen. Arbeitspreise sollen für Speicher dagegen nicht anfallen. Die Behörde will zudem bestehende Übergangsregelungen und bestehende Sonderregelungen anerkennen.
Elektrolyseure zur Herstellung von grünem und kohlenstoffarmem Wasserstoff sollen ebenfalls in die Finanzierung einbezogen werden. Aufgrund europarechtlicher Vorgaben plant die Behörde jedoch eine Sonderbehandlung. Auch hier soll lediglich ein Kapazitätspreis erhoben werden.
Dynamische Netzentgelte ab 2030
Ein weiterer Schwerpunkt der Reform sind dynamische Netzentgelte. Diese sollen Verbrauchern und Anlagenbetreibern finanzielle Anreize geben, das Netz in Engpasssituationen weniger zu belasten. Die Bundesnetzagentur verweist dabei auf hohe Redispatch-Kosten von rund 3,06 Milliarden Euro im Jahr 2025, einschließlich der Vorhaltekosten für Reservekraftwerke.
Ein konkretes Konzept für dynamische Netzentgelte will die Behörde erst 2027 vorlegen. Für Speicher könnten solche Entgelte frühestens 2030 eingeführt werden, für Einspeiser frühestens 2032. Auch Elektrolyseure gelten aus Sicht der Behörde als potenzielle Kandidaten für dynamische Entgelte. Für Haushalte mit Heimspeichern oder Elektroautos soll zunächst an der Weiterentwicklung bestehender zeitvariabler Tarife gearbeitet werden.
Darüber hinaus plant die Bundesnetzagentur Änderungen bei der Verteilung vorgelagerter Netzkosten zwischen den Netzbetreibern. Künftig sollen diese Kosten stärker am tatsächlichen Stromverbrauch der angeschlossenen Letztverbraucher ausgerichtet werden.
Die jetzt vorgestellten Eckpunkte seien noch kein endgültiger Beschluss, betonte die Behörde. Eine förmliche Konsultation des vollständigen Festlegungsentwurfs beginnt voraussichtlich im Sommer 2026 und soll mit dem Erlass der Rahmenfestlegung Ende 2026 abgeschlossen werden. Konkretisierende Folgefestlegungen folgen in 2027.
Quelle: Shutterstock
VIK fordert Ausnahmen bei Wärmeplanung
WÄRME. Der Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) fordert eine klare Ausnahme industrieller Wärmenetze aus dem Wärmeplanungsgesetz und warnt vor zusätzlicher Bürokratie.
Die geplante Novelle des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) stößt beim Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft auf Kritik. Er fordert eine rechtssichere und dauerhafte Ausnahme industrieller Prozesswärmenetze aus dem Gesetz. Anlass ist die für den 27. Mai geplante Kabinettssitzung zur Änderung des WPG.
Dem VIK gehören Unternehmen aus Branchen wie Chemie, Stahl, Papier, Glas, Aluminium und Zement an. Auf diese Mitgliedsunternehmen entfallen laut Verband rund 80 Prozent des industriellen Stromverbrauchs. Der VIK begrüßt zwar einzelne Änderungen im aktuellen Gesetzentwurf, hält diese aber für nicht ausreichend.
Aus Sicht des Verbandes müsse die Abgrenzung zwischen industriellen Prozesswärmenetzen und kommunaler Fernwärme klar anhand der Wirtschaftszweige erfolgen. Konkret fordert der Verband eine Ausnahme für das verarbeitende Gewerbe und den Bergbau.
Industrielle Wärme taugt nicht für Wohnungen
Christian Seyfert, Hauptgeschäftsführer des VIK, erklärte, industrielle Wärmenetze dienten nahezu ausschließlich der Versorgung von Produktionsprozessen mit Prozesswärme und Dampf. Sie unterschieden sich technisch und betrieblich grundlegend von kommunalen Wärmenetzen zur Versorgung von Haushalten. „Eine Gleichbehandlung führt aus unserer Sicht zu zusätzlicher Bürokratie ohne weiteren Klimanutzen“, warnte Seyfert.
Der VIK spricht sich deshalb gegen Kriterien wie Temperaturgrenzen oder räumliche Vorgaben aus. Solche Regelungen würden neue Abgrenzungsprobleme schaffen, erklärte Seyfert laut Mitteilung. Stattdessen fordert der Verband eine eindeutige Zuordnung über die jeweiligen Wirtschaftszweige. Nach Angaben des VIK unterliegen die betroffenen Industrieanlagen bereits dem europäischen Emissionshandelssystem ETS sowie weiteren sektoralen Vorgaben zur Dekarbonisierung. Zusätzliche nationale Anforderungen durch kommunale Wärmeplanung und Fahrplanpflichten könnten Investitionen in die industrielle Transformation erschweren.
Fristverlängerung genügt nicht
Kritisch bewertet der Verband zudem die im Entwurf vorgesehene Fristverlängerung für industrielle Fahrpläne bis 2030. Diese könne lediglich ein Zwischenschritt sein, ersetze aber keine vollständige gesetzliche Ausnahme industrieller Eigenversorgungssysteme aus dem Wärmeplanungsgesetz. Der Verband appellierte an den Gesetzgeber, industrielle Wärmenetze im weiteren Verfahren dauerhaft aus dem Anwendungsbereich des Gesetzes herauszunehmen.
Länderbeschlüsse stärken aus Sicht des AGFW die Wärmewende
Quelle: Fotolia / Rawpixel
VERBÄNDE. Der AGFW bewertet die Beschlüsse der Energieministerkonferenz als Signal für Wärmewende und Kraft-Wärme-Kopplung. Der Verband fordert nun schnelle gesetzliche Änderungen.
Der Energieeffizienzverband AGFW bewertet die Beschlüsse der Energieministerkonferenz der Länder als Unterstützung für Wärmewende, Fernwärme und Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Dies teilte der AGFW am 27. Mai mit. Nach Angaben des Verbands unterstreichen die Länder mit ihren Beschlüssen die Bedeutung einer klimaneutralen Wärmeversorgung und sehen Fernwärme sowie KWK als zentrale Elemente der Transformation.
Besonders wichtig ist aus Sicht des AGFW die Positionierung der Energieminister zur Zukunft des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG). Die Länder benennen nach Darstellung des Verbands das Auslaufen des KWKG im Jahr 2026 ausdrücklich als Risiko und sprechen sich für eine schnelle Novellierung aus.
Die Energieministerkonferenz (EnMK) auf Norderney (Niedersachsen) war am 22. Mai mit einem gemeinsamen Bekenntnis der Länder zur Energiewende zu Ende gegangen (wir bericheten).
„Die Energieministerkonferenz bestätigt, was der AGFW seit langem fordert: Wir brauchen dringend eine Verlängerung und verlässliche Weiterentwicklung des KWKG sowie bessere Rahmenbedingungen für den Einsatz klimaneutraler Brennstoffe“, so Frank Mattat, Geschäftsführer des AGFW. KWK sei für die Wärmenetze ein zentraler Baustein für Versorgungssicherheit, Flexibilität und den Übergang zu einer klimaneutralen Wärmeversorgung. „Jetzt ist entscheidend, dass die Bundesregierung nicht länger ankündigt, sondern endlich liefert.“
Ein weiteres zentrales Signal der Energieministerkonferenz ist die erneute Aufforderung zur Novellierung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV). Dabei wird ausdrücklich betont, dass Investitionssicherheit gewährleistet werden muss. Aus Sicht des AGFW ist dies eine zentrale Voraussetzung für das Gelingen der Wärmewende.
Nach Auffassung des AGFW müssen Investitionen in Erzeugungsanlagen, Netze und Dekarbonisierung langfristig refinanzierbar bleiben. Der Verband verweist in diesem Zusammenhang auf angekündigte Änderungen im Rahmen des Gebäudeenergie-Modernisierungsgesetzes.
Wärmeplanung benötigt mehr Ausgestaltung
Das Bundeskanzleramt in Berlin. Quelle: Georg Eble
POLITIK. Das Bundeskabinett hat Änderungen für Wärmeplanung und Energieeffizienz beschlossen. VKU und BDEW begrüßen die Entlastung kleiner Kommunen, fordern aber weitere Reformen.
Das Bundeskabinett hat am 27.Mai die sogenannte kleine Novelle des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) beschlossen. Ziel ist es, das Gesetzgebungsverfahren noch vor der Sommerpause abzuschließen. Zugleich stimmte es Änderungen des Baugesetzbuchs (BauBG), sowie des Energieeffizienzgesetzes (EnEfG) zu.
Die WPG-Änderungen sollen insbesondere kleinere Kommunen entlasten. Kommunen mit bis zu 15.000 Einwohnern könnten in einem vereinfachten Verfahren eine Wärmeplanung binnen weniger Monate erstellen. Der Bundestag müsste den Neuerungen noch zustimmen. Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) und der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) begrüßen die Pläne, sehen jedoch weiteren Reformbedarf.
Nach Angaben des VKU schaffen die vorgesehenen WPG-Anpassungen zwar Erleichterungen für Kommunen mit begrenzten personellen und finanziellen Ressourcen. Für die praktische Umsetzung der Wärmewende reiche dies aber nicht aus. VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing erklärte: „Erst ein konsistenter Rechtsrahmen ermöglicht es, die Wärmepläne vor Ort mit Investitionen zu hinterlegen und konkrete Projekte umzusetzen.“
Sichere Finanzierung nötig
Liebing verwies darauf, dass kleine Kommunen bedarfsgerechte Unterstützung benötigten. Die Wärmeplanung müsse deshalb einfacher und praxistauglicher ausgestaltet werden. Der VKU fordert daher eine umfassendere Reform des Wärmeplanungsgesetzes im Herbst. Im Mittelpunkt steht aus Sicht des Verbandes die gesetzliche Absicherung der Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW).
Laut VKU fehlt den Stadtwerken bislang die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit für den Ausbau der Fernwärme. Liebing erklärte, die angekündigte Anschubfinanzierung müsse gesetzlich verankert und im Bundeshaushalt abgesichert werden.
Der VKU verweist dabei auf den Koalitionsvertrag von Union und SPD sowie auf das Eckpunktepapier zum geplanten Gebäudemodernisierungsgesetz. Dort sei die Absicherung der Förderung bereits angekündigt worden. Zugleich sprach sich der Verband für eine gezieltere Verwendung staatlicher Fördermittel aus. Förderungen für einzelne Heizsysteme wie Wärmepumpen sollten künftig nicht mehr in Gebieten erfolgen, die für den Ausbau der Fernwärme vorgesehen seien.
Leitungsplanung verzahnen
Nach Einschätzung des VKU erfordern die Investitionen der Stadtwerke in die Energie- und Wärmewende weitere gesetzliche Anpassungen. Neben der Reform des Wärmeplanungsgesetzes nennt der Verband, insbesondere Änderungen am Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG), an der Wärmelieferverordnung sowie an der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV).
Auch der BDEW sieht offene Fragen. Die Vereinfachungen für kleinere Kommunen seien sinnvoll, dürften jedoch nicht zulasten der Aussagekraft der Wärmepläne gehen. Außerdem müsse sichergestellt werden, dass Strom-, Gas- und Fernwärmeplanung stärker miteinander verzahnt würden.
BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae mahnte: „Mehrfachinfrastrukturen müssten aus Kostengründen vermieden werden“. Gleichzeitig müsse die Beteiligung von Energieversorgern und Netzbetreibern in den Verfahren gestärkt bleiben.
BauBG rechtssicher machen
Zum BauBG begrüßte Andreae das Ziel, Planungs- und Genehmigungsverfahren im Infrastrukturausbau zu beschleunigen. Entscheidend sei jedoch, dass die verschiedenen Gesetzesvorhaben aufeinander abgestimmt würden. Andernfalls drohten Rechtsunsicherheiten, die den Ausbau der Energieinfrastruktur verzögern könnten.
Beim Ausbau der erneuerbaren Energien sieht der BDEW Nachbesserungsbedarf. Andreae erklärte, speziell das Repowering von Windenergieanlagen an Land dürfe nicht erschwert werden. Die bestehende 2-H-Regelung habe sich aus Sicht des Verbandes als praxistauglich erwiesen und solle erhalten bleiben.
Zudem fordert der Verband bessere Rahmenbedingungen für Batteriespeicher. Die bestehende Privilegierung von Speichern im Umfeld von Umspannanlagen solle von bislang 200 Metern auf 500 Meter erweitert werden. Damit könnten Speicher nach Auffassung des BDEW stärker zur Integration erneuerbarer Energien, zur Netzstabilität und zur Versorgungssicherheit beitragen.
Mehr Energieeffizienz spart Millionen Euro
Auch die geplante Novelle des Energieeffizienzgesetzes bewertet der BDEW grundsätzlich positiv. Laut Andreae könne der vorgesehene Bürokratieabbau Unternehmen deutlich entlasten. Der Gesetzentwurf beziffere die möglichen Einsparungen auf rund 834 Millionen Euro pro Jahr. Viele Regelungen würden auf das nach EU-Recht erforderliche Maß zurückgeführt. Dies könne die Wettbewerbsfähigkeit der Unternehmen stärken.
Erneuerbare Kraftstoffe weiterdenken
Tankwwagen. Quelle: Fotolia / Bernd Leitner
BIOKRAFTSTOFFE. Der Bundesverband Freier Tankstellen und Unabhängiger Deutscher Mineralölhändler e.V. sieht den Einsatz strombasierter erneuerbarer Kraftstoffer nicht nur im Flugverkehr.
Eine breitere Förderung erneuerbarer Kraftstoffe über die Luftfahrt hinaus befürwortet der Bundesverband Freier Tankstellen und Unabhängiger Deutscher Mineralölhändler (BFT). Hintergrund ist eine vom Bundesverkehrsministerium gestartete Marktkonsultation zur Förderung von strombasiertem erneuerbarem Kerosin, sogenanntem electricity-based Sustainable Aviation Fuel (E-SAF).
In einer Mitteilung begrüßt der Verband die geplanten Investitionen von bis zu 2 Milliarden Euro in klimafreundliche Flugkraftstoffe. Er kritisiert jedoch, dass synthetische Kraftstoffe für den Straßenverkehr bislang offenbar nicht in der Marktkonsultation berücksichtigt werden.
Der BFT verweist darauf, dass in Deutschland rund 44 Millionen Pkw mit Verbrennungsmotor unterwegs seien. Deshalb brauche es technologieoffene Ansätze für den Klimaschutz im Verkehr. Dazu gehörten ausdrücklich auch E-Fuels für Pkw und Nutzfahrzeuge. „Wenn die Politik den Markthochlauf von E-SAF fördert, darf sie E-Fuels für Pkw und Nutzfahrzeuge nicht ausblenden“, heißt es in der Mitteilung.
Die Diskussion um erneuerbare Kraftstoffe nimmt derzeit zu. Hintergrund sind die europäischen Vorgaben zur Dekarbonisierung des Luftverkehrs. Die Bundesregierung setzt verstärkt auf den Aufbau einer heimischen Produktionsstruktur für Sustainable Aviation Fuels (SAF), um Versorgungssicherheit und Klimaschutzziele miteinander zu verbinden. Die Branche verweist jedoch seit längerem auf hohe Produktionskosten, fehlende Mengen und unklare Investitionsbedingungen.
Laut BFT sollte der bestehende Fahrzeugbestand stärker berücksichtigt werden. Der Verband verweist dabei auf HVO 100 als Beispiel für alternative Kraftstoffe im Straßenverkehr. Nach Angaben des BFT hätten mittelständische Tankstellenunternehmen eine Vorreiterrolle bei der Einführung des Dieselersatzes übernommen. HVO 100 verursache bis zu 90 Prozent weniger CO2-Emissionen als fossiler Diesel.
In der politischen Diskussion bleibt die Rolle synthetischer Kraftstoffe umstritten. Während Umweltverbände deren hohen Energiebedarf kritisieren, verweisen Teile der Industrie auf notwendige Lösungen für Bestandsfahrzeuge und schwer elektrifizierbare Bereiche. Vor allem die Luftfahrt gilt kurzfristig als zentraler Anwendungsbereich für E-SAF.
Quelle: Shutterstock / katjen
Konjunkturflaute hält wegen Energiekosten an
WIRTSCHAFT. Der Sachverständigenrat erwartet für Deutschland 2026 nur ein BIP-Wachstum von 0,5 Prozent. Hohe Energiepreise und steigende Sozialabgaben belasten Wirtschaft und Konsum.
Die deutsche Wirtschaft bleibt nach Einschätzung des Sachverständigenrats zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung unter Druck. In seinem Frühjahrsgutachten 2026 prognostiziert das Gremium für das laufende Jahr ein preisbereinigtes Wachstum des Bruttoinlandsprodukts (BIP) von lediglich 0,5 Prozent. Für 2027 rechnen die Wirtschaftsweisen mit einem Wachstum von 0,8 Prozent.
Als zentrale Belastungsfaktoren nennt der Sachverständigenrat den Iran-Krieg, die dadurch gestiegenen Öl- und Gaspreise sowie die protektionistische Handelspolitik der USA. Besonders die höheren Energiepreise verschlechterten die sogenannten Terms of Trade Deutschlands und reduzierten damit die Kaufkraft privater Haushalte. Gleichzeitig erhöhten sich die Produktionskosten der Unternehmen.
Nach Angaben des Gremiums leidet die deutsche Wirtschaft nicht nur unter konjunkturellen Problemen. Auch strukturelle Faktoren schwächten die Wettbewerbsfähigkeit. Dazu zählen laut Gutachten die demografische Entwicklung, steigende Arbeitskosten und ein wachsender Wettbewerbsdruck, insbesondere durch chinesische Industrieunternehmen.
Deutschlandfonds könnte helfen
Der Sachverständigenrat verweist darauf, dass die Warenexporte 2025 bereits das dritte Jahr in Folge zurückgegangen seien. Zudem seien die privaten Investitionen gesunken, während die Produktion im verarbeitenden Gewerbe stagniert habe. Positive Impulse erwartet das Gremium dagegen von öffentlichen Investitionen, die über das im März 2025 beschlossene Finanzpaket finanziert werden. Auch im Wohnungsbau gebe es erste Anzeichen einer Belebung.
Die Inflationsrate dürfte nach Einschätzung der Wirtschaftsweisen 2026 bei durchschnittlich 3,0 Prozent liegen und 2027 auf 2,8 Prozent sinken. Die Kerninflation ohne Energie- und Lebensmittelpreise veranschlagt das Gremium für 2026 auf 2,4 Prozent und für 2027 auf 2,9 Prozent.
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| Prognose des Bruttoinladsproduktes Deutschland und Europa (zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken) Quelle: Sachverständigenrat |
Soziale Sicherungssysteme dringend reformieren
Einen Schwerpunkt des Gutachtens bilden die sozialen Sicherungssysteme. Laut Sachverständigenrat könnte der Gesamtsozialversicherungsbeitragssatz bis 2040 auf fast 50 Prozent steigen, wenn die aktuelle Gesetzeslage fortbesteht. Besonders kritisch sehen die Ökonomen die Entwicklung in der gesetzlichen Kranken- und Pflegeversicherung.
Steigende Sozialabgaben hätten erhebliche Folgen für die Gesamtwirtschaft, heißt es im Gutachten. Höhere Beitragssätze verringerten die Nettoeinkommen privater Haushalte und belasteten damit den Konsum. Gleichzeitig erhöhten sie die Arbeitskosten der Unternehmen und schwächten Investitionen sowie Beschäftigung.
Die Deutsche Industrie- und Handelskammer (DIHK), die Interessenvertretung der deutschen Wirtschaft mit Sitz in Berlin, fordert deshalb schnelle Reformen.
Industrie fordert Reformpaket
DIHK-Hauptgeschäftsführerin Helena Melnikov erklärte, hohe Arbeits- und Energiekosten sowie Bürokratie belasteten viele Unternehmen bereits seit Jahren. Zusätzliche Unsicherheit entstehe durch geopolitische Krisen und Störungen der Lieferketten. Die Bundesregierung müsse deshalb noch vor der Sommerpause ein angekündigtes Reformpaket vorlegen.
Die DIHK spricht sich unter anderem für niedrigere Energiekosten, steuerliche Entlastungen und weniger Bürokratie aus. Zudem fordert sie flexiblere Arbeitszeiten und eine Begrenzung der Sozialabgaben. Kritik übte Melnikov an den Plänen der Bundesregierung, die Beitragsbemessungsgrenze in der gesetzlichen Kranken- und Pflegeversicherung anzuheben. Dies erhöhe die Lohnzusatzkosten zusätzlich und verschiebe die Finanzierungsprobleme lediglich innerhalb des Systems.
Auch das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW), bewertet die Lage zurückhaltend. Das Konjunkturbarometer des Instituts fiel im Mai auf 94,8 Punkte und liegt damit erneut deutlich unter der Marke von 100 Punkten, die ein durchschnittliches Wirtschaftswachstum signalisiert.
DIW-Konjunkturexperte Guido Baldi betonte, Deutschland müsse seine strukturellen Wachstumskräfte stärken. Dafür seien mehr Investitionen und Innovationen notwendig, um wirtschaftliche Belastungen durch geopolitische Krisen künftig besser abfedern zu können.
Das Frühjahrsgutachten 2026 steht auf der Internetseite des Sachverständigenrates als PDF zum Download bereit.
Fernleitungsnetzbetreiber beleuchten Versorgungssicherheit
Quelle: Shutterstock
GAS. Speicherreserve plus Lieferantenverpflichtung: Die Fernleitungsnetzbetreiber plädieren für eine neue Strategie zur Absicherung der Gasversorgung gegen geopolitische „Schocks“.
Nach dem Winter ist vor dem Winter. Die Gaswirtschaft folgt im übertragenen Sinn der Mahnung von Sepp Herberger. Nach den Worten des legendären Fußballnationaltrainers beginnt nach dem Abpfiff eines Spiels die Vorbereitung auf das nächste. Die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber (FNB Gas) blicken jetzt erstmalig in einem Bericht auf die Versorgungssicherheit im Winter zurück und schlagen eine Strategie vor, mit der es künftig runder laufen soll.
„Auch bei wachsenden LNG-Kapazitäten bleiben Erdgasspeicher das entscheidende Instrument zur Absicherung der Versorgungssicherheit gegen exogene Schocks“, heißt es in einer Mitteilung der Vereinigung der FNB. Die Organisation verweist auf Gasflüsse während der Kältewelle im Januar. Der Export in die Schweiz und nach Österreich habe an einzelnen Tagen die maximale Ausspeisekapazität erreicht. Speicher hätten die Lücke schließen müssen. Die Ausspeicherungen hätten zwischenzeitlich mit mehr als 3 Milliarden kWh pro Tag zur Versorgung beigetragen. Das entspricht nach Angaben der FNB Gas mehr als 50 Prozent der eingespeisten Menge in den „nachfrageintensivsten Phasen“. Deutsche LNG-Terminals könnten an solchen Tagen maximal 8,5 Prozent der Einspeisemenge liefern.
„Wer auch in Zukunft Versorgungssicherheit will, kommt an einer neuen Speicherordnung nicht vorbei“, kommentiert Matthias Jenn, Vorstandsvorsitzender FNB Gas, die Zahlen. Die Winterbedarfsspitze lag nach Analyse der Fernleitungsnetzbetreiber bei rund 6 Milliarden kWh pro Tag. Importe nach Deutschland konnten „unter realistischen netztechnischen Bedingungen“ maximal rund 3 Milliarden kWh pro Tag beitragen. In Spitzenzeiten hätten mehr als 50 Prozent der Versorgung aus den Gasspeichern gedeckt werden müssen.
Wackelpunkt Sommer-Winter-Spread
Der deutsche Erdgasmarkt hat sich nach den Worten der Vereinigung seit der Energiekrise 2022 von einem Pipelinemarkt in einen LNG-basierten Markt verwandelt. Vor dem Hintergrund der aktuellen internationalen politischen Spannung weisen die Fernleitungsnetzbetreiber auf Risiken wie die Blockaden von Lieferrouten oder den Ausfall von Lieferländern hin. „Exogene Schocks erfordern eine strategische Reserve, die vom Markt nicht antizipiert werden kann“, schreibt die Organisation.
Die niedrigen Speicherfüllstände führten laut FNB Gas zu erheblichen Belastungen des Gastransportsystems. Transporte in West-Ost- und Nord-Süd-Richtung hätten über Wochen an der Belastungsgrenze gelegen. Zur Stabilisierung des Netzbetriebs seien Reserve-Verdichter eingesetzt und zusätzliche Regelenergie ausgeschrieben worden, heißt es weiter.
Eingriffstiefe auf das notwendige Maß beschränken
Als Wackelpunkt bei der Gasbeschaffung sehen die Unternehmen den sogenannten Sommer-Winter-Spread. Das Modell, Erdgas im Sommer bei niedrigeren Preisen einzuspeichern und im Winter bei höheren Preisen auszuspeichern, stand in den vergangenen Monaten zeitweise Kopf. Die FNB Gas sind der Auffassung, dass es als Anreiz zur Speicherbefüllung künftig nicht mehr zuverlässig funktionieren wird. Eine Neubewertung des Befüllungsprozesses und entsprechend Vorkehrungen seien daher „zwingend erforderlich“.
Um künftig auf der sicheren Seite zu sein, benötigt Deutschland nach Einschätzung der FNB Gas ein „zweiteiliges Kombinationsmodell“. Zum einen schwebt den Unternehmen ganzjährige speicherbasierte Sicherheitsreserve von 24 Milliarden kWh vor. Zum anderen plädieren sie für eine Lieferantenverpflichtung im Umfang von 63 Milliarden kWh zum 1. Februar eines jeden Jahres. „Mit unserem Modell schärfen wir die Verantwortlichkeiten aller Marktbeteiligten für die Versorgungssicherheit. Die Eingriffstiefe wird auf das notwendige Maß beschränkt“, sagt Matthias Jenn. Egal, was die Zukunft bringt und wie gut die Vorbereitung, für Sepp Herberger stand fest: „Das nächste Spiel ist immer das schwerste.“
Gute Mischung bei der Beschaffung
Linda Boll, Country Director Deutschland von Fastned. Quelle: Fastned
ELEKTROFAHRZEUGE. Betreiber öffentlicher Ladeinfrastruktur setzen auf Skalierung, haben aber auch immer wieder mit Verzögerungen beim Netzanschluss zu kämpfen.
Für Ladenetzbetreiber sind Stadtwerke durchaus attraktive Partner. Zumindest gilt dies für Fastned, wie Linda Boll kürzlich im Interview mit Energie & Mangement erklärte. Die Deutschland-Chefin des niederländischen Ladeinfrastrukturbetreibers kann sich zum einen vorstellen, beim Ladestrom mit kommunalen Versorgern zusammenzuarbeiten, aber auch beim Betrieb öffentlicher Ladepunkte. Denn eine ganze Reihe von Stadtwerken, die in das Ladeinfrastrukturgeschäft eingestiegen waren, hätten erkannt, dass es nur funktionieren kann, wenn die Skalierung gelingt und die Anbindung an die Backend-Systeme effizient bewerkstelligt werden kann. „Deshalb ziehen sich immer wieder Unternehmen aus diesem Markt zurück. Mit denen überlegen wir gerne, wie man gemeinsam in den Kommunen eine öffentliche Ladeinfrastruktur betreiben könnte“, sagte Boll.
Mittlerweile − nach dem ersten Quartal 2026 − umfasst das europäische Ladenetz von Fastned 414 Schnellladestationen, an denen insgesamt 55,6 Millionen kWh in rund 2,1 Millionen Ladevorgängen innerhalb der ersten drei Monate in E-Autobatterien flossen. Als Umsatz ergeben sich daraus im Berichtszeitraum 39,2 Millionen Euro, was einem Wachstum von mehr als 40 Prozent gegenüber dem Vorjahr entspricht. In Deutschland waren Ende März 54 Stationen in Betrieb und 58 in Planung, mit 301 Ladepunkten mit jeweils einer Leistung von mehr als 300 kW.
„Ladeinfrastruktur ist ein Standortgeschäft“
Es sei grundsätzlich vorstellbar, dass Stadtwerke auch bei der Beschaffung des Ladestroms für Fastned eine Rolle spielen. Lange Zeit hat das Unternehmen tagesaktuell am Spotmarkt eingekauft. „Mittlerweile haben wir auch einige Power Purchase Agreements mit Solarparks abgeschlossen, beispielsweise in den Niederlanden und in Belgien“, berichtete Boll, die den Titel Coutry Director Germany trägt. Aktuell betrachte das Unternehmen diese Option auch für Deutschland. Insgesamt sei der Preis natürlich ein wichtiger Faktor. „Wir brauchen aber auch sichere Mengen und langfristige Planbarkeit. Deshalb setzen wir verstärkt auf eine ‚gute Mischung‘ beim Beschaffungsportfoliomanagement“, erklärte sie.
Vor der Beschaffung gilt es allerdings zwei ganz wesentliche Stufen zu erklimmen. Zum einen muss sich das Unternehmen geeignete Standorte sichern. Zum anderen muss ein entsprechender Netzanschluss verfügbar sein. „Ladeinfrastruktur ist ein Standortgeschäft“, erklärte Boll. Es gehe um Orte, an denen man mit der größtmöglichen Ladefrequenz und Lademenge rechnen könne. „Wenn wir einen geeigneten Standort identifiziert haben, kommen im zweiten und dritten Schritt die Fragen, ob wir dort bauen können und die entsprechende Netzkapazität verfügbar ist“, so die Deutschland-Chefin von Fastned.
Idealerweise dauere die Wartezeit auf einen Netzanschluss etwa ein halbes Jahr. In einzelnen Fällen seien aber auch schon zwei Jahre ins Land gegangen. Wenn dies abzusehen sei, werde erst einmal gar nicht mit dem Bau der Ladestation begonnen. Denn zum einen werde „wetterfühlige“ Hightech-Hardware verbaut. Zum anderen sei eine Station weithin sichtbar. Und wenn sie über einen langen Zeitraum nicht in Betrieb gehen könne, sei dies ein schlechtes Signal an die Kunden.
Dass es kein bundesweit einheitliches Verfahren für die Einrichtung eines Netzanschlusses gibt, bedauert Boll. Bei rund 800 verschiedenen Netzbetreibern sei mitunter die Kommunikation etwas schwierig. Auch bei den einzelnen Planungsschritten und der Kostenkalkulation würde sich Boll manchmal etwas mehr Tempo, Transparenz und Planbarkeit wünschen. Bei der Vergabe von Flächen habe Fastned allerdings in der Zusammenarbeit mit Kommunen schon sehr positive Erfahrungen gemacht, obwohl hin und wieder der Eindruck entstehe, dass Städte und Gemeinden geeignete öffentliche Fläche gerne an das eigene Stadtwerk geben, wie dies auch das Bundeskartellamt in einem Bericht im Jahr 2024 moniert hat.
Das vollständige Interview mit Linda Boll lesen Sie in der Juni-Ausgabe von Energie & Management.
Monatlicher Verbraucherpreisindex für Fernwärme
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 |
Ausgehend vom Basisjahr 2020 (Index = 100) beschreibt der Verbraucherpreisindex die relative Entwicklung der Verbraucherpreise für Fernwärme in Deutschland. Der Verbraucherpreisindex für Fernwärme lag im April 2026 bei 176,1 Punkten, demnach lagen die Verbraucherpreise für Fernwärme in diesem Monat rund 76,1 Prozent höher als zum Jahr 2020. Der Einbruch des Index im Dezember 2022 ist auf die Kostenübernahme des Bundes auf den Dezember-Abschlag für Gas und Wärme zurückzuführen. Die Daten stammen vom Statistischen Bundesamt.
Quelle: Fotolia / alphaspirit
Elektrifizierung für Zinkindustrie der Schlüssel zur Klimaneutralität
STUDIEN. Die deutsche Feuerverzinkungsindustrie könnte ihre Treibhausgasemissionen bis 2045 um 90 Prozent senken. Wichtigster Hebel laut einer Studie: die Elektrifizierung der Verzinkungsöfen.
Die deutsche Feuerverzinkungsindustrie kann nach Einschätzung des Öko-Instituts ihre Treibhausgasemissionen bis 2045 weitgehend reduzieren. In einer im Auftrag des Bundesverbands Feuerverzinken erarbeiteten Roadmap gehen die Verfasser davon aus, dass gegenüber 1990 eine Minderung der Emissionen um rund 90 Prozent möglich ist. Als zentralen Hebel für die Dekarbonisierung der Branche bezeichnen die Autoren die elektrische Beheizung der Verzinkungsöfen.
Nach Darstellung der Studienautoren hat die Branche ihre Emissionen bereits in den vergangenen Jahrzehnten deutlich senken können. Zwischen 1990 und 2025 seien die Treibhausgasemissionen der Feuerverzinkung um rund 30 Prozent zurückgegangen. Bezogen auf eine Tonne verzinkten Stahls entspreche dies sogar mehr als einer Halbierung der Emissionen. Grundlage dafür seien Maßnahmen zur Energieeffizienz sowie eine optimierte Rohstoffnutzung gewesen.
Für die weitere Emissionsminderung sehen die Autoren vor allem in elektrisch beheizten Verzinkungsöfen mit erhöhtem Wirkungsgrad großes Potenzial. Bei gleichzeitiger Nutzung von erneuerbarem Strom, etwa aus eigenen Anlagen oder über Power Purchase Agreements (PPA) könnten die Emissionen erheblich gesenkt werden. Aber auch die Umstellung der Feuerung von Heizöl auf Erdgas oder der Einsatz von grünem Wasserstoff, die Umstellung der Prozesswärmeerzeugung auf eine Kombination aus erneuerbaren und fossilen Energieträgern, die Wärmedämmung der Verzinkungsöfen oder die Abwärmenutzung für Trocknungsprozesse werden von den Verfassern der Studie aufgelistet.
Große Bedeutung vorgelagerter Wertschöpfungketten
Ergänzend nennen sie den Einsatz von sogenanntem Low-Carbon-Zink. Die dafür notwendigen Technologien seien bereits erprobt und am Markt verfügbar. Damit unterscheide sich die Feuerverzinkungsindustrie von anderen Industriezweigen, in denen zentrale Dekarbonisierungstechnologien noch nicht großtechnisch einsatzbereit seien.
Damit verweist die Roadmap auf die Bedeutung der vorgelagerten Wertschöpfungskette. Ein erheblicher Teil der Emissionen entfalle auf die Bereitstellung und Aufbereitung von Zink. Diese sogenannten Scope-3-Emissionen machten laut Studie langfristig einen immer größeren Anteil der Gesamtemissionen aus. Während ihr Anteil 1990 noch bei rund 33 Prozent gelegen habe, könne er bis 2045 auf knapp 70 Prozent steigen. Die Emissionen entstünden überwiegend im Ausland und würden deshalb in nationalen Emissionsbilanzen nicht vollständig erfasst.
Die Autoren betonen zudem, dass zusätzliche politische Anreize die Dekarbonisierung weiter beschleunigen könnten. In einem ambitionierteren Szenario seien kumulierte zusätzliche Emissionsminderungen von rund 250.000 t CO2-Äquivalenten möglich. Voraussetzung dafür seien jedoch verlässliche politische und infrastrukturelle Rahmenbedingungen. Genannt werden insbesondere der weitere Ausbau erneuerbarer Energien, ein beschleunigter Netzausbau sowie eine hohe Verlässlichkeit bei Netzanschlüssen.
Die Roadmap basiert nach Angaben der Verfasser wesentlich auf Modellierungen des Projektionsberichts 2025 des Umweltbundesamts. Die Autoren weisen darauf hin, dass es sich dabei nicht um Prognosen handle, sondern um modellgestützte Entwicklungen auf Basis der derzeit bekannten Rahmenbedingungen. Kurzfristige Krisen oder unerwartete Marktveränderungen könnten nur begrenzt berücksichtigt werden. Deshalb empfehlen die Studienautoren, die Annahmen der Roadmap regelmäßig zu überprüfen und die Untersuchung spätestens alle fünf Jahre zu aktualisieren.
Die 29-seitige „Roadmap Feuerverzinken 2045: Der Weg zum treibhausneutralen Feuerverzinken in Deutschland“ steht auf der Internetseite des Öko-Insituts zum Download bereit.
Von der Umweltbedrohung zum Klimaretter?
Braunalgen am Strand. Quelle: Pixabay / hat3m
STUDIEN. Im tropischen Atlantik bildet sich jedes Jahr ein gigantisches Vorkommen an Braunalgen. Forschende sehen darin auch eine Chance für den Klimaschutz.
8.000 Kilometer breit, mehr als 37 Millionen Tonnen Biomasse: Der sogenannte Große Atlantische Sargassum Gürtel (Great Atlantic Sargassum Belt, GASB) ist ein gigantisches Vorkommen treibender Braunalgen, das sich saisonal von Westafrika bis in die Karibik erstreckt und mittlerweile sogar vom Weltraum aus erkennbar ist.
Erstmals aufgetreten ist das Phänomen im Jahr 2011. Die Algen bieten zwar Lebensraum und Nahrungsquelle für eine Vielzahl von Meeresbewohnern, haben sich über die Jahre aber auch zunehmend zum Problem entwickelt: Die dichten Algenmatten überschatten Korallenriffe, Berge verrottender Biomasse türmen sich an den Stränden der Karibik, stören das ökologische Gleichgewicht, bedrohen die Lebensräume von Meerestieren und setzen bei der Zersetzung schädliche klimaschädliche Gase frei.
Letzteres allerdings könnte auch eine Chance sein, wie eine aktuelle Studie internationaler Forschender unter Leitung der Wissenschaftlerin Annalisa Bracco vom italienischen Forschungsinstitut CMCC untersucht: „Sargassum nimmt beim Wachstum große Mengen Kohlendioxid auf“, erklärt Bracco. „Die zentrale Herausforderung besteht darin, dass ein Großteil dieses Kohlenstoffs wieder in die Atmosphäre gelangt, wenn es die Küste erreicht und sich zersetzt. Wenn wir eingreifen können, bevor dies geschieht, könnte dieses System stattdessen Teil der Lösung sein.“
Die Studie zeigt, dass sich die Triebkräfte des Sargassum-Wachstums im Laufe der Zeit grundlegend verändert haben. In den Anfangsjahren trieben vor allem physikalische Prozesse die Ausdehnung des Gürtels an, insbesondere stärkere Winterwinde, die Nährstoffe an die Oberfläche brachten. Im Laufe der Zeit habe sich das System jedoch zu einem sich selbst erhaltenden Ökosystem entwickelt. Sargassum beherberge ganze Gemeinschaften mariner Organismen, die Nährstoffe – hauptsächlich Stickstoff – innerhalb der treibenden Matten recyceln, während verrottende Algen zusätzliche Nährstoffe ins Wasser freisetzen.
„Ein selbst erhaltendes biologisches System“
Mittlerweile habe diese Fähigkeit Stickstoff intern zu regenerieren, eine Rückkopplungsschleife geschaffen, die Wachstum auch ohne Windereignisse ermöglicht und in den vergangenen Jahren zur dominierenden Triebkraft geworden sei. Mithilfe eines Modells, das auf Satellitenbeobachtungen und ozeanographischen Daten beruht, rekonstruierten die Forschenden die Sargassum-Variabilität von 2011 bis 2022 und sagten eigenen Angaben zufolge die Konzentrationen für 2023 und 2024 erfolgreich voraus. Diese Vorhersagefähigkeit sei ein entscheidender Fortschritt da sie langfristige Planung ermögliche.
Die Studie zeige außerdem, dass sich das System heute weitgehend selbst erhält – ein natürlicher Rückgang sei daher unwahrscheinlich: Es brauche eine langfristige Managementstrategie. „Es ist ein eindrucksvolles Beispiel dafür, wie schnell sich der Ozean neu organisieren kann“, lässt sich Bracco zitieren. „Was als windgetriebenes Ereignis begann, ist zu einem sich selbst erhaltenden biologischen System geworden. Die Tatsache, dass wir es nun verstehen und vorhersagen können, bedeutet, dass wir auch ernsthaft darüber nachdenken können, wie wir damit umgehen.“
Man müsse nun beginnen, den Algengürtel von einer Belastung in eine Ressource zu verwandeln, etwa durch Offshore-Ernte für die Kohlenstoffspeicherung in der Tiefsee oder durch Umwandlung in Biokraftstoffe und andere Materialien, mit möglichen Vorteilen für Emissionsminderung und Reinigungskosten. Die Ergebnisse der Studie sollen die wissenschaftliche Grundlage für politische Entscheidungsträger und potenzielle Investoren bilden. Das Ziel: Umweltschutz mit Klimainnovation zu verbinden.
Die Studie „Changing drivers of the Great Atlantic Sargassum Belt from physical forcing to ecological control“ von Xing Zhou, Lyuba Novi, Mark E. Hay, Joseph P. Montoya, Aderinsola Aliu, Matthew J. Realff und Annalisa Bracco wird in einem Artikel in der Zeitschrift Nature Communications, Ausgabe 17 vorgestellt.
Nächster Schritt für das Tiefengeothermieprojekt Rhein-Pfalz
Quelle: Pixabay / PIRO
GEOTHERMIE. Die „Regenerative Energien Neuhofen AöR“ beteiligt sich an der kommunalen Projektgesellschaft Geopfalz. Ein wichtiger Schritt für das geplante Geothermievorhaben Rhein-Pfalz.
Die Suche nach einem Standort für das Tiefengeothermieprojekt „Rhein-Pfalz“ hat eine wichtige Hürde genommen: Die kommunale Projektgesellschaft Geopfalz hat im Rhein-Pfalz-Kreis in Neuhofen einen Standort für das geplante Tiefengeothermieprojekt gefunden. Dort sollen im kommenden Jahr Bohrungen starten. Die „Regenerative Energien Neuhofen AöR“ (REN AöR) ist deshalb nun Mitgesellschafterin der Geopfalz, teilte das Unternehmen am 16. Mai mit.
Geopfalz ist eine gemeinsame Tochtergesellschaft der Stadtwerke Speyer und der Stadt Schifferstadt und wurde 2023 gegründet. Sie soll in der Region um Speyer und Schifferstadt die Tiefengeothermie für die künftige Wärmeversorgung nutzbar machen.
Der erste Versuch zur Ansiedlung einer Geothermie-Anlage in der Ortsgemeinde Waldsee war im August vergangenen Jahres gescheitert (wir berichteten). Im Gewerbegebiet der Ortsgemeinde Waldsee gab es unterschiedliche Grundstückseigentümer, die offenbar nicht alle verkaufen wollten. So fehlten später benötigte Flächen für das Vorhaben.
Neuer Gesellschafter soll auch Fläche sichern
Mit dem Eintritt der REN AöR als Gesellschafterin wird nun „zugleich die Sicherung des neuen Standorts für den geplanten Bohrplatz in Neuhofen ermöglicht“, teilte die Projektgesellschaft dazu weiter mit. Das rund 3,5 Hektar große Areal bildet die Grundlage für die geplanten Tiefenbohrungen und die spätere Errichtung des Geothermie-Heizwerks. Von dort aus soll künftig regenerative Wärme aus Tiefengeothermie in die Wärmenetze der Region Vorderpfalz eingespeist werden.
Mit Hilfe der Tiefengeothermie soll in Neuhofen ebenfalls ein Nahwärmenetz aufgebaut werden. Wie die Fraktion der Grünen des Neuhofener Gemeinderates im März dieses Jahres mitteilten, soll die kommunale Anstalt REN AöR es ermöglichen, die „notwendigen hohen Investitionen zu tätigen, ohne dass die Kommunalaufsicht aufgrund der bereits hohen Verschuldung der Gemeinde Neuhofen eingreifen und das Projekt verbieten kann“.
„Perspektivisch eröffnet uns die Tiefengeothermie die Chance, ein lokales Wärmenetz aufzubauen und den Standort Neuhofen langfristig mit nachhaltiger und preisstabiler Wärme zu versorgen“, lässt sich Ralf Marohn (FDP), Ortsbürgermeister von Neuhofen, in der aktuellen Mitteilung der Geopfalz zitieren. Speyers Oberbürgermeisterin Stefanie Seiler (SPD) ergänzt: „Mit dem Eintritt der REN AöR wächst die Geopfalz weiter als kommunales Gemeinschaftsprojekt für die Region. Damit bündeln die beteiligten Kommunen ihre Kräfte, um die Wärmewende vor Ort gemeinsam voranzubringen.“
„Die Standortsicherung in Neuhofen ist ein wichtiger Schritt, um die nächsten Projektphasen vorbereiten zu können“, sagte Geopfalz-Geschäftsführerin Claire Weihermüller. An dem Standort sind zwei geothermische, multilaterale Dubletten geplant. Über die eine Bohrung wird heißes Wasser aus der Tiefe an die Oberfläche gefördert, über die andere wird es nach dem Entzug der Wärme wieder in den Untergrund zurückgeführt.
Bohrungen für 2027 geplant, parallel läuft Forschungsprojekt
In den kommenden Monaten wird die Geopfalz die weiteren Planungen für den Bohrplatz sowie die Genehmigungsverfahren vorantreiben. Die Bohrphase soll 2027 beginnen. Bis 2030 wollen die Partner das Geothermie-Heizwerk realisieren, das die bestehenden und geplanten Wärmenetze der beteiligten Kommunen künftig mit Wärme versorgen sollen.
In das Projekt fließen gleichzeitig die Ergebnisse des Forschungsvorhabens „agEnS“ ein, das vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) mit insgesamt 44,4 Millionen Euro gefördert wird (wir berichteten). Das Projekt ist in den pfälzischen Städten Speyer und Schifferstadt angesiedelt und startete im Sommer 2024.
Der Name„Agens“ steht übersetzt für „Demonstration eines adaptiven, multilateralen Lagerstättenaufschlusses für geothermische Energie zur Seismizitäts- und Kostenmitigation im Oberrheingraben“. Das Verbundprojekt soll aufzeigen, dass durch eine neue Aufschlusstechnik, bei der von einer Hauptbohrung aus mehrere Seitenbohrungen erfolgen, das Reservoir so optimiert erschlossen werden kann, dass die Risiken induzierter Seismizität reduziert werden können. Die Geopfalz koordiniert das Projekt.
Solarpark Görlsdorf offiziell am Netz
PV-Park Görlsdorf. Quelle: Paul Langrock
PHOTOVOLTAIK. Ein Batteriespeicher ergänzt das neue PV-Projekt mit 87 MW Leistung von EnbW in Brandenburg. Der Park soll jährlich rund 33.500 Haushalte versorgen.
Die EnBW aus Karlsruhe hat den PV-Park Görlsdorf in Vierlinden im Landkreis Märkisch-Oderland (Brandenburg) offiziell in Betrieb genommen. Die Anlage erreicht eine Leistung von 87 MW. Hinzu kommt ein Batteriespeicher mit einer Kapazität von 14 MWh. Nach Angaben des Unternehmens erzeugt der Park jährlich genug Strom, um rund 33.500 Haushalte zu versorgen. Dies gibt der Energieversorger in einer Mitteilung vom 27. Mai bekannt.
Der Batteriespeicher soll die solare Stromproduktion an Verbrauchsspitzen in den Morgen- und Abendstunden anpassen. EnBW zufolge verteilt sich die Anlage auf rund 92 Hektar Fläche. Das entspricht in etwa der Fläche von rund 129 Fußballfelder. Das Unternehmen beziffert die jährliche CO2-Einsparung gegenüber einer konventionellen Energieerzeugung auf rund 67.000 Tonnen.
Ein Teil der Anlage arbeitet mit sogenannten Modultrackern. Diese Systeme richten die Solarmodule im Tagesverlauf automatisch nach dem Sonnenstand aus. Auf Teilflächen des Parks will EnBW zusammen mit wissenschaftlichen Partnern untersuchen, wie Landwirte zwischen den Solarmodulen weiterhin Ackerbau betreiben können. Ergänzend hat das Unternehmen einen Wildkorridor und Heckenpflanzungen angelegt. Sie sollen zusätzlichen Lebensraum für Tierarten schaffen.
Kampfmittelräumung auf der Fläche
Thorsten Jörß, Leiter Projektentwicklung Photovoltaik bei EnBW, bezeichnete das Zusammenspiel von Kommune, Grundstückseigentümern und Projektpartnern als wichtigen Faktor für die Umsetzung in Brandenburg. Laut Unternehmen begann der Bau im September 2024. Trotz umfangreicher Kampfmittelräumung und schwieriger Witterung habe das Projekt planmäßig abgeschlossen werden können.
Auch die Gemeinde Vierlinden unterstützt das Vorhaben. Bürgermeister Constantin Schütze (Brandenburger Vereinigte Bürgerbewegungen / Freie Wähler) erklärte laut EnBW, der Photovoltaikpark stärke die regionale Wertschöpfung und zeige die Möglichkeiten des ländlichen Raums bei der Energiewende.
Der Photovoltaikpark Görlsdorf gehört zur Ausbauoffensive der EnBW im Bereich erneuerbare Energien. Nach Unternehmensangaben verfügte der Konzern Ende 2025 über rund 1.600 MW installierte Photovoltaik-Leistung im eigenen oder betriebenen Portfolio.
Die Unterkonstruktion des PV-Parks Juliusburg / Krukow wird aus emissionsarmem Stahl gebaut. Quelle: Vattenfall
Vattenfall baut PV-Park mit emissionsarmem Stahl
TECHNIK. Beim Solarpark Juliusburg / Krukow nutzt Vattenfall erstmals emissionsarmen Stahl für PV-Unterkonstruktionen. Die CO2-Emissionen des Projektes sollen dadurch deutlich sinken.
Der Energieversorger Vattenfall setzt beim Bau des Freiflächen-Solarparks „Juliusburg / Krukow“ in Schleswig-Holstein erstmals emissionsarmen Stahl für die Unterkonstruktionen der Photovoltaikmodule ein. Wie das Unternehmen mitteilt, reduzieren sich dadurch die CO2-Emissionen in Bau- und Lieferkette gegenüber konventionellem Stahl um 67 Prozent.
Der Solarpark soll eine Leistung von 80 MW erreichen und jährlich rund 120 Millionen kWh Strom erzeugen. Das entspreche dem Stromverbrauch von rund 30.000 Haushalten. Die Anlage entsteht auf einer Fläche von 74 Hektar.
Zum Einsatz kommt auf der Teilfläche Krukow der Stahl „SSAB Zero“ des schwedischen Herstellers SSAB. Der Stahl besteht Vattenfall zufolge nahezu vollständig aus recyceltem Schrott und wird mit reduziertem CO2-Fußabdruck produziert. Mehr als 9.000 Stahlprofile mit einem Gesamtgewicht von 209 Tonnen tragen die Solarmodule.
SSAB sieht in dem Projekt ein Signal für den Aufbau neuer Absatzmärkte für emissionsarme Grundstoffe: „Dieses Projekt zeigt, dass sich der ökologische Fußabdruck über die gesamte Wertschöpfungskette hinweg verringert, wenn die Erzeugung sauberer Energie wie Solarenergie mit emissionsarmen Materialien kombiniert wird“, sagte Matts Nilsson, Vertriebsleiter von SSAB Europe.
Vattenfall verfolgt den Ansatz auch bei Windkraftprojekten weiter. So sollen unter anderem bei den Offshore-Projekten Nordlicht I und Nordlicht II vor Borkum sowie beim britischen Onshore-Windpark Clashindarroch II Stahltürme aus emissionsarm produziertem Stahl eingesetzt werden.
Das Unternehmen will damit beim Aufbau entsprechender Leitmärkte vorangehen und verweist auf die bislang geringe Nachfrage nach emissionsarm hergestellten Grundstoffen. Vattenfall bezieht sich dabei auf den kürzlich veröffentlichten „Clean Industrial Transition Monitor“ des European Climate Neutrality Observatory (ECNO). Dieser sehe insbesondere fehlende Leitmärkte als Hemmnis für Investitionen in klimafreundliche Produktionsprozesse. Die Nachfrage basiere bislang vor allem auf freiwilligen Initiativen einzelner Unternehmen.
Deutschland kauft kanadisches Gas bis 2050
LNG-Tanker. Quelle: Shutterstock / VladSV
GAS. In Berlin unterzeichneten Sefe und Ksi Lisims LNG eine Absichtserklärung über einen langfristigen LNG-Liefervertrag aus Kanada. Er gilt ab den 2030er Jahren bis zu 20 Jahre lang.
Deutschland will bis 2045 klimaneutral wirtschaften. Dennoch vereinbarte der bundeseigene Gasimporteur Securing Energy for Europe (SEFE) einen langfristigen LNG-Liefervertrag, der bis in die 2050er Jahre gelten könnte. Am 27. Mai wurde die Absichtserklärung in der kanadischen Botschaft in Berlin unterzeichnet, in Anwesenheit der kanadischen Botschafterin Vera Alexander sowie Vertretern des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWE).
Lieferant wird das kanadischen Unternehmen Ksi Lisims LNG. Laut der Absichtserklärung sollen ab den 2030er Jahren jährlich 1 Million Tonnen Flüssigerdgas geliefert werden und über einen Zeitraum von bis zu 20 Jahren erfolgen.
Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) erklärte: „Diese Vereinbarung ist mehr als ein weiterer Liefervertrag – sie ist Ausdruck einer strategischen Partnerschaft zwischen Deutschland und Kanada im Bereich der Energieversorgung.“ Durch eine engere Zusammenarbeit diversifiziere Deutschland Beschaffungswege und mache die Volkswirtschaft widerstandsfähiger gegenüber globalen Risiken, so Reiche.
Die Vereinbarung markiert laut BMWE die erste langfristige LNG-Partnerschaft von Sefe mit einem kanadischen Lieferanten. Das Projekt Ksi Lisims LNG vor der Nordwestküste British Columbias zeichne sich durch vollständig elektrisch betriebene Verflüssigungsanlagen aus, die mit erneuerbarer Wasserkraft versorgt werden. Damit gehöre es zu den emissionsärmsten LNG-Großprojekten weltweit.
Data-Center-Auftrag stützt Wachstumspläne von 2G Energy
Quelle: Shutterstock
AUFTRAG. Der KWK- und Wärmepumpenhersteller 2G Energy hat einen Großauftrag aus dem Data-Center-Segment erhalten. Damit erwartet das Unternehmen eine Umsatzsteigerung in diesem Jahr.
Die 2G Energy AG hat einen Großauftrag aus dem Geschäftsfeld Data-Center verbucht. Das Unternehmen aus Heek liefert für einen nordamerikanischen Kunden containerisierte Kraftwerke im unteren dreistelligen Megawatt-Bereich. Der Auftrag umfasst auch die Inbetriebnahme der Anlagen vor Ort. Angaben zum Kunden machte 2G Energy nicht, mit ihm sei Stillschweigen vereinbart worden. Nach Unternehmensangaben handelt es sich um den größten Einzelauftrag der Firmengeschichte.
Die ersten Auslieferungen sollen bereits in der zweiten Hälfte 2026 beginnen. Die Lieferungen verteilen sich über mehrere Jahre. 2G Energy verweist in diesem Zusammenhang auf bereits eingeleitete Kapazitätserweiterungen am Standort in Heek. Damit wolle das Unternehmen sicherstellen, dass neben dem Großauftrag auch bestehende Kundengruppen und internationale Märkte weiter bedient werden können. 2G Energy steht nach eigenen Angaben zudem in Verhandlungen mit weiteren Kunden aus dem Geschäftsbereich Data-Center und erwartet im Laufe der kommenden Monate weitere Aufträge im unteren dreistelligen Megawatt-Bereich.
Umsatzprognose für 2026 konkretisiert
Mit dem Auftragseingang erwartet der 2G-Energy-Vorstand nun Konzernumsätze am oberen Rand der bisherigen Prognose von 440 bis 490 Millionen Euro. Für 2026 rechnet das Unternehmen damit, dass das Geschäft mit Maschinenlieferungen stärker zum Umsatz beiträgt als in den Vorjahren. Dadurch könnte die Ebit-Marge allerdings nicht den oberen Bereich der bisherigen Zielspanne von 9,5 bis 10,5 Prozent erreichen.
Für das laufende Geschäftsjahr grenzt der Vorstand die Ebit-Prognose deshalb am unteren Ende der bisherigen Spanne von 6,5 bis 8 Prozent ein. Als Gründe nennt das Unternehmen erhöhte Einmalkosten im Zusammenhang mit der Einführung eines ERP-Systems. Besonders betroffen sei das deutsche Servicegeschäft gewesen. Für 2027 stellt 2G Energy ein Umsatzwachstum von rund 20 Prozent auf 570 bis 620 Millionen Euro in Aussicht. Die Ebit-Marge soll dann auf über 11 Prozent steigen. Hintergrund ist die erwartete Auslieferung eines Großteils der containerisierten Kraftwerke im kommenden Jahr.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Hoffnung auf Kriegsende drückt Gaspreise
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Trotz immer neuer Rückschläge zeigten sich die Energiemärkte am Mittwoch tendenziell optimistisch, was eine baldige Beendigung des Irankriegs betrifft. Gas und Öl gaben etwas nach, während CO2 zulegte, Strom notierte uneinheitlich. Möglich ist allerdings, dass die US-Regierung mit ihren optimistischen Aussagen auch die Rohstoffpreise herunterreden will. Denn für den Kern des Konflikts, der Frage nach dem Verbleib des angereicherten iranischen Urans, also der machtpolitischen Trumpfkarte, scheint sich noch keine Lösung abzuzeichnen. Die bisher ventilierten Vorschläge laufen darauf hinaus, das Problem zu einem späteren Zeitpunkt separat zu behandeln. Für die USA und Israel wäre dies alles andere als ein Sieg.
Strom: Der deutsche OTC-Strommarkt hat sich zur Wochenmitte infolge widerstreitender Impulse ohne klare Tendenz gezeigt. Zwar notierte der Primärenergieträger Erdgas mit Abschlägen, doch zog CO2 kräftig an. Der Day-ahead legte in der Grundlast um 38,25 auf 122,50 Euro je Megawattstunde und in der Spitzenlast um 25,75 auf 61,00 Euro je Megawattstunde zu. An der Börse kostete der Donnerstag 122,32 Euro im Base und 60,74 Euro im Peak. Dort war die Stunde zwischen 13 und 14 Uhr mit einem Cent marginal im Minus.
Händler führten die Aufschläge beim Day-ahead auf die geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung von 25,5 Gigawatt zurück, die für den Donnerstag erwartet wird. Für den Berichtstag hatten die Meteorologen von Eurowind dagegen 32,3 Gigawatt vorhergesagt. Der Wetterdienst geht für Freitag, Samstag und Sonntag von Erneuerbaren-Einspeiseleistungen aus, die etwas höher liegen als die für den Donnerstag prognostizierten Beiträge von Wind und Solar.
Am langen Ende gewann das Frontjahr um 0,44 auf 92,65 Euro.
CO2: Die CO2-Preise haben sich am Mittwoch fester gezeigt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.56 Uhr 0,85 auf 78,88 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 13,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 79,76 Euro, das Tief bei 78,14 Euro. CO2 reagierte damit auf die Abschläge bei Gas und Öl. Die Nettolongpositionen am CO2-Markt legten an der ICE in der Vorwoche um 0,4 Millionen Tonnen auf knapp 39 Millionen Tonnen zu. Die Analysten von Redshaw Advisors sehen für CO2 wegen des Irankriegs und der für Juli erwarteten Reformankündigungen für den Emissionshandel nur noch begrenztes Aufwärtspotenzial.
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Mittwoch schwächer gezeigt. Der Frontmonat Juni am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.30 Uhr 1,000 auf 46,100 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 1,355 auf 46,275 Euro. Erdgas schloss sich damit der Entwicklung bei Erdöl an, das ebenfalls Verluste aufwies. Der europäische Gasmarkt geht nach Ansicht von Analysten der Rabobank den Risiken einer knapperen LNG-Versorgung und niedriger Wintervorräte allerdings allzu gelassen entgegen. Sie gehen davon aus, dass die vollen Auswirkungen von Versorgungsengpässen noch nicht in den Preisen berücksichtigt sind. Das Institut macht darauf aufmerksam, dass geringere LNG-Zuflüsse während der Sommer-Speicherbefüllungssaison dazu führen könnten, dass Europa mit ungewöhnlich niedrigen Gasvorräten in den Winter geht, was das Risiko von Engpässen erhöht.
Die Rabobank erwartet, dass die TTF-Preise im dritten Quartal durchschnittlich bei rund 60 Euro pro Megawattstunde liegen und bis zum Jahresende von derzeit rund 46 Euro auf 69 Euro steigen werden. Die Preise dürften sich erst im Jahr 2028 normalisieren, wenn zusätzliche LNG-Lieferungen aus den USA und Katar erwartet werden, so die Analysten.
ENERGIEDATEN:
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Stefan Sagmeister (Chefredakteur, CVD print, Büro Herrsching)
Schwerpunkte: Energiehandel, Finanzierung, Consulting
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Korrespondent Brüssel: Tom Weingärnter
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Korrespondenten-Kontakt: Kerstin Bergen
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