Nun haben die Bayernwerke, wie es in einer Mitteilung des Netzbetreibers heißt, die Instandhaltungsarbeiten an den betroffenen Anlagen umgesetzt. Die beschädigten Bereiche der beiden 110-kV-Hochspannungsmasten wurden „durch neue, stabile und sichere bauliche Lösungen überbrückt“. Die in Mitleidenschaft gezogenen bisherigen Verbindungen könnten jetzt ohne Unterbrechung des Netzbetriebs erneuert werden. Die Masten sollen auch umzäunt und durch Kamerasysteme überwacht werden.

Unmittelbar nach den Bränden hat das Bayernwerk nach eigenen Angaben eine Taskforce mobilisiert, die Materialien bei Herstellern, Schwestergesellschaften innerhalb der Eon-Gruppe und anderen Netzbetreibern organisierte sowie zeitgleich Kabelmonteure und Tiefbauunternehmen anforderte. Die folgenden Reparaturarbeiten wurden durch Polizei, Blaulichtorganisationen und Sicherheitsdienste unterstützt.
 
Egon Leo Westphal, Vorstandsvorsitzender der Bayernwerk AG, erklärte dazu: „Die letzten Tage waren ein offensichtlicher Beleg, dass kritische Infrastruktur mehr denn je zum Ziel gewalttätiger Attacken wird.“ Das Bayernwerk arbeite aktuell daran, den Schutz und die Resilienz zu erhöhen. Einen vollumfänglichen Schutz gegen extreme Gewalt werde es aber nicht geben können. „Gerade in einem so großen Flächennetz wie dem des Bayernwerks wird es immer auf eine entscheidende Fähigkeit ankommen: Im Fall der Fälle schnell da und handlungsfähig zu sein, so wie jetzt in Garching.“

Die Meistro Gruppe mit Hauptsitz in Ingolstadt bietet nach eigenen Angaben bundesweit Energielieferung, Energieberatung, Contracting sowie Lösungen für erneuerbare Energien an. Die Übernahme des Kundenbestands von Respect Energy sei Teil der Wachstumsstrategie des Unternehmens.

Laut Meistro fügt sich die Integration der Kunden in die strategische Ausrichtung der Unternehmensgruppe ein. Das Unternehmen wolle seine Reichweite im deutschen Energiemarkt ausbauen und weitere Geschäftskunden mit seinem Angebot an Strom- und Gaslieferungen sowie Beratungsleistungen erreichen. Zum Portfolio gehören nach Unternehmensangaben außerdem Leistungen in den Bereichen Energieeffizienz, Nachhaltigkeit und erneuerbare Energieerzeugung.

Mehrwert für Gewerbekunden 

Respect Energy ist ein europaweit tätiger Anbieter von Gewerbestrom. Das Unternehmen gehört zur internationalen Respect-Energy-Gruppe und bietet nach eigenen Angaben Lösungen entlang der Wertschöpfungskette erneuerbarer Energien an. Im Zuge einer strategischen Neuausrichtung überträgt das Unternehmen sein operatives Kundengeschäft in Deutschland an Meistro.

Niels Keunecke, CEO der Meistro Gruppe, bezeichnete die Übernahme als Bestandteil der Wachstumsstrategie des Unternehmens. Sie ermögliche es, das Kundenportfolio zu erweitern und die Position im Geschäftskundenmarkt auszubauen. Gleichzeitig erhielten die bisherigen Unternehmenskunden von Respect Energy eine Anschlusslösung für ihre Energieversorgung.

Nach Angaben von Meistro profitieren die übernommenen Kunden künftig vom gesamten Leistungsangebot der Unternehmensgruppe. Dazu zählen neben der Energielieferung auch Beratungsleistungen, Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz, Angebote im Bereich erneuerbarer Energien sowie Contracting-Lösungen.

Hintergründe zu Meistro

Das Unternehmen sieht in der Übernahme zudem eine Reaktion auf die zunehmende Komplexität des Energiemarktes. Verlässliche Partnerschaften, transparente Abläufe und langfristige Versorgungskonzepte würden für Unternehmen an Bedeutung gewinnen. Der zusätzliche Kundenbestand stärke die Marktposition der Gruppe und schaffe Voraussetzungen für weiteres Wachstum im Geschäftskundensegment.

Die Meistro Gruppe wurde 2006 gegründet und beschäftigt nach eigenen Angaben mehr als 140 Mitarbeitende. Die operativen Aktivitäten werden über mehrere Tochtergesellschaften abgewickelt. Dazu gehören die Energie GmbH für die Energielieferung, die Solution GmbH für Energieberatungsleistungen, die R. E. GmbH für die Erzeugung erneuerbarer Energien sowie die Duobloq Energie GmbH im Bereich Energie-Contracting.

Nach Angaben des Unternehmens plant Enertrag bis 2030 die Inbetriebnahme von mindestens 100 MW Erzeugungs- und Speicherkapazität pro Jahr. Die Projekte sollen Windenergieanlagen, Batteriespeicher und weitere Komponenten in sogenannten Energy Hubs bündeln. Dadurch will das Unternehmen die Einspeisung erneuerbarer Energien besser an die Anforderungen des Stromnetzes anpassen.

Wachstumsmarkt Frankreich

Bis zum Ende des Jahrzehnts strebt Enertrag nach eigenen Angaben eine installierte Leistung von 1.000 MW in Frankreich an. Das Unternehmen ist seit mehr als 25 Jahren auf dem französischen Markt aktiv.

„Frankreich ist einer der strategischen Schlüsselmärkte von Enertrag, und wir planen, unsere Präsenz zu verstärken“, erklärte CEO Gunar Hering. Der Investitionsplan verdeutliche das langfristige industrielle und finanzielle Engagement des Unternehmens in Frankreich. Gleichzeitig wolle Enertrag sein Know-how im Bereich erneuerbarer Energien nutzen, um die Weiterentwicklung des französischen Energiesystems zu unterstützen und die Integration von Grünstrom in das Netz zu verbessern.

Nach Einschätzung von Vincent Masureel, Geschäftsführer von Enertrag France, tritt die Entwicklung erneuerbarer Energien in eine Phase ein, in der die intelligente Einbindung der Erzeugung in die Stromnetze an Bedeutung gewinnt. Die vom Unternehmen entwickelten Energy Hubs kombinierten erneuerbare Stromerzeugung, Speicher und steuerbare Komponenten. Damit sollen Herausforderungen bei der Netzflexibilität bewältigt werden.

Günstiger Investitionsrahmen

Als Beispiele für den geplanten Ausbau nennt Enertrag zwei Vorhaben. In der Region Hauts-de-France im Norden des Landes entsteht ein Energie-Hub mit 120 MW Leistung. Das Projekt verbindet zwei Windparks mit einem Batteriespeicher und soll nach Unternehmensangaben im März 2027 in Betrieb gehen. Ein weiteres Vorhaben befindet sich in der Region Nouvelle-Aquitaine im Südwesten Frankreichs. Dort plant Enertrag einen Energie-Hub mit 110 MW Leistung, der drei Windparks und einen Batteriespeicher zusammenführt.

Laut Unternehmen ermöglicht diese Infrastruktur ein optimiertes Management der Energieflüsse, eine bessere Auslastung bestehender Netzkapazitäten sowie eine effizientere Integration erneuerbarer Energien. Weitere Projekte nach diesem Muster befinden sich nach Angaben von Enertrag in verschiedenen Regionen Frankreichs in der Entwicklung.

Mit dem Investitionsprogramm bekräftigt das Unternehmen sein langfristiges Engagement auf dem französischen Markt. Zugleich sieht Enertrag in Frankreich weiterhin attraktive Rahmenbedingungen für Investitionen in erneuerbare Energien und Speichertechnologien.

 
China baut seine dominierende Stellung im globalen Abbau seltener Erden weiter aus. Im Jahr 2024 erreicht die Förderung 270 Tonnen, nachdem sie 1998 noch bei 65 Tonnen lag. Damit bleibt das Land mit großem Abstand der wichtigste Produzent weltweit, wie die Infografik auf Basis von Daten des Internationalen Währungsfonds (IWF) verdeutlicht. Die Entwicklung zeigt, dass der Markt für seltene Erden zwar breiter aufgestellt ist als noch vor zwei Jahrzehnten, die Abhängigkeit von China jedoch bestehen bleibt. Angesichts der strategischen Bedeutung dieser Rohstoffe für Hightech-Industrien und die Energiewende könnte diese Konzentration geopolitische Spannungen verstärken und Lieferketten anfällig machen.

 
Die Gestehungskosten für strommarktbasierten grünen Wasserstoff sind in den vergangenen zwei Wochen wieder leicht gesunken. Das Zweiwochenhoch lag bei 11,35 Euro/Kilogramm, das Zweiwochentief bei 7,39 Euro/Kilogramm. Im Wochenmittel ist der Preis von 9,52 auf 8,94 Euro/Kilogramm gesunken.
Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 3,39 und 3,68 Euro/Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.
 

Mit dem Kapital will das Unternehmen sein Angebot an Batteriespeichern in Deutschland erweitern und seine Technologieplattform weiterentwickeln. Nach eigenen Angaben arbeitet Encosa an einer Plattform, die verschiedene Erlösquellen für Batteriespeicher bündeln und künftig auch Funktionen virtueller Kraftwerke integrieren soll.

Encosa plant, finanziert, installiert und betreibt Batteriespeicher für Unternehmen mit hohem Energiebedarf. Zu den Zielbranchen zählen laut Unternehmen unter anderem Chemie, Lebensmittel, Kunststoff, Papier, Glas, Metall, Maschinenbau und Logistik. Das Angebot richtet sich vor allem an mittelständische Betriebe, die ihre Stromkosten senken und zusätzliche Erlöse am Strommarkt erzielen wollen.

Nach eigenen Angaben übernimmt Encosa sämtliche Projektschritte von der Planung über Genehmigungen und Netzanschlüsse bis zum Betrieb der Anlagen. Damit will das Unternehmen den organisatorischen Aufwand für Speicherprojekte auf Kundenseite verringern.

Drei Finanzierungsmodelle

Kunden können zwischen Kauf, Miete und Pacht wählen. Alternativ bringt Encosa eigenes Kapital ein oder begleitet Direktinvestitionen. Geschäftsführer und Mitgründer Sascha Koberstaedt sieht Batteriespeicher vor dem breiten Einsatz im Mittelstand. Die Frage sei nicht mehr, ob sich die Technologie durchsetze, sondern wie schnell, wird er in der Mitteilung zitiert.

Das im Jahr 2024 gegründete Unternehmen sieht einen Markt von mehr als 100.000 potenziellen Kunden in Deutschland. Mit den neuen Mitteln will Encosa seine Position im wachsenden Markt für gewerbliche Batteriespeicher ausbauen.

Die Finanzierungsrunde führte der Investor Realyze Ventures an. Nach Angaben von Encosa Energy beteiligten sich erneut auch die Investoren aus der früheren Pre-Seed-Runde an der Finanzierung. Zu den Geldgebern gehört zudem Wepa Ventures, die Beteiligungsgesellschaft des Hygienepapierherstellers Wepa aus Arnsberg.

Nach Angaben des Unternehmens richtet sich das Angebot an Betreiber von Erneuerbaren-Anlagen sowie an Stromverbraucher. Innerhalb der Community sollen Strommengen aus unterschiedlichen Erzeugungsanlagen deutschlandweit zugeordnet werden können. So könne beispielsweise Strom aus einer Photovoltaikanlage in Bayern, einem landwirtschaftlichen Betrieb in Niedersachsen oder einer Windkraftanlage in Schleswig-Holstein mit Unternehmen, Verbrauchern oder weiteren Standorten in Deutschland verbunden werden.

„In einer Web-App sehen die Nutzer sofort, wer Strom anbietet oder sucht. Verbraucher und Erzeuger einigen sich auf einen Preis und bestätigen ihren gemeinsamen Energie-Link“, heißt es weiter. Sollte einmal nicht genügend Strom über den Energie-Link verfügbar sein, liefert Robin Gut ergänzend Ökostrom. Damit bleibt die Versorgung jederzeit sicher.

Für die Teilnahme ist ein kompatibler digitaler oder intelligenter Stromzähler mit optischer Datenschnittstelle (SML) erforderlich. Nach Angaben des Unternehmens wird im Rahmen der Anmeldung geprüft, ob der vorhandene Zähler geeignet ist. Falls notwendig, werde ein Zählerwechsel organisiert.

Für die Datenübertragung stehen zwei technische Lösungen zur Verfügung. Der „WSE-Lesekopf“ richtet sich an Nutzer mit einer stabilen WLAN-Verbindung und einer freien Steckdose am Zählerplatz. Für Standorte ohne Steckdose oder mit eingeschränkter WLAN-Abdeckung bietet Robin Gut alternativ das batteriebetriebene „IOmeter“ an. Dieses soll über zwei Komponenten eine stabile Verbindung zum Router auch über mehrere Stockwerke hinweg ermöglichen.

Als potenzielle Anbieter nennt das Unternehmen insbesondere landwirtschaftliche Betriebe sowie Betreiber älterer Photovoltaikanlagen, deren Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ausläuft oder bereits ausgelaufen ist.

„Dadurch sind, abhängig vom Verbrauchsprofil und der Community-Nutzung, bis zu 50 Prozent höhere Stromerlöse möglich − bei ausgeförderten Anlagen sogar noch mehr“, heißt es weiter. Gerade ausgeförderte Solaranlagen könnten durch den Robin Gut Strom ein zweites wirtschaftliches Leben erfahren.

Auch Unternehmen sollen von dem Modell profitieren. Überschüssiger Strom aus Produktionshallen, Photovoltaikanlagen, landwirtschaftlichen Betrieben oder Firmenzentralen soll innerhalb der Robin Gut Strom-Community anderen Betriebsstätten zugeordnet werden. Damit sollen Unternehmen selbst erzeugten Strom standortübergreifend innerhalb Deutschlands nutzen können.

Initiator von Robin Gut ist nach Firmenangaben der Fernsehmoderator Dieter Könnes (nach eigenen Angaben RTL, Stern TV, WDR, Sky) „gemeinsam mit Partnern aus der Energiebranche“.

Der Studie zufolge stiegen die Volllaststunden neu errichteter Anlagen von durchschnittlich rund 1.450 Stunden im Inbetriebnahme-Jahrgang 2005 auf knapp 2.200 Stunden bei den Anlagen des Jahrgangs 2017. Seitdem sei jedoch eine leicht rückläufige Entwicklung zu beobachten. Für die Jahre bis 2035 erwarten die Autoren im Basisszenario weitgehend stabile Werte. Im Mittel aller Regionen werden künftig rund 2.130 Volllaststunden prognostiziert.

Als wesentlichen Grund nennen die Autoren die Entwicklung der Anlagentechnik. In den vergangenen Jahren seien insbesondere größere Rotoren und höhere Türme installiert worden. Der durchschnittliche Rotordurchmesser habe sich von etwa 70 Metern im Jahr 2005 auf rund 140 bis 150 Meter im Jahr 2024 verdoppelt. Gleichzeitig seien die Nennleistungen deutlich gestiegen. Ende 2024 seien bereits zahlreiche Anlagentypen der 7-MW-Klasse auf dem Markt verfügbar gewesen.
Gleichzeitig habe sich jedoch ein zentraler Treiber steigender Volllaststunden abgeschwächt. Laut den Verfassern sank die spezifische Flächenleistung − das Verhältnis von Nennleistung zur überstrichenen Fläche bei Rotordrehung − über viele Jahre deutlich. Während sie Anfang der 2000er Jahre noch bei etwa 400 bis 500 Watt pro Quadratmeter lag, habe sie sich inzwischen auf einem Niveau um 300 Watt pro Quadratmeter stabilisiert. Anhand der spezifischen Flächenleistung lässt sich damit bestimmen, ob eine Windanlage eher auf möglichst viele Betriebsstunden oder auf möglichst hohe Leistungsspitzen ausgelegt ist.

Die Wind Guard-Studie erklärt, dass bei höherer spezifischer Flächenleistung die Windgeschwindigkeit steigen muss, damit die Anlage ihre Nennleistung erreicht. Da Anlagen mit niedrigerer spezifischer Flächenleistung höhere Volllaststunden erreichen, habe diese Entwicklung maßgeblich zu den Steigerungen der Vergangenheit beigetragen. Weitere Absenkungen seien derzeit jedoch weder im Ausbau noch bei den bereits genehmigten Projekten erkennbar.

Große regionale Unterschiede

Auch regional zeigen sich Unterschiede. Der Studie zufolge liegen die Volllaststunden im Hohen Norden, also in Schleswig-Holstein, sowie im übrigen Norden über dem Bundesdurchschnitt. Die Regionen Mitte und Süden erreichen geringere Werte. Für den Zeitraum bis 2035 erwarten die Autoren im langzeit-, netz- und marktkorrigierten Szenario durchschnittlich rund 2.700 Volllaststunden im Hohen Norden, etwa 2.350 Stunden im Norden, rund 2.175 Stunden in der Mitte und etwa 2.090 Stunden im Süden.

Die Untersuchung betrachtet zudem den Einfluss von Netzengpässen und negativen Strompreisen. Netzbedingte Abregelungen hätten insbesondere in Schleswig-Holstein erhebliche Auswirkungen. Ohne diese Einschränkungen lägen die Volllaststunden dort im Mittel um rund 16 Prozent höher. Marktbedingte Abschaltungen infolge negativer Strompreise würden die Volllaststunden zusätzlich reduzieren und hätten seit 2019 an Bedeutung gewonnen.

Nach Einschätzung der Autoren wären höhere Volllaststunden grundsätzlich weiterhin erreichbar. In einem Szenario mit jährlich um zwei Prozent sinkender Flächenleistung bis 2035 würden die Volllaststunden gegenüber dem Basisszenario je nach Region um vier bis neun Prozent steigen. Allerdings würde dies zugleich die installierte Leistung und die erzielbaren Strommengen je Anlage verringern.

Auch die Bebauungsdichte von Windparks beeinflusst die Ergebnisse. Die Autoren verweisen darauf, dass größere Abstände zwischen den Anlagen die gegenseitige Abschattung verringern und damit die Volllaststunden erhöhen können. In einem Beispielprojekt lagen die Volllaststunden bei einer lockeren Anordnung der Anlagen rund zwölf Prozent über denen einer dichten Bebauung. Allerdings steigt damit auch der Flächenbedarf.

In ihrem Fazit kommen die Verfasser zu dem Schluss, dass weitere Steigerungen der Volllaststunden künftig nicht mehr automatisch mit dem technischen Fortschritt einhergehen werden. Sollten höhere Volllaststunden politisch oder systemisch gewünscht sein, wären nach ihrer Einschätzung neue wirtschaftliche Anreize erforderlich. Diese könnten insbesondere die Auswahl der Anlagentechnik sowie die Auslegung von Windparks beeinflussen.

Die Windguard-Studie steht auf der Internetseite des LEE zum Download zur Verfügung.

Grundlage der neuen Daten sind die Kehrbuchdaten des Berichtsjahres 2023 sowie Ergebnisse des Zensus 2022. Das LfU und das Bayerische Landesamt für Statistik (LfStat) haben die Informationen für die Nutzung in der kommunalen Wärmeplanung aufbereitet. Seit dem 20. Mai 2026 sind die kleinräumigen Daten im Energie-Atlas Bayern einsehbar.

Die Informationen aus der Erhebung der Kehrbuchdaten werden laut dem Landesamt im Energie-Atlas Bayern anhand dreier Karten dargestellt. Die Karten zeigen für die am häufigsten genutzten Brennstoffe − Heizöl, Gas und feste Biomasse − das Medianalter und die summierte Nennwärmeleistung des jeweiligen Baublocks.

Anhand dieser Informationen ist es laut dem Amt möglich, Verbreitungsgebiete für die Nutzung der einzelnen Brennstoffe zu identifizieren und einen besseren räumlichen Überblick hinsichtlich der vorhandenen Wärmeversorgung zu erlangen.

Die Auswertungen zeigen unter anderem Unterschiede zwischen Ortszentren und Randlagen. So tritt die Nutzung von Erdgas in dichter bebauten Bereichen häufiger auf, während in jüngeren Gebäuden erneuerbare Energieträger stärker vertreten sind. Auch regionale Schwerpunkte bei der Nutzung von Holz als Energieträger werden sichtbar.

​Grundlage für Wärmebedarf und Wärmenetze
Zusätzlich steht eine Karte zur dominierenden Baualtersklasse zur Verfügung. Für jeden Baublock können weitere Kenngrößen wie die Zahl der Wohneinheiten, die gesamte Wohnfläche oder die Einwohnerzahl abgerufen werden.

Die Informationen zum Gebäudebestand dienen auch der Abschätzung des Wärmebedarfs. Auf dieser Basis lassen sich Sanierungspotenziale sowie die Eignung verschiedener Heiztechnologien bewerten.

Zugleich haben die Behörden das bestehende Modell zur Wärmebedarfsberechnung mit den Zensusdaten weiterentwickelt. Die Ergebnisse bilden die Grundlage für die Wärmedichtekarten des Energie-Atlas Bayern. Diese Karten unterstützen Kommunen bei der Bewertung von Wärmenetzprojekten und der Identifikation geeigneter Versorgungsgebiete.

Nutzer können zwischen drei Szenarien wählen: dem aktuellen Gebäudebestand, einem mittleren Sanierungsszenario und einem ambitionierten Sanierungsszenario. Dadurch lassen sich Auswirkungen unterschiedlicher Sanierungsraten auf den künftigen Wärmebedarf abschätzen.

Hier geht's zum Energie-Atlas Bayern.

„Deutschland bleibt langfristig auf Erdgas als Grundstoff für die Industrie, angewiesen, übergangsweise auch für die Strom- und Wärmeerzeugung. Gleichzeitig steigt die Importabhängigkeit weiter an. Die Studie zeigt, dass heimisches Schiefergas einen Beitrag zu Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Resilienz leisten könnte“, kommentiert der Autor Hans-Joachim Kümpel die Ergebnisse seiner Analyse. 

Nach Einschätzung des langjährigen Präsidenten der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) könnte das Schiefergas einen Teil der LNG-Importe aus Übersee ersetzen. Dadurch ließen sich entlang der Lieferkette erhebliche Emissionen aus Verflüssigung, Transport und Regasifizierung vermeiden. Das Einsparpotenzial könnte − abhängig von Herkunft und Lieferkette − bis zu 18 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr betragen. 

Die Studie argumentiert außerdem, dass die für die Nutzung der Schiefer- und Flözgasvorkommen erforderliche Fracking-Technologie inzwischen als gut beherrschbar gelte. Das bestehende Verbot dieser unkonventionellen Förderung stehe daher zunehmend im Widerspruch zum wissenschaftlichen Kenntnisstand und zur energiepolitischen Realität.

Neben einer stärkeren Versorgungssicherheit sieht die Studie weitere mögliche Vorteile:

• geringere geopolitische Abhängigkeiten
• zusätzliche Wertschöpfung im Inland
• potenziell preisdämpfende Wirkung
• Nutzung der vorhandenen Infrastruktur für Tiefengeothermie 

Die Studie Schiefergasförderung in Deutschland – Umweltschonende Nutzung heimischer Potenziale kann auf der Homepage der Friedrich-Naumann-Stiftung abgerufen werden.

Der größte Speicher soll in Husum (Schleswig-Holstein) entstehen. Dort plant das Münchner Unternehmen eine Anlage mit rund 146,5 MW Leistung und 296 MWh Speicherkapazität. Schleswig-Holstein gehört zu den Bundesländern mit einem hohen Anteil an Windenergie. Der Speicher soll daher vor allem Stromüberschüsse aufnehmen und ihn später wieder ins Netz einspeisen.

In Brilon-Nehden nahe Meschede (Nordrhein-Westfalen) baut Kyon Energy einen Speicher mit rund 103 MW Leistung und 208 MWh Kapazität.

Das dritte Projekt entsteht in Sülzetal nahe Magdeburg (Sachsen-Anhalt). Die Anlage soll eine Leistung von rund 23,7 MW und eine Kapazität von 48 MWh erreichen. Nach Angaben des Unternehmens ergänzt der Speicher das bestehende Projektportfolio in Ostdeutschland.

Mehr als 7.000 MW in der Pipeline

Die drei Vorhaben gehören zu einer größeren Projektpipeline, die Kyon Energy derzeit in Deutschland entwickelt. Geschäftsführer Thomas Maubert erklärte, mit den aktuellen Baustarts entstünden zusätzliche Speicherkapazitäten in Regionen, in denen sie künftig benötigt würden. Das Unternehmen setze damit den Ausbau seiner Speicherinfrastruktur fort.

Seit Anfang 2024 gehört Kyon Energy zum französischen Energiekonzern Total Energies. Nach eigenen Angaben umfasst die Projektpipeline der Münchner mehr als 7.000 MW. Weitere 1.200 MW befinden sich in der Umsetzung. Darüber hinaus verfüge Kyon Energy über mehr als 1.500 MW genehmigte und baureife Projekte. Damit zählt das Unternehmen nach eigenen Angaben zu den größeren Entwicklern von Batteriespeichern im deutschen Markt.

Bei einem kürzlich stattgefundenen Treffen in Moskau erklärte Rosatom-Chef Alexei Lichatschow dem Leiter der kasachischen Atomenergiebehörde, Almassadam Satkalijew, dass der russische Konzern „mindestens ein Jahr Beobachtung des Standorts benötigt, um alle notwendigen Berichte zu erstellen und das Projekt unter Berücksichtigung der natürlichen, geologischen und klimatischen Gegebenheiten dieses Ortes umzusetzen“.

Die westlichen Sanktionen, die nach Russlands Einmarsch in die Ukraine verhängt wurden, haben Rosatoms Möglichkeiten zur Projektfinanzierung erheblich eingeschränkt. Kasachstan vergab den Auftrag zum Bau des Kernkraftwerks Balchasch bereits 2025 an Rosatom. Im April einigten sich die beiden Länder grundsätzlich auf eine Vereinbarung, wonach Russland 85 Prozent der Finanzierung des Projekts übernehmen sollte, dessen Kosten auf 15 Milliarden US-Dollar geschätzt werden.

Diese Vereinbarung ist jedoch noch nicht endgültig. Während der Gespräche in Moskau drängte Satkalijew Lichatschow zur Lokalisierung des nuklearen Brennstoffkreislaufs in Kasachstan. Rosatom behält in den meisten Fällen eine dauerhafte und kontrollierende Rolle im Betrieb seiner Kernkraftwerke, indem es die Verantwortung für die Brennstoffversorgung übernimmt. Kasachstan hingegen, das über reichhaltige eigene Uranvorkommen verfügt, strebt die vollständige Kontrolle über den Brennstoffkreislauf des Kernkraftwerks Balchasch an.

Das russische Nachrichtenportal „Atomic Energy“ zitierte Lichatschow mit den Worten: „Wir haben in allen Punkten Einigkeit erzielt. Es wurden grundlegende Ansätze entwickelt, die den Interessen unserer Staaten und dem strategischen Charakter der Beziehungen vollumfänglich gerecht werden.“

Thomas Blades, Aufsichtsratsvorsitzender von Uniper, erklärte dazu: „Mit der Bestellung von Christian Ohlms stärkt Uniper den Vorstand in einem für die künftige Entwicklung des Unternehmens zentralen Bereich. Seine umfassende internationale Erfahrung in der Unternehmenssteuerung, im Energiehandel und Vertrieb wird einen wichtigen Beitrag zur weiteren strategischen Ausrichtung und zur nachhaltigen kommerziellen Positionierung von Uniper leisten.“ 
 
Ohlms wechselt von der „SEFE Securing Energy for Europe GmbH“ zu Uniper, wo er seit Anfang 2024 als einer von zwei Geschäftsführern fungierte (wir berichteten). Weitere berufliche Stationen des promovierten Diplom-Wirtschaftsingenieurs waren McKinsey & Company in Frankfurt und New York, RWE Supply & Trading, Innogy Grid & Infrastructure sowie Eon.
Am 27. Mai hatte Sefe bekanntgegeben, dass Ohlms zum 30. September 2026 aus dem Unternehmen ausscheidet, und hat seine Verdienste um die Stabilisierung des Unternehmens gewürdigt. Eine Entscheidung über die Nachfolge, so hieß es, sei bereits getroffen, sie werde aber zu einem späteren Zeitpunkt kommuniziert.

Sefe, vormals Gazprom Germania, war nach dem Ausbleiben der russischen Gaslieferungen 2022 in massive Schwierigkeiten geraten und verstaatlicht worden. Ähnlich war die Lage bei Uniper, auch hier musste der Staat übernehmen.

Die Juristin wechselt aus dem Deutsche-Bahn-Konzern zum Berliner Verteilungsnetzbetreiber. Bei der Bahn war Radatz seit 2013 in diversen Führungspositionen tätig. Zuletzt war sie als Geschäftsführerin Personal und Arbeitsdirektorin bei der DB Bahnbau Gruppe GmbH tätig.

Der Aufsichtsratsvorsitzende von Stromnetz Berlin, Severin Fischer, erläuterte: „Als ausgewiesene Personal-Expertin im Infrastrukturbereich bringt sie langjährige Erfahrung mit.“ Davon soll das Unternehmen mit seinen mehr als 2.000 Beschäftigten profitieren. Im Führungsteam mit CEO Erik Landeck und CTO Bernhard Büllmann werde sie die Zukunft von Stromnetz Berlin und den Mitarbeitenden engagiert gestalten, so Fischer.

Doris Radatz ist 55 Jahre alt, verheiratet und lebt mit ihrer Familie im Berliner Südwesten. Die promovierte Juristin absolvierte ihr Studium der Rechtswissenschaften an der Universität Passau. Sie arbeitete danach zunächst als Rechtsanwältin, wechselte dann in den Deutsche-Post-Konzern und war seit 2005 in führenden Personalfunktionen von Konzernunternehmen in der Verkehrsbranche (Transdev/Deutsche Bahn) tätig.

Stromnetz Berlin hat 2025 die Zahl von 2.000 Mitarbeitenden überschritten und ist damit in den Kreis der großen städtischen Unternehmen aufgestiegen. In diesem Zusammenhang wurde auf Basis des Mitbestimmungsgesetzes die Position der Arbeitsdirektorin im Unternehmen neu eingerichtet.

„Die Auftragslage der Daldrup & Söhne AG entwickelt sich weiterhin sehr erfreulich“, sagte Andreas Tönies, Vorstandsvorsitzender von Daldrup & Söhne. Zum 31. Dezember 2025 lag der Auftragsbestand bei 128 Millionen Euro. Ende März 2026 belief er sich auf 120 Millionen Euro. Im März 2025 hatte der Wert noch bei 31 Millionen Euro gelegen.

Das Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Ebit) stieg 2025 um 25,8 Prozent auf 8,7 Millionen Euro. Im Vorjahr hatte Daldrup & Söhne 6,9 Millionen Euro erzielt. Die Ebit-Marge lag bei 17,1 Prozent. „Die mit einer Ebit-Marge von 17,1 Prozent weiter verbesserte Profitabilität unterstreicht die operative Stärke des Geschäftsmodells der Daldrup & Söhne AG und die erfolgreiche Umsetzung unserer Projekte“, sagte Tönies.

Der Konzernjahresüberschuss erhöhte sich im Berichtsjahr auf 7,7 Millionen Euro nach 2,5 Millionen Euro im Jahr 2024. Die Gesamtleistung ging dagegen leicht zurück. Sie lag bei 51,1 Millionen Euro nach 54,5 Millionen Euro im Vorjahr. Die Kennzahl Gesamtleistung umfasst neben den Umsatzerlösen auch Bestandsveränderungen sowie aktivierte Eigenleistungen.

Daldrup spürt Aufwin in Deutschland 
Impulse erwartet das Unternehmen vom deutschen Geothermiemarkt. Seit Dezember 2025 gelten verbesserte regulatorische Rahmenbedingungen. Dazu zählen das Ende 2025 vom Bundestag verabschiedete Geothermiebeschleunigungsgesetz (GeoBG) sowie der Förderkredit „Geothermie – Fündigkeitsrisiko“ der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW). Das Programm enthält eine Fündigkeitsversicherung.

Das GeoBG soll Planungs- und Genehmigungsverfahren für Geothermieprojekte vereinfachen und beschleunigen. Der KfW-Förderkredit soll Risiken aus Geothermiebohrungen absichern. Nach Einschätzung von Daldrup & Söhne gehen erste Kommunen und Städte zunehmend von der Planung in die Umsetzung ihrer Wärmeplanung über. Damit kommen auch konkrete Ausschreibungen für Geothermieprojekte auf den Markt.

Der Bohrspezialist erwartet daher kurz- bis mittelfristig eine steigende Nachfrage nach Projekten der mitteltiefen und tiefen Geothermie. Für das laufende Geschäftsjahr rechnet das Unternehmen mit weiterem Wachstum. Prognostiziert werden eine Gesamtleistung von rund 58 Millionen Euro sowie eine Ebit-Marge von 11,5 bis 13,5 Prozent der Gesamtleistung.

Das Unternehmen mit Sitz in Pullach bei München ist auf Bohr- und Umweltdienstleistungen spezialisiert. Die Aktivitäten gliedern sich in die Bereiche Geothermie, Rohstoffe & Exploration, Environment, Development & Services (EDS) sowie Wassergewinnung.

Im Bereich Geothermie erbringt Daldrup & Söhne Bohrdienstleistungen für oberflächennahe Anlagen, etwa Erdwärmesonden für Wärmepumpen, sowie für Tiefengeothermieprojekte mit Bohrtiefen von bis zu 6.000 Metern.

„Steffen Rothe hat die Energieunion fast drei Jahrzehnte entscheidend mitgestaltet und mit großer Sachkenntnis sowie hoher Verlässlichkeit geprägt. Dafür gilt ihm unser ausdrücklicher Dank. Mit Oliver Kruschke übernimmt nun ein Kollege aus den eigenen Reihen, der das Unternehmen, das Geschäft und das Team sehr gut kennt“, erklärte Ulf Heitmüller, Vorstandsvorsitzender der VNG AG, zum Wechsel in der Geschäftsführung. 
 
VNG ist ein europaweit aktiver Unternehmensverbund mit über 20 Gesellschaften und mehr als 2.000 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern. Der Gasimporteur und Großhändler mit Hauptsitz in Leipzig ist Betreiber von Gasinfrastruktur und verfolgt auch den Markthochlauf erneuerbarer und dekarbonisierter Gase wie Biogas und Wasserstoff.

Strom: Uneinheitlich hat sich am Montag der deutsche OTC-Strommarkt gezeigt. Die Notierungen waren widerstreitenden Impulsen vom rückläufigen CO2-Markt einerseits und von festeren Gaspreisen andererseits ausgesetzt.

Der Day-ahead kostete im Base 122,25 Euro je Megawattstunde und im Peak 110,00 Euro je Megawattstunde. Börslich wurden am Montag für die Grundlast 122,02 Euro ermittelt und für die Spitzenlast 109,65 Euro. Der Montag selbst war am Freitag der Vorwoche börslich in der Grundlast mit 154 Euro je Megawattstunde bewertet worden.

Händler verweisen als Grund für den Preisrückgang von Montag auf Dienstag auf die höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung, die für den zweiten Wochentag erwartet wird. Die Meteorologen von Eurowind prognostizieren für den Dienstag Beiträge von Wind und Solar im Umfang von 21,3 Gigawatt nach 18,7 Gigawatt am Berichtstag. Für die Folgetage bis einschließlich Donnerstag prognostiziert Eurowind einen Anstieg der Einspeiseleistung von Tag zu Tag bis auf 35,5 Gigawatt. Danach soll sich der Beitrag von Wind und Solar Schritt für Schritt wieder vermindern. 

Am langen Ende zog das Frontjahr um 0,64 auf 94,53 Euro an.
CO2: Schwächer haben sich die CO2-Preise am Montag präsentiert. Der Dec 26 notierte gegen 13.53  Uhr mit einem Minus von 1,70 auf 78,93 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 11,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 80,57 Euro, das Tief bei 78,78 Euro. Die Analysten von Vertis weisen darauf hin, dass sich die bullishen Wetterprognosen abgeschwächt haben, wodurch ein Teil des jüngsten nachfrageseitigen Aufwärtsimpulses zunichte gemacht wurde.

Noch wichtiger ist, dass die Kursrallye den Relative Strength Index (RSI) in den überkauften Bereich getrieben hat, was darauf hindeutet, dass die jüngste Kursentwicklung die zugrunde liegende Marktstruktur überholt hat und es ohne zusätzliche Impulse schwierig werden könnte, neue Käufer anzuziehen. Darüber hinaus sorgen politische Diskussionen über Benchmarks und die freie Zuteilung von Zertifikaten erneut für Unsicherheit, wodurch der Kapitaleinsatz am Markt zunehmend riskanter wird. Vertis rechnet daher für die kommenden Tage mit einer leicht abwärtsgerichteten Tendenz am CO2-Markt.

Erdgas: Fester zeigte sich am Montag der europäische Erdgasmarkt. Der Frontmonat Juli am niederländischen TTF legte bis 13.20 Uhr um 1,540 auf 47,750 Euro je Megawattstunde zu. Am deutschen THE gewann der Day-ahead um 0,875 auf 47,950 Euro je Megawattstunde hinzu. Damit richtet sich Erdgas erneut an Erdöl aus, das wegen der immer wieder neuen Enttäuschungen in Bezug auf eine Öffnung der Straße von Hormus wieder zugelegt hat. Möglicherweise unterschätzt der Markt noch immer die Folgen der Seeblockade, zumal sie weiterhin die Speicherbefüllung in Europa ausbremst. Der Gasflow aus Norwegen betrug am Berichtstag mäßige 280,9 Millionen Kubikmeter.