3. Juni 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
VERBAND: Stabile Versorgungslage im Sommer erwartet
REGENERATIVE: Energiewendemonitor: Tempo reicht nicht aus
STROMNETZ: Energiespeicher Riedl: Verbund will Projektstart jetzt
HANDEL & MARKT
WÄRME: Drei Partner gehen Wärmewende im Schwarzwald gemeinsam an
STROMSPEICHER: 700-MWh-Stromspeicher erhält Tolling-Vertrag
ERDGAS: EEX mit neuem Index für den Gasspothandel
GASTBEITRAG: Batteriespeicher: Das nächste strategische Thema der Energiewende
TECHNIK
WÄRME: Towergy nimmt erste Großwärmepumpe in Turmbauweise in Betrieb
STROMNETZE: Siemens Energy stärkt digitales Netzportfolio
GASKRAFTWERKE: Uniper: Dunkelflauten sind Normalzustand
STROMNETZ: Pilotprojekt: Verbrauch und Erzeugung intelligent verknüpfen
STATISTIK DES TAGES: Wärmebereitstellung aus Biogas bis 2025
UNTERNEHMEN
WINDKRAFT ONSHORE: Stadtwerke Stuttgart wollen Windkraft stark ausbauen
PERSONALIE: Stadtwerke Göttingen verabschieden sich von Doppelspitze
PERSONALIE: Axpo wechselt Spitze des Verwaltungsrats aus
BETEILIGUNG: Stadtwerke Münster bitten noch um 1,65 Millionen Euro
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: Nahost-Entspannung belastet CO2 und Gas
TOP-THEMA
BEE warnt vor Investitionsrisiken durch Netzregeln
Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur auf dem BEE-Netzkongress Quelle: Susanne Harmsen
VERANSTALTUNG.
Auf dem BEE-Netzgipfel in Berlin haben Branchenvertreter und die Bundesnetzagentur über Netzausbau, Netzentgelte und Investitionssicherheit für erneuerbare Energien diskutiert.
BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser erklärte, Netze und erneuerbare Energien müssten gemeinsam weiterentwickelt werden. Sie sprach auf dem Netzgipfel des Bundesverbands Erneuerbare Energie (BEE) am 2. Juni in Berlin. Erneuerbare Energien machten die Energieversorgung hierzulande sicherer und preiswerter, unterstrich sie.
Diese Erkenntnis vermisse sie teilweise in der politischen Diskussion, kritisierte Heinen-Esser. Und die BEE-Präsidentin schickte die Kritik auch an die Adresse ihrer Parteikollegen von der CDU. Die derzeit erarbeiteten Gesetzes- und Regulierungspakete böten aus ihrer Sicht erhebliche Chancen, die Rahmenbedingungen für die Energiewende zu verbessern.
Netzausbau macht Fortschritte
Auch der Präsident der Bundesnetzagentur, Klaus Müller, verwies auf die anhaltenden Preisrisiken fossiler Energieträger. Gleichzeitig hob er Fortschritte beim Ausbau erneuerbarer Energien sowie beim Bau der Höchstspannungs-Stromautobahnen hervor. „Dies erhöht die Versorgungssicherheit und senkt die Kosten für Redispatch-Maßnahmen“, sagte Müller.
Besondere Bedeutung misst die Behörde künftig den Verteilnetzen bei. Dafür habe die Bundesnetzagentur im Prozess „Netze. Effizient. Sicher. Transformiert.“, kurz NEST, die Anreizregulierung für Netzbetreiber weiterentwickelt. Nach Angaben Müllers müssen insbesondere Netzanschlussverfahren schneller und verlässlicher werden, um industrielle Investitionen nicht zu bremsen. Dafür sei eine stärkere Digitalisierung erforderlich. Die Bundesnetzagentur werde hierzu Ende dieses Jahres einen „Atlas“ über den Stand veröffentlichen.
AgNES-Reform in der Diskussion
Zugleich steht die Reform der Netzentgelte auf der Agenda. Hintergrund ist ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs aus dem Jahr 2021, wonach die bestehende deutsche Netzentgeltsystematik nicht mit europäischem Recht vereinbar ist. Die aktuellen Regelungen laufen Ende 2028 aus. Müller zufolge betrifft die Reform jährlich rund 37 Milliarden Euro an Netzkosten, die neu verteilt werden müssen.
Nach Angaben des Behördenpräsidenten soll die Finanzierung der Netze künftig stärker an die zunehmende dezentrale Stromerzeugung angepasst werden. Ziel sei eine gerechtere Verteilung der Kosten. Die Bundesnetzagentur wolle die neue Systematik gemeinsam mit Verbänden, Unternehmen und weiteren gesellschaftlichen Gruppen entwickeln und dabei ein rechtssicheres Modell schaffen, unterstrich Müller. Erste Entwürfe werden in diesem Sommer zur Konsultation gestellt, versprach er.
Dynamische Netzentgelte einführen
Eine wichtige Rolle im zukünftigen Stromsystem sieht Müller bei Batteriespeichern. „Wir lieben Batteriespeicher, wenn sie Teil der Lösung im Stromnetz sind“, umriss Müller. Aktuell gebe es aber keine Anreize, diese netzdienlich zu betreiben. Darüber hinaus kündigte er an, dass auch für Stromerzeuger bei der Beteiligung an Netzkosten künftig klare Grenzwerte gelten sollen, um Investitionen besser kalkulierbar zu machen.
Für ein flexibles Energiesystem seien nach Ansicht der Bundesnetzagentur nicht nur dynamische Strompreise, sondern auch dynamische Netzentgelte erforderlich. Voraussetzung dafür sei jedoch, dass Netzbetreiber sich künftig zeitgenauere Informationen über die aktuelle Auslastung ihrer Netze verschaffen.
Konsultationen der Netzentgelte
Müller kündigte an, die Bundesnetzagentur werde im Sommer erste Entwürfe der geplanten AgNES-Regelungen zur Konsultation vorlegen. Dabei wolle die Behörde fachliche Argumente auswerten und in ihre Vorschläge einarbeiten. Parallel dazu stehe sie im Austausch mit dem Bundeswirtschaftsministerium (BMWE), das derzeit unter anderem Änderungen am Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und am Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) vorbereitet. Nach Angaben Müllers soll eine möglichst schnelle Verabschiedung der neuen Regelungen Investoren und Behörden frühzeitig Planungssicherheit geben.
Die im sogenannten „Netzpaket“ des BMWE vorgesehenen Redispatch-Regeln wurden auf dem Kongress scharf kritisiert. Demnach soll es keine Entschädigungen für erneuerbaren Strom in Netzengpassgebieten mehr geben, wenn er nicht ins Netz passt. Das könnte den Ausbau erneuerbarer Energien erheblich erschweren, warnte Fritz Halla vom Beratungsunternehmen Enervis.
Fehlende Planbarkeit, schwer kalkulierbare Erlösrisiken und zusätzliche Netzkosten könnten nach seiner Einschätzung die Finanzierung vieler Wind- und Photovoltaikprojekte gefährden. Carolin Dähling, Politikleiterin von Green Planet Energy warnte vor „Projekten in Milliardenhöhe“, die für die Energiewende dringend nötig wären, aber unter diesen Bedingungen und ohne Netzanschluss ausblieben. Im Mittelpunkt der Konferenz stehen noch bis zum 3. Juni Fragen zur besseren Verzahnung von Netz- und Erneuerbaren-Ausbau.
Quelle: Fotolia / Tom Bayer
Stabile Versorgungslage im Sommer erwartet
VERBAND. Die Stromversorgung in Deutschland und Mitteleuropa gilt für den Sommer als gesichert. Gleichzeitig wächst laut Energieausblick von Entso-E der Bedarf an Flexibilität im Stromsystem.
Der „European Network of Transmission System Operators for Electricity“ (Entso-E) erwartet für Deutschland und die meisten mitteleuropäischen Staaten im Sommer 2026 keine Versorgungsengpässe. In seinem aktuellen „Summer Outlook 2026“ sieht der Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber keine systemischen Risiken für Kontinentaleuropa. Herausforderungegn sieht er im weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien sowie bei Netzen, Speichern und dem grenzüberschreitenden Stromhandel.
Während Entso-E für Irland, Malta, Zypern und Moldau auf mögliche Risiken hinweist, bewertet der Verband die Versorgungslage in Deutschland und den Nachbarstaaten als stabil. Der europäische Strommarkt könne mögliche Engpässe durch den Verbund der Länder ausgleichen. Gleichzeitig beobachtet Entso-E die Lage im Nahen Osten aufmerksam. Für die Stromversorgung im Sommer erwartet der Verband trotz der Unsicherheiten rund um die Straße von Hormus keine unmittelbaren Folgen.
Der Bericht zeigt zugleich, wie stark sich die europäische Stromerzeugung innerhalb eines Jahres verändert hat. Europaweit kamen seit dem vergangenen Sommer mehr als 90.000 MW neue erneuerbare Erzeugungsleistung hinzu. Den größten Anteil daran hat die Photovoltaik. Die installierte Solarleistung wuchs nach Angaben von Entso-E innerhalb eines Jahres um 22 Prozent.
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| Der „Summer Outlook 2026 - Winter Outlook 2025-2026 Review“ als PDF zum Download Quelle: Entsoe |
Mit dem Ausbau der Erneuerbaren nehmen auch Situationen zu, in denen das Stromangebot zeitweise über der Nachfrage liegt. Entso-E erwartet solche Phasen insbesondere an Tagen mit hoher Solar- und Windstromproduktion bei gleichzeitig niedrigem Verbrauch. In diesen Situationen gewinnen Exporte, Speicher und flexible Verbraucher an Bedeutung.
Deutschland gehört laut dem Bericht zu den Ländern mit den größten erwarteten Abregelungsmengen bei erneuerbaren Energien. Die höchsten absoluten Volumina sieht Entso-E in Nordschweden und Deutschland. Ursache sind Überschüsse aus Wind- und Solaranlagen. Solche Situationen erfordern laut Entso-E eine enge Abstimmung zwischen den Netzbetreibern.
Wachstum der Speicherkapazität nicht ausreichend
Parallel dazu wächst die Speicherkapazität. Die europaweit installierte Leistung von Batteriespeichern hat sich gegenüber dem Vorjahr mehr als verdoppelt und liegt laut Entso-E inzwischen bei 29.000 MW. Nach Einschätzung des Verbands reicht dies jedoch noch nicht aus, um den steigenden Flexibilitätsbedarf vollständig abzudecken. Der Verband nennt Speicher, Lastmanagement und den weiteren Ausbau der Stromnetze als zentrale Voraussetzungen für ein stabiles Energiesystem.
Die Stromnachfrage in Europa steigt leicht, wie es weiter in dem Ausblick heißt. Für den Sommer 2026 rechnet Entso-E mit einem Verbrauch von rund 949 Milliarden kWh und damit mit einem Plus von 2,5 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Für Deutschland und andere Länder in West- und Mitteleuropa erwarten die Netzbetreiber jedoch keine außergewöhnlichen Lastspitzen.
Sorgen richten sich auf den kommenden Winter
Deutlich vorsichtiger fällt der Ausblick auf die kommende Heizperiode aus. Entso-E verweist gemeinsam mit dem Europäischen Verband der Fernleitungsnetzbetreiber für Gas auf vergleichsweise niedrige Gasspeicherstände zu Beginn des Sommerhalbjahres. Gleichzeitig erschweren hohe Gaspreise und geringe Preisunterschiede zwischen Sommer- und Wintermonaten die wirtschaftliche Befüllung der Speicher.
Nach Einschätzung der Netzbetreiber besteht daraus zwar noch kein akutes Risiko für die Versorgungssicherheit. Die Entwicklung könne jedoch die Ausgangslage für den Winter 2026/27 verschlechtern. Entso-E kündigt deshalb an, die geopolitische Lage und die Entwicklung der Energiemärkte in den kommenden Monaten besonders aufmerksam zu verfolgen.
Der Rückblick auf den vergangenen Winter fällt dagegen positiv aus. Trotz mehrerer Kälteperioden in Nord- und Osteuropa sowie stark wechselnder Wetterbedingungen meldeten der Verband keine Versorgungsprobleme. Das europäische Stromsystem habe sich insgesamt als robust erwiesen.
Der 41-seitige „Summer Outlook 2026 - Winter Outlook 2025-2026 Review“ lässt sich über die Internetseite von Entso-E downloaden.
Energiewendemonitor: Tempo reicht nicht aus
Quelle: Shutterstock / Jevanto Productions
REGENERATIVE. Der Ausbau erneuerbarer Energien und die Elektrifizierung haben 2025 an Dynamik gewonnen, so der BDEW in seinem „Fortschrittsmonitor“ zur Energiewende.
Auch wenn die offizielle Präsentation im Rahmen eines Webinars noch aussteht, hat der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) nun den diesjährigen Fortschrittsmonitor für die Energiewende in Deutschland veröffentlicht. Zentrale Erkenntnis: Die Energiewende in Deutschland hat 2025 weitere Fortschritte gemacht.
Vor allem der Ausbau erneuerbarer Energien sowie die Elektrifizierung von Wärme und Verkehr entwickelten sich positiv. Gleichzeitig zeigt der Fortschrittsmonitor Energiewende 2026 von BDEW und der Beratungsgesellschaft EY, dass die Geschwindigkeit in zentralen Bereichen weiterhin nicht ausreicht, um die klima- und energiepolitischen Ziele bis 2030 zu erreichen.
Nach Angaben der Studienautoren stieg der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch trotz eines windschwachen ersten Quartals auf rund 56 Prozent und lag damit noch leicht über dem vorgesehenen Zielpfad. Der Ausbau der Windenergie gewann zwar an Dynamik, blieb jedoch hinter den erforderlichen Werten zurück. An Land kamen netto 4,6 Gigawatt hinzu, auf See lediglich 0,5 Gigawatt. Wachstumstreiber war erneut die Photovoltaik. Mit einem Zubau von knapp 18 Gigawatt wurde 2025 ein neuer Höchstwert erreicht.
Auch bei der Elektrifizierung verzeichnet der Bericht Fortschritte. So wurden 2025 so viele batterieelektrische Fahrzeuge neu zugelassen wie nie zuvor. Der Anteil reiner Elektroautos an den Neuzulassungen stieg auf rund 19 Prozent. Zudem entwickelten sich Wärmepumpen erstmals zur meistverkauften Heizungsart. Der Bestand erhöhte sich auf rund 2,2 Millionen Anlagen.
Vor dem Hintergrund geopolitischer Unsicherheiten bewerten die Autoren die Energiewende nicht mehr ausschließlich als Klimaschutzprojekt. Vielmehr sei sie zunehmend als Voraussetzung für Versorgungssicherheit, wirtschaftliche Resilienz und eine geringere Abhängigkeit von Energieimporten zu betrachten. Die Transformation sei allerdings mit hohen Investitionen verbunden und damit mit einem Übergang von einem vorwiegend betriebskostenorientierten zu einem investitionsgetriebenen Energiesystem.
Treibhausgasemissionen kaum gesunken
Allerdings macht der Fortschrittsmonitor auch auf erhebliche Defizite aufmerksam. So gingen die Treibhausgasemissionen 2025 gegenüber dem Vorjahr lediglich um 0,1 Prozent zurück. Um die Klimaschutzziele für 2030 zu erreichen, wären laut Studie ab 2026 jährliche Emissionsminderungen von mehr als sieben Prozent erforderlich.
Auch im Bereich Wasserstoff sieht die Studie erheblichen Nachholbedarf. Zwar sei die Wasserstoffproduktion zuletzt wieder gestiegen, sie basiere jedoch weiterhin nahezu vollständig auf fossilen Energieträgern. Das Ziel von zehn Gigawatt Elektrolysekapazität bis 2030 erscheine zunehmend schwer erreichbar. Zwar seien Projekte mit einer Leistung von bis zu 13 Gigawatt angekündigt, finanziell gesichert oder bereits im Bau beziehungsweise Betrieb seien bislang jedoch lediglich rund 1,3 Gigawatt.
Eine Schlüsselrolle kommt den Energienetzen zu. Die Investitionsplanungen der Übertragungsnetzbetreiber stiegen 2025 auf 22,2 Milliarden Euro, die der Verteilnetzbetreiber auf 11 Milliarden Euro. Gleichzeitig erwarten die Studienautoren bis 2030 einen deutlichen Zuwachs neuer Netznutzer durch Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur. Für den Erfolg der Energiewende seien daher beschleunigte Genehmigungen, Digitalisierung, ein schnellerer Smart-Meter-Rollout sowie wettbewerbsfähige Kapitalbedingungen notwendig.
Defizite bestehen weiterhin im Wärmesektor. Der Anteil erneuerbarer Energien und Abwärme am Wärme- und Kältebedarf lag 2025 bei rund 20,7 Prozent und damit deutlich unter der Zielmarke von 32 Prozent klimaneutraler Wärme bis 2030. Positiv bewerten die Autoren die Fortschritte bei der kommunalen Wärmeplanung. Mehr als die Hälfte der Städte mit über 100.000 Einwohnern habe diese bereits abgeschlossen.
Als größtes Sorgenkind der Energiewende bezeichnet der Bericht den Verkehrssektor. Die Emissionen lagen 2025 bei 146 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalenten und damit deutlich über dem Zielwert von 73 Millionen Tonnen für das Jahr 2030.
Zwar entwickelte sich die Ladeinfrastruktur dynamisch: Die öffentliche Ladeleistung erreichte rund zehn Gigawatt und übertraf damit die europäischen Ausbauziele deutlich. Für eine erfolgreiche Verkehrswende seien jedoch weitere Anreize für Elektromobilität, langfristige Investitionssicherheit und zusätzliche Flächen für Ladeinfrastruktur erforderlich.
Der Fortschrittsmonitor 2026 steht auf der Internetseite des BDEW zum Download zur Verfügung.
Energiespeicher Riedl: Verbund will Projektstart jetzt
Oberbecken des Speichers. Quelle: Verbund
STROMNETZ. Der Verbund will trotz laufender Klagen mit dem Bau des Pumpspeicherkraftwerks Riedl an der Donau beginnen. Er hat den Sofortvollzug des Planfeststellungsbeschlusses beantragt.
Das geplante Pumpspeicherkraftwerk Riedl im bayerischen Landkreis Passau ist mit einer Speicherkapazität von 3,5 Millionen kWh und einer Leistung von mehr als 300 MW geplant. Nach jahrelangen juristischen Auseinandersetzungen wurde im September 2025 der Planfeststellungsbeschluss für den Bau erteilt. Allerdings gibt es weiterhin Klagen gegen das Vorhaben. Der Antrag auf Anordnung der sofortigen Vollziehung des Planfeststellungsbeschlusses soll den Baustart trotzdem ermöglich.
„Dieser Schritt ermöglicht die Projektumsetzung parallel zu den laufenden Klageverfahren und verhindert Verzögerungen von mehreren Jahren bei diesem wichtigen Infrastrukturprojekt für eine nachhaltige und unabhängige Energiezukunft“, heißt es dazu in einer Mitteilung des österreichischen Energieunternehmens. Schließlich sei der Energiespeicher Riedl, an der Donau gelegen, als europäisches Projekt von gemeinschaftlichem Interesse („Project of Common Interest - PCI“) ein wichtiger Baustein für die Energiezukunft in Bayern und Österreich.
Schlüsselprojekt für die Energietransformation
„Der Energiespeicher Riedl ist ein Schlüsselprojekt für die Energietransformation in Bayern und Österreich“, erklärt Michael Strugl, CEO der Verbund AG – Eigentümerin des Vorhabensträgers Donaukraftwerk Jochenstein AG. Man habe das Projekt 15 Jahre lang auf Herz und Nieren geprüft und es erfülle alle umweltrechtlichen, technischen und wirtschaftlichen Anforderungen.
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| Das Projekt Energiespeicher Riedl. Quelle: Verbund |
Der Planfeststellungsbeschluss berücksichtige die Stellungnahmen der verschiedenen Fachbehörden und enthalte umfangreiche Schutzmaßnahmen für Mensch und Natur. „Nach unserer festen Überzeugung wird dieser der gerichtlichen Überprüfung standhalten“, so Strugl.
Gegen den Planfeststellungsbeschluss liegen derzeit drei Klagen beim Bayerischen Verwaltungsgerichtshof vor. Diese haben grundsätzlich aufschiebende Wirkung, wodurch der Planfeststellungsbeschluss nicht vollziehbar ist. Ohne die beantragte Anordnung der sofortigen Vollziehung würde das Projekt um mehrere Jahre verzögert, befürchtet man beim Verbund. Eine Inbetriebnahme könnte dann erst Mitte des nächsten Jahrzehnts erfolgen. Die Kritiker des Projekts befürchten Eingriffe in die geschützten Donauleiten und negative Auswirkungen auf Flora und Fauna.
Aiwanger: Das versteht kein Mensch
Der Sofortvollzug ist ein Instrument, das bei großen Energie- und Infrastrukturprojekten wegen „besonderen öffentlichen Interesses“ des öfteren zum Einsatz kommt. Beispielsweise beim Bau von wichtigen Stromtrassen oder der LNG-Terminals nach dem Gaslieferstopp aus Russland. Er ermöglicht den Beginn der Arbeiten während der gerichtlichen Überprüfung. Die Rechte der Kläger bleiben dabei gewahrt.
Das überragende öffentliche Interesse am Energiespeicher Riedl lässt sich für den Verbund mit dem deutsche Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) begründen und durch den verliehenen PCI-Status durch die Europäische Union. Wenn das Landratsamt Passau den Sofortvollzug erteilt, will das Unternehmen unmittelbar mit den Bauarbeiten beginnen.
Bayerns Energieminister Hubert Aiwanger begrüßte den Vorstoß: „Während in Niederbayern Solaranlagen abgeschaltet werden müssen, weil Speicherkapazitäten fehlen, wird eines der wichtigsten Speicherprojekte Bayerns durch Klagen ausgebremst. Das versteht kein Mensch mehr. Wer die Energiewende ernst meint, darf den Bau von Stromspeichern nicht länger blockieren.“
Daten zum Energiespeicher Riedl
Der Energiespeicher Riedl ist ein hochflexibles Pumpspeicherkraftwerk mit einer Leistung von mehr als 300 MW. Der Wirkungsgrad liegt nach Angaben des Verbund bei rund 80 Prozent. Bei einem Stromüberangebot aus Windkraft und Photovoltaik wird Wasser aus dem Stauraum des Donaukraftwerks Jochenstein in ein rund 330 Meter höher gelegenes Oberbecken gepumpt und dort zwischengespeichert. Bei hoher Nachfrage oder bei Engpässen im Netz kann innerhalb von Sekunden Wasser aus dem Speicherbecken zu den beiden unterirdischen Maschinensätzen geleitet werden, die Strom erzeugen. Das Wasser gelangt anschließend wieder in die Donau.
Die Energie- und Wärmewendegesellschaft Lahr (EWWL) ist gegründet. Quelle: Stadt Lahr
Drei Partner gehen Wärmewende im Schwarzwald gemeinsam an
WÄRME. Die Wärmewende am Westrand des Schwarzwalds nimmt Konturen an. Drei Partner haben für die Vorhaben in Lahr nun eine gemeinsame Gesellschaft gegründet, der weitere folgen sollen.
Nach zwei Jahren Vorbereitung hat die Energie- und Wärmewendegesellschaft Lahr GmbH (EWWL) nun die Arbeit aufgenommen. In ihr kooperieren die Stadt Lahr, E-Werk Mittelbaden und Badenova Wärmeplus.
Ziel der neuen Unternehmung ist es, die Wärme-Projekte im baden-württembergischen Lahr von der Erzeugung, über die Verteilung und die Speicherung von Wärme und Strom zu realisieren. Die EWWL startet dabei laut einer Mitteilung der Partner zunächst mit einer Verwaltungsgesellschaft, an der die Kommune mit 51 Prozent die Mehrheit hält. Die beiden anderen Partner, jeweils mehrheitlich kommunale Versorger, verfügen jeweils über 24,5 Prozent.
In der Verwaltungsgesellschaft soll die übergeordnete Geschäftsführung angesiedelt sein, mit dem zentralen Management für Finanzen und Personal. Zugleich soll sie die auf unterer Ebene zu gründenden Projektgesellschaften in den Bereichen industrielle Abwärme, Photovoltaik, Windkraft, Biomasse, Geothermie oder Solarthermie strategisch planen. Die konkreten Projekte sollen für weitere Interessierte offen sein, zum Beispiel für Bürgerenergiegesellschaften oder über Bürgerbeteiligung als Anlageobjekte.
Nächstes Ziel der Partner ist es, in der EWWL als erste Projektgesellschaft eine Wärmenetzgesellschaft ins Leben zu rufen. Aufgabe wird es dann sein, für das Wärmenetz in der Großen Kreisstadt einen Transformationsplan zu erstellen.
Für die Kommune hat die Zusammenarbeit in der EWWL laut Oberbürgermeister Markus Ibert (parteilos) Vorbildcharakter. Lahr wolle mit der gemeinsamen Gesellschaft die ausgegebenen Klimaziele erreichen und bis 2040 zur klimaneutralen Kommune werden. Die Kooperation mit dem regionalen Stromversorger E-Werk Mittelbaden aus Lahr und der Badenova-Tochter Wärmeplus, in der 2001 die Stadtwerke Lahr aufgegangen waren, besteht seit den 1980er-Jahren.
700-MWh-Stromspeicher erhält Tolling-Vertrag
300-MW-Batteriespeicher Förderstedt in der Bauphase. Quelle: Eco Stor
STROMSPEICHER. Batteriespeicher sollen verlässlicher finanzierbar werden. Ein neuer Vermarktungsvertrag für ein Großprojekt in Sachsen-Anhalt setzt dabei auf ein Modell mit festen Erlösstrukturen.
Die Vermarktung eines der größten Batteriespeicherprojekte Deutschlands steht fest. Die Kölner Next Kraftwerke GmbH, Betreiberin eines virtuellen Kraftwerks und Teil der Shell-Gruppe, sowie der Speicherentwickler Eco Stor haben einen fünfjährigen Tolling-Vertrag für das Speicherprojekt Förderstedt in Sachsen-Anhalt geschlossen. Die Vereinbarung soll die wirtschaftliche Grundlage für den Betrieb der Anlage schaffen und Investoren mehr Planungssicherheit bieten.
Der Speicher soll nach vollständiger Inbetriebnahme eine Leistung von 300 MW und eine Kapazität von mehr als 700 MWh erreichen. Nach Angaben der Unternehmen geht zunächst ab November 2026 ein erster Speicherblock mit 100 MW in Betrieb. Zwei weitere Blöcke mit jeweils 100 MW sollen anschließend folgen.
Die Partner übernehmen klar getrennte Aufgaben. Eco Stor entwickelt, finanziert und betreibt die Anlage. Next Kraftwerke übernimmt die Vermarktung der Flexibilität des Speichers. Das Unternehmen steuert den Einsatz an den Day-Ahead-, Intraday- und Regelenergiemärkten und entscheidet im Rahmen der vertraglichen Vorgaben, wann die Batterie Strom aufnimmt, wieder einspeist oder Systemdienstleistungen bereitstellt. Nach Angaben von Next Kraftwerke unterstützt zudem Shell Energy Europe die langfristige Absicherung des Vertrags sowie das Risikomanagement.
Vermarktung über Tolling und Merchant
Im Mittelpunkt der Vereinbarung steht ein sogenannter Tolling-Vertrag. Dabei stellt Eco-Stor die Speicherkapazität bereit, während Next Kraftwerke das Recht erhält, die Flexibilität der Batterie wirtschaftlich zu nutzen. Im Gegenzug erhält der Speicherbetreiber vertraglich abgesicherte Erlöse. Das Modell soll die Einnahmen kalkulierbarer machen und damit die Finanzierung großer Speicherprojekte erleichtern.
Nach Angaben der Unternehmen umfasst das Tolling-Modell 80 Prozent der Speicherleistung. Die verbleibenden 20 Prozent vermarktet Next Kraftwerke marktpreisabhängig über ein Merchant-Modell. Die Erlöse entstehen ausschließlich durch die Vermarktung am Strom- und Regelenergiemarkt. Dadurch verbindet die Vereinbarung planbare Erlöse mit zusätzlichen Ertragschancen.
Next Kraftwerke übernimmt zudem die sogenannte Cross-Market-Optimierung des Speichers. Das heißt, das Unternehmen setzt die Batterie je nach Marktlage am Day-Ahead-, Intraday- oder Regelenergiemarkt ein. Ziel ist es, die jeweils attraktivsten Erlösmöglichkeiten zu nutzen.
Nach Darstellung der Vertragspartner gewinnt diese Form der Vermarktung an Bedeutung, da Banken und Investoren bei Speicherprojekten zunehmend auf planbare Einnahmen achten. Gleichzeitig verweisen die Unternehmen auf weiterhin bestehende Unsicherheiten bei den regulatorischen Rahmenbedingungen für Batteriespeicher in Deutschland. Strukturierte Vermarktungsverträge könnten deshalb helfen, Finanzierungsrisiken zu reduzieren.
Flexible Netzanschlussvereinbarung
Eine weitere Besonderheit des Projekts betrifft den Netzanschluss. Eco Stor hat mit dem Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz eine flexible Netzanschlussvereinbarung geschlossen. Dabei gelten bestimmte Vorgaben für den Betrieb des Speichers, etwa bei der Geschwindigkeit von Leistungsänderungen oder bei der Bereitstellung von Systemdienstleistungen.
Next Kraftwerke will diese Einschränkungen nach eigenen Angaben direkt in die Betriebsoptimierung einbeziehen. Die Unternehmen bezeichnen diesen Ansatz als Weiterentwicklung des bisherigen Tolling-Modells. Ziel sei es, wirtschaftliche Vermarktung und netzdienlichen Betrieb miteinander zu verbinden.
Der Batteriespeicher soll nicht nur Erlöse am Strommarkt erzielen. Die Anlage soll außerdem Frequenzschwankungen ausgleichen, Blindleistung bereitstellen und kurzfristige Ungleichgewichte im Stromnetz abfedern. Nach Angaben der Unternehmen ist das Speicherprojekt Förderstedt für zwei vollständige Lade- und Entladezyklen pro Tag ausgelegt. Rechnerisch könne die Anlage rund 500.000 Haushalte für zwei Stunden oder 100.000 Haushalte für zehn Stunden mit Strom versorgen.
Für Eco Stor ist die Vereinbarung nicht der erste Vertrag dieser Art. Bereits Ende 2025 hatte das Unternehmen einen Tolling-Vertrag mit dem Schweizer Energieunternehmen Alpiq für die Vermarktung eines Batteriespeichers abgeschlossen (wir berichteten). Mit der nun vereinbarten Zusammenarbeit mit Next Kraftwerke baut Eco Stor diesen Vermarktungsansatz weiter aus.
EEX mit neuem Index für den Gasspothandel
Quelle: Quelle: Shutterstock
ERDGAS. Die EEX erweitert ihren Gas-Spothandel: Ab September ermöglicht eine neue Indexfunktion den Handel auf Basis verschiedener Referenzwerte.
Die European Energy Exchange (EEX) führt eine neue Funktionalität an ihren Spotmärkten für Erdgas ein: Trade-at-Index (TAI). Die Funktion ermöglicht ab dem 15. September den Handel auf Basis der Referenzwerte der EEX. Zur Erweiterung dieses Referenzpools startet die EEX zusätzlich einen neuen EEX-Index für den Gas-Spothandel, unter dem Namen EEX 530.
Der EEX 530 wird von Montag bis Freitag um 17.30 Uhr MEZ als Mittelwert zwischen dem besten Kauf- und Verkaufsgebot berechnet. Der neue Index ist mit Daten seit dem 18. Mai verfügbar, zusätzlich stehen historische Werte für das Gasmarktgebiet TTF ab Januar 2020 zur Verfügung.
EEX 530 ergänzt die bisherigen etablierten EEX-Indizes für den Gasmarkt und kann ebenfalls für eine Verwendung in vertraglichen Vereinbarungen lizenziert werden. Mit der neuen TAI-Funktionalität können Marktteilnehmer untertägig zu einem Preis handeln, der wahlweise auf dem EEX 530, dem EEX End-of-Day Index oder dem EEX EGSI Index basiert. Dies bietet Kunden eine größere Flexibilität bei der Absicherung.
Die Verwendung verschiedener Indizes ermöglicht die Erfüllung unterschiedlicher Absicherungsbedürfnisse, da die Indizes zu unterschiedlichen Zeiten während des Handelstages berechnet werden. Das TAI-Angebot wird Tages- und Wochenendkontrakte für alle europäischen Gasmarktgebiete umfassen, die am EEX-Spotmarkt verfügbar sind.
Die EEX verzeichnete in den vergangenen Jahren ein starkes Wachstum in ihren Gasmärkten. Im Jahr 2025 stiegen die Handelsvolumina am Gas-Spotmarkt gegenüber Vorjahr um 18 Prozent, am Terminmarkt wuchs das Volumen um 30 Prozent. Dieser Wachstumskurs setzte sich 2026 fort. Bis Ende Mai belief sich das Gesamtvolumen im EEX-Gashandel in Europa auf 3.883 Terawattstunden, was einem Anstieg von 10 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum entspricht.
Batteriespeicher: Das nächste strategische Thema der Energiewende
Quelle: E&M
GASTBEITRAG. Wie entscheidend die Auswahl der Partner für Planung und Betrieb von Batteriespeichern für Stadtwerke ist, erläutert Hendrik Mörtenkötter* von der „m3 management consulting“
Batteriespeicher sind ein entscheidender Baustein auf dem Weg zur Energiewende. Mit dem weiteren Ausbau erneuerbarer Energien steigt der Bedarf an Flexibilität im System. Speicher gewinnen strategische Bedeutung. Besonders relevant ist das für Stadtwerke, die an der Schnittstelle zwischen Netzen, lokaler Erzeugung, Vermarktung und Versorgungssicherheit agieren.
In diesem Zusammenhang haben Speicher eine Systemfunktion, die weit über ihre Rolle als technisches Systemmodul hinausgeht. Sie verändern die Rolle eines Stadtwerks im lokalen Energiesystem, indem sie Infrastruktur mit Wertschöpfung und operativen Betrieb mit langfristiger Positionierung verbinden.
Rund um Batteriespeicher entsteht für kommunale Unternehmen deshalb ein Handlungsfeld, das über Investitions- und Portfoliofragen hinausgeht. Genau darin liegt die Relevanz des Themas in einem Markt, der von hoher regulatorischer Dynamik, technischer Komplexität, neuen Wettbewerbsstrukturen und starker Volatilität geprägt ist.
Eigene Rolle im dezentralen Markt klären
Für Stadtwerke ergibt sich daraus die anspruchsvolle Aufgabe, ein klares Bild von der Funktion von Batteriespeichern in ihren künftigen Geschäftsmodellen zu gewinnen. Dabei geht es einerseits um die eigene Rolle in einem zunehmend dezentralen und flexiblen Energiemarkt. Davon, ob und wie ein Speicher das eigene Portfolio optimieren, neue Erlösquellen erschließen, die Erzeugung ergänzen oder netznahe Stabilität unterstützen soll, hängen fundierte Entscheidungen über Projektlogik, Partnerbild und Investitionen ab.
Andererseits sollte der Blick auf die Ausgangslage und bestehende Assets gerichtet werden, also auf die lokale Verankerung, die Kundennähe sowie die präzise Kenntnis der Infrastruktur und der Gegebenheiten vor Ort.
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| Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: m3 management consulting GmbH |
Ein weiterer Faktor sind die gesetzlichen Rahmenbedingungen, die sich stetig weiterentwickeln. Aktuell sind insbesondere zwei Themen relevant. Zum einen nehmen die sogenannten Flexible Connection Agreements (FCAs) zu. Zum anderen gibt es Pläne der Bundesnetzagentur, neue Speicher künftig über Kapazitätsentgelte an der Finanzierung des Netzes zu beteiligen.
In der Folge könnte die Wirtschaftlichkeit von Geschäftsmodellen, die primär auf Handel und Regelleistung basieren, nicht mehr durchgängig gesichert sein. Aus strategischer Perspektive empfiehlt es sich deshalb, Speicher für verschiedene Szenarien auszulegen und damit zugleich eine ausreichende regulatorische Resilienz in die Geschäftsmodelle einzubauen.
So würden Batteriespeicher bei günstigen Markt- und Regulierungsbedingungen Erlöse über Handel und Regelleistung erwirtschaften. Im ungünstigeren Szenario bliebe die Eigenbedarfsoptimierung als wirtschaftliche Basis erhalten.
Ein solches hybrides Modell würde im Hinblick auf wirtschaftliche Planung und Fremdfinanzierung zusätzliche Sicherheit bieten, zugleich jedoch Batteriespeicher individueller machen und die ohnehin hohe Komplexität in Planung, Finanzierung, Roll-out und Betrieb weiter erhöhen. Ein wichtiger Faktor dabei ist, dass zahlreiche Bereiche im Unternehmen, etwa Netz, Erzeugung, Handel oder Asset Management, durch Batteriespeicher beeinflusst werden und eine Gesamtbetrachtung erforderlich machen.
Partner suchen, Synergien bündeln
Sich frühzeitig darauf vorzubereiten, ist deshalb eine Voraussetzung für eine nachhaltig erfolgreiche Speicherstrategie. Bei einem Projekt dieser Tragweite, Bedeutung und Dringlichkeit ist es gerade für kleinere und mittlere Stadtwerke weder möglich noch sinnvoll, vollständig auf Eigenleistung zu setzen. Dafür fehlen Ressourcen, Budget und Spezialwissen. Der Aufbau von Partnerschaften für Fachthemen sowie die Bündelung von Aufgaben, bei denen Synergieeffekte greifen, sind deshalb der bessere Weg, um strategische Ambitionen mit einer effizienten Realisierung zu verbinden.
Vor diesem Hintergrund stehen sowohl kommunale Versorger als auch die Politik in der Pflicht. Die Stadtwerke müssen systematisch prüfen, welche ihrer Geschäftsfelder im Kontext einer integrierten Batteriestrategie verändert und weiterentwickelt werden müssen. Die Aufgabe politischer Entscheider ist es, diesen Prozess durch Planungssicherheit zu unterstützen und Rahmenbedingungen zu schaffen, die es Netzbetreibern ermöglichen, Batterien unkompliziert zur Netzstabilisierung einzusetzen.
* Dr. Hendrik Mörtenkötter ist Senior Consultant bei der m3 management consulting GmbH
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| Dr. Hendrik Mörtenkötter Quelle: m3 management consulting GmbH |
Quelle: Towergy/Hauke Dressler
Towergy nimmt erste Großwärmepumpe in Turmbauweise in Betrieb
WÄRME. In Bremen geht Ende Juni ein neuartiges Wärmepumpensystem für Quartiere in Betrieb. Der Klimaturm von Towergy soll erneuerbare Wärme auf engem Raum bereitstellen.
Die Towergy GmbH nimmt Ende Juni erstmals einen sogenannten Klimaturm in Betrieb. Das kompakte Großwärmepumpensystem soll auf der Bremer Überseeinsel den Klimacampus Bremen sowie benachbarte Künstlerateliers mit Wärme versorgen. Nach Angaben des Unternehmens ist das System für den Einsatz in dicht bebauten Quartieren und Wohnsiedlungen konzipiert. Weitere Projekte seien bereits in Planung. Zum Jahresende will Towergy zudem die Serienproduktion in einer eigenen Fertigungshalle in Bremerhaven aufnehmen.
Der Klimaturm basiert auf einer Luft-Wasser-Großwärmepumpe in vertikaler Bauweise. Je nach Ausführung erreicht das System eine thermische Leistung zwischen 0,3 und 1,5 MW. Die Luft wird über vier Seiten des Turms angesaugt, während die Abluft über die Turmspitze abgeführt wird. Integrierte Ventilatoren und Schalldämpfer sollen die Geräuschentwicklung reduzieren. Zudem sind die für den Anschluss an bestehende Wärmenetze erforderlichen Pumpen und elektrotechnischen Komponenten bereits in das System integriert. Towergy bietet den zum Patent angemeldeten Klimaturm in vier Leistungsgrößen an.
Die Anlagen erreichen je nach Variante eine Höhe von 11 bis 14 Meter. Die Grundfläche liegt zwischen 3,8 mal 3,8 Meter und 5,6 mal 5,6 Meter. Laut Unternehmen ermöglicht ein modulares Baukastensystem mit vorgefertigten Komponenten eine Installation innerhalb weniger Wochen. Die Fassaden können individuell gestaltet werden. Zudem besteht die Möglichkeit, Ladepunkte für Elektrofahrzeuge in das Bauwerk zu integrieren.
Towergy betont insbesondere die geringe Geräuschentwicklung. Selbst die leistungsstärkste Ausführung unterschreite in einer Entfernung von zehn Metern einen Schalldruckpegel von 35 dB(A). Deshalb sei die Anlage für den Einsatz auch in Wohngebieten geeignet, so Geschäftsführer Tobias Werner.
Das Unternehmen wurde 2025 von Werner und Rolf-Peter Strauß, Professor an der Hochschule Bremen, gegründet. Strauß sieht Einsatzmöglichkeiten vor allem in verdichteten Wohnquartieren. Dort stellten Platzmangel und Anforderungen an den Schallschutz häufig Herausforderungen für den Ausbau von Wärmepumpentechnologien dar. Mit der Inbetriebnahme auf der Bremer Überseeinsel startet nun das erste Referenzprojekt.
Neben der Bauweise verweist Towergy auf eine selbst entwickelte Steuerung zur Optimierung des Anlagenbetriebs. Die Regelung analysiere Wetterprognosen, Strombörsenpreise sowie den erwarteten Wärme- und Kältebedarf für die kommenden 72 Stunden. Auf dieser Grundlage werde ein Betriebsfahrplan erstellt, der den Einsatz der Wärmepumpe an Zeiten mit günstigen Strompreisen und einem hohen Anteil erneuerbarer Energien im Strommix anpasse.
Siemens Energy stärkt digitales Netzportfolio
Symbolbild einer Netzleitwarte. Quelle: DLR
STROMNETZE. Intelligente Stromnetze stehen im Mittelpunkt einer neuen Übernahme. Siemens Energy kauft die nordirische Camlin Group und erweitert damit sein Digitalgeschäft.
Siemens Energy übernimmt die Camlin Group aus Lisburn nahe Belfast in Nordirland. Mit der Akquisition erweitert der Münchner Energietechnikkonzern sein Portfolio und will seine Kompetenzen in den Bereichen Netzüberwachung, Datenanalyse und Anlagenmonitoring stärken. Das geht aus einer Mitteilung von Siemens Energy vom 2. Juni hervor. Über den Kaufpreis vereinbarten beide Seiten Stillschweigen. Siemens Energy rechnet damit, die Übernahme nach den erforderlichen behördlichen Genehmigungen noch in diesem Jahr abzuschließen.
Die Camlin Group entwickelt Technologien zur Überwachung von Stromnetzen, zur Analyse von Betriebsdaten und zur Digitalisierung technischer Anlagen. Das Unternehmen beschäftigt rund 650 Mitarbeiter und erzielt einen Jahresumsatz von etwa 104 Millionen Euro. Gegründet wurde Camlin 2010 von Ingenieuren in Nordirland. Heute ist das Unternehmen neben Großbritannien auch auf dem europäischen Festland, in Nordamerika, Australien und Asien aktiv. Trotz der vollständigen Übernahme soll Camlin weiterhin eigenständig geführt werden, heißt es in der Mitteilung.
Siemens Energy mit Hauptsitz in München entwickelt Technologien für die Stromerzeugung, Energieübertragung und Energiespeicherung. Mit dem Zukauf reagiert das Unternehmen nach eigenen Angaben auf die steigende Bedeutung digitaler Netzlösungen. Laut Siemens Energy erhöhen mehrere Entwicklungen den Druck auf die Stromnetze weltweit. Dazu zählen alternde Infrastruktur, die fortschreitende Elektrifizierung von Industrie, Verkehr und Wärmeversorgung, stärkere Lastschwankungen sowie der zunehmende Ausbau erneuerbarer Energien.
Für Netzbetreiber wächst damit der Bedarf an Systemen, die den Zustand ihrer Infrastruktur in Echtzeit erfassen und auswerten können. Solche Anwendungen sollen Störungen früher erkennen, Wartungsarbeiten besser planen und den Betrieb effizienter gestalten. Siemens Energy sieht in diesem Marktsegment nach eigenen Angaben erhebliches Wachstumspotenzial.
Netzbetreiber setzen auf Datenanalyse
Mit der Übernahme baut Siemens Energy insbesondere sein Angebot für sensorbasierte Überwachungssysteme, datengetriebene Analysen und softwaregestützte Netzintelligenz aus. Die Technologie von Camlin soll dabei helfen, den Zustand von Anlagen kontinuierlich zu erfassen und Betriebsentscheidungen auf Basis aktueller Daten zu treffen.
Tim Holt, Vorstandsmitglied von Siemens Energy, bezeichnete den Ausbau und die Digitalisierung der Stromnetze als zentrale Voraussetzung für Energiesicherheit, wirtschaftliches Wachstum und die Energiewende. Das Unternehmen erweitere sein Portfolio gezielt, um auf die dynamische Marktentwicklung zu reagieren. Nach Holts Angaben soll die Kombination der Angebote beider Unternehmen Netzbetreiber dabei unterstützen, von reaktiven Wartungskonzepten zu datenbasierten und zustandsorientierten Betriebsmodellen überzugehen.
Uniper: Dunkelflauten sind Normalzustand
Quelle: Fotolia / Ralf Urner
GASKRAFTWERKE. In einer Kurzstudie hat Uniper den Mangel an Strom im System in den vergangenen zehn Jahren untersucht. Und leitet daher Forderungen nach entsprechenden Kraftwerkskapazitäten ab.
Dunkelflauten sind nach Einschätzung des Düsseldorfer Energieunternehmens Uniper kein Ausnahmeereignis. Sie gehören mittlerweile zum deutschen Stromsystem dazu. Das ist das Ergebnis einer Kurzstudie des Unternehmens.
Sie untersuchte die Stromerzeugung aus Wind- und Solaranlagen in Deutschland zwischen 2016 und 2025. Demnach wurden in diesem Zeitraum 1.435 Dunkelflauten mit einer Dauer von mehr als zehn Stunden registriert. Damit trat eine solche Phase im Durchschnitt häufiger als alle drei Tage auf.
Für die Analyse wertete Uniper Zeitreihen der Wind- und Solarstromerzeugung aus. Als Dunkelflaute definieren die Autoren einen Zeitraum von mindestens zehn aufeinanderfolgenden Stunden, in denen Wind- und Solarenergie zusammen weniger als zehn Prozent ihrer installierten Leistung bereitstellen.
Die durchschnittliche Dauer der erfassten Dunkelflauten lag bei 12,9 Stunden. Längere Ereignisse traten seltener auf, waren nach Angaben von Uniper jedoch keineswegs ungewöhnlich. Eine Dunkelflaute von mindestens 24 Stunden komme nahezu monatlich vor, Ereignisse mit einer Dauer von drei Tagen etwa zweimal pro Jahr.
Phasen mit mehr als fünf Tagen Dauer seien zwar selten, treten statistisch aber immerhin alle dreieinhalb Jahre auf. Als längstes Ereignis innerhalb des Untersuchungszeitraums nennt die Studie eine Dunkelflaute im Jahr 2023, die 161 Stunden und damit nahezu eine Woche andauerte.
Nach Einschätzung der Autoren gewinnt das Thema mit dem Ausbau erneuerbarer Energien weiter an Bedeutung. Im Jahr 2025 stammten laut Studie rund 46 beziehungsweise 47 Prozent der öffentlichen Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie. Mit dem steigenden Anteil wetterabhängiger Erzeugung nehme die Volatilität im Stromsystem zu. Gleichzeitig würden Phasen mit geringer Einspeisung systemisch relevanter.
„Dunkelflauten sind ein wiederkehrendes Strukturelement“
Christian Brose, Leiter Meteorologie bei Uniper und Autor der Studie, erklärt: „Unsere Analyse zeigt klar: Dunkelflauten sind ein wiederkehrendes Strukturelement − keine Randerscheinung. Entscheidend ist, dass wir sie systematisch bei der Entwicklung des Energiesystems berücksichtigen.“ Kurzfristige Produktionsspitzen könnten zwar den Eindruck einer Entspannung vermitteln, änderten jedoch nichts an einer länger anhaltenden Unterdeckung der Erzeugung.
Aus den Ergebnissen leitet Uniper Konsequenzen für die Ausgestaltung des künftigen Energiesystems ab. Speicher seien ein wichtiger Bestandteil der Transformation, insbesondere zur Bereitstellung von Flexibilität und zur Abfederung kurzfristiger Preisschwankungen. Für die Überbrückung länger andauernder Dunkelflauten seien sie nach Auffassung des Unternehmens jedoch nicht ausreichend dimensioniert. Die Studie verweist darauf, dass die Speichertiefe heutiger Batteriespeicher nicht ausreiche, um Dunkelflauten von zehn Stunden oder mehr zuverlässig zu überbrücken.
Uniper sieht deshalb weiterhin Bedarf für gesicherte und flexible Erzeugungskapazitäten. Unternehmenschef Michael Lewis betont: „Ein verlässliches Energiesystem entsteht nur im Zusammenspiel aus erneuerbaren Energien, Flexibilitätsoptionen wie Batterien und gesicherten Kraftwerkskapazitäten − sie ersetzen sich nicht, sie ergänzen sich.“ Kraftwerke müssten auch künftig in der Lage sein, unabhängig von Wetterbedingungen längere Phasen geringer Wind- und Solarstromerzeugung zu überbrücken.
Die Studie „Dunkelflauten: Struktureller Bestandteil des deutschen Stromsystems“ kann auf der Internetseite von Uniper heruntergeladen werden.
Pilotprojekt: Verbrauch und Erzeugung intelligent verknüpfen
Intelligentes Messsystem. Quelle: Katia Meyer-Tien
STROMNETZ. Die Stadtwerke Tübingen, der Softwarespezialist Zählerfreunde und das Stadtwerke-Netzwerk Trianel starten ein gemeinsames Pilotprojekt für intelligentes Energiemanagement.
Die Energiewende verlagert sich zunehmend in die Haushalte. Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen, Batteriespeicher und Elektrofahrzeuge werden für immer mehr Verbraucherinnen und Verbraucher zum Bestandteil ihres Energiesystems. Gleichzeitig gewinnen dynamische Stromtarife und intelligente Messsysteme an Bedeutung. Damit wachsen die Möglichkeiten zur Optimierung des Eigenverbrauchs und zur Nutzung von Flexibilitäten – aber auch die Anforderungen an Transparenz und Bedienbarkeit.
Vor diesem Hintergrund haben die Stadtwerke Tübingen, die Zählerfreunde und das Trianel Digital Lab ein Pilotprojekt für intelligentes Energiemanagement gestartet. Ziel ist es, zu untersuchen, wie kommunale Energieversorger ihre Kunden künftig besser dabei unterstützen können, Energieflüsse zu verstehen, flexible Verbraucher zu steuern und dezentrale Erzeugung effizient in den Alltag zu integrieren.
„Die nächste Phase der Energiewende entscheidet sich nicht allein beim Ausbau erneuerbarer Energien, sondern auch daran, wie intelligent wir Verbrauch und Erzeugung miteinander verbinden“, erklärte dazu Arbnor Maliqi, Abteilungsleiter Beschaffung und Statistik bei den Stadtwerken Tübingen, in einer Mitteilung der am Vorhaben beteiligten Unternehmen.
Die Aufgaben im Trio verteilen sich demnach so:
- Die Tübinger Stadtwerke verfolgen das Ziel, bisher getrennte Energiedienstleistungen stärker zusammenzuführen. Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen, Wallboxen, Batteriespeicher und Stromtarife sollen künftig nicht mehr als einzelne Produkte betrachtet werden, sondern als Bestandteile eines integrierten Energie-Ökosystems.
- Zählerfreunde wiederum bringt Erfahrungen bei der Entwicklung digitaler Energiemanagementlösungen ein: Die Plattform verknüpft Energiedaten, flexible Tarife und dezentrale Anlagen in einer zentralen Anwendung, die Energieversorger unter eigener Marke anbieten können.
- Das Trianel Digital Lab ergänzt das Projekt um seine Expertise in der Konzeption und Umsetzung von Innovationsvorhaben im kommunalen Umfeld. Dabei werden Kundenanforderungen, technologische Umsetzung und wirtschaftliche Tragfähigkeit gemeinsam bewertet.
Schließlich adressiert das Vorhaben zwei zentrale Fragestellungen der gesamten Branche: Wie lassen sich Home Energy Management-Systeme (HEMS) mit erkennbarem Kundennutzen gestalten? Und wie können diese Lösungen effizient in bestehende Prozesse und IT-Systeme kommunaler Energieversorger integriert werden?
Wärmebereitstellung aus Biogas bis 2025
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 Statistik zeigt die Entwicklung des Endenergieverbrauchs für Wärme aus Biogas (inkl. Biomethan) in Deutschland in den Jahren 2004 bis 2025. Im Jahr 2025 wurden rund 19,9 Terawattstunden Wärme aus Biogasanlagen bereitgestellt.
Quelle: Shutterstock / Jacques Tarnero
Stadtwerke Stuttgart wollen Windkraft stark ausbauen
WINDKRAFT ONSHORE. Die Stadtwerke Stuttgart bauen die installierte Windkraft-Leistung aus und erreichen mit einem Projekt in Nordbayern die 100-MW-Marke. Das größere Ziel ist allerdings eine Verdoppelung.
Das achte Windkraft-Projekt der Stadtwerke Stuttgart beginnt mit einer Demontage. Für zwei neu zu errichtende Anlagen im oberfränkischen Creußen müssen die Schwaben zunächst ein altes Trio am Standort loswerden. Es handelt sich dabei um ein Repowering-Projekt.
Wie die Stadtwerke mitteilen, haben sie den 2004 in Betrieb gegangenen nordbayerischen Windpark Creußen III übernommen. Für den Ersatz der bestehenden NEG Micon (je 4,5 MW) liegen alle Genehmigungen vor. Verantwortlich für den Rückbau sowie das Errichten der beiden neuen Vestas V172 (je 7,2 MW) ist die „SoWiTec-Gruppe“ aus Reutlingen. Ans Netz gehen soll das Duo voraussichtlich Ende 2027.
Für Peter Drausnigg trägt das Turbinen-Tandem nicht nur dazu bei, die eigenen Klimaziele zu erreichen. „Gerade in der aktuellen Lage ist der Ausbau erneuerbarer Energien zudem entscheidend, um die Energieversorgung unabhängiger und resilienter zu machen“, so der Sprecher der Geschäftsführung der Stadtwerke laut Mitteilung.
Mit den 14,4 MW ihres achten Windparks kommen die Stadtwerke Stuttgart auf dann 99,6 MW installierter Leistung. Bis auf zwei Einzelanlagen in Alpirsbach (Landkreis Freudenstadt) und auf einer Deponie in Stuttgart („Grüner Heiner“), wo Projektpartner beteiligt sind, sind die Stuttgarter jeweils alleiniger Betreiber ihrer Parks.
Die knapp 100 MW an Gesamtleistung sollen allerdings nur ein Zwischenschritt beim Ausbau der Ökostrom-Erzeugung sein. In der Region Stuttgart planen sie mit Partnern aktuell einen Wind- und Solarpark (Weitfeld) mit bis zu acht Anlagen und maximal 56 MW Leistung.
Auch ein anderes Projekt in Baden-Württemberg ist vergleichsweise leistungsstark: In Jettingen (Landkreis Böblingen) haben die Stadtwerke die Erlaubnis, eine Fläche von Forst BW für die Windkraft zu entwickeln. Hier sind maximal fünf Turbinen mit 36 MW möglich. Zusammengerechnet würden die Stuttgarter dann bis Ende des Jahrzehnts auf nahezu 200 MW Gesamtleistung kommen, vorbehaltlich weiterer Projekte.
Stadtwerke Göttingen verabschieden sich von Doppelspitze
Quelle: Shutterstock / Andrii Yalansky
PERSONALIE. Frank Wiegelmann steht künftig alleine an der Spitze der Stadtwerke Göttingen. Der bisherige technische Vorstand Gerd Rappenecker geht in den Ruhestand.
Personaländerungen bei den Stadtwerke Göttingen in Niedersachsen. Gerd Rappenecker war fast 15 Jahre als technischer Vorstand tätig und verlässt das Unternehmen Ende Juni. Seit 2011, so heißt es in einer Mitteilung, habe er die Entwicklung der Stadtwerke Göttingen maßgeblich mitgeprägt.
Frank Wiegelmann, der seit 2014 Finanzvorstand ist, wird den Versorger künftig alleine weiterführen: „Viele spannende Themen warten auf uns. Gemeinsam werden wir den eingeschlagenen Weg fortsetzen und die Zukunft der Stadtwerke Göttingen gestalten“, erklärte er. Eine Nachfolge für die technische Vorstandsposition werde es nicht geben. In den vergangenen Jahren, so Wiegelmann, wurde bewusst eine starke zweite Führungsebene aufgebaut, die nun weiter an Verantwortung gewinne.
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| Frank Wiegelmann (l.) und Gerd Rappenecker. Quelle: Stadtwerke Göttingen |
Der Vorstand dankte Rappenecker für das Engagement, die Verantwortung und den Einsatz in den vergangenen Jahren. Der wiederum würdigte die Einsatzbereitschaft, das Miteinander und die gute Atmosphäre im Unternehmen.
Axpo wechselt Spitze des Verwaltungsrats aus
Thomas Sieber (links) übergibt den Axpo-Vorsitz an Roland Leuenberger. Quelle: Axpo
PERSONALIE. Der Schweizer Energiekonzern Axpo hat den Vorsitz seines Verwaltungsrats neu besetzt. Roland Leuenberger folgt auf Thomas Sieber, der das Unternehmen zehn Jahre lang geführt hat.
Mit Roland Leuenberger hat die Axpo Holding AG zum 1. Juni einen neuen Präsidenten des Verwaltungsrats erhalten. Der 58-Jährige übernimmt das Amt von Thomas Sieber, der nach zehn Jahren an der Spitze des Gremiums ausscheidet. Das teilte der Schweizer Energiekonzern mit.
Laut Axpo übergibt Sieber ein strategisch breit aufgestelltes Unternehmen mit einer soliden finanziellen Basis. Während seiner Amtszeit entwickelte sich die Gruppe nach Unternehmensangaben zum größten Stromproduzenten der Schweiz und baute ihre internationale Position im Energiehandel sowie bei der Vermarktung von Strom aus Solar- und Windkraft aus.
Nach Angaben von Axpo hat das Unternehmen unter Siebers Führung sein Eigenkapital innerhalb von zehn Jahren verdreifacht und seine Liquidität deutlich erhöht. Zudem investierte die Gruppe 4,8 Milliarden Schweizer Franken in ihre Infrastruktur, davon 2,6 Milliarden Schweizer Franken in der Schweiz. Gleichzeitig zahlte Axpo nach eigenen Angaben mehr als 1 Milliarde Schweizer Franken an Dividenden an die Kantone aus.
Thomas Sieber erklärte, Axpo habe in seiner Amtszeit jährlich rund 40 Prozent des Schweizer Strombedarfs gedeckt und damit einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit geleistet. In den vergangenen drei Geschäftsjahren erzielte das Unternehmen laut eigener Darstellung die besten Ergebnisse seiner Geschichte.
Mit Roland Leuenberger übernimmt nun ein langjähriger Manager der Energiebranche den Verwaltungsratsvorsitz. Zuletzt führte er seit 2019 die Repower AG, ein Schweizer Energieversorgungsunternehmen mit Sitz in Poschiavo im Kanton Graubünden, als CEO. Bereits zwischen 2016 und 2020 gehörte er dem Verwaltungsrat des Unternehmens an.
Zuvor war Leuenberger als Unternehmer sowie in verschiedenen Führungsfunktionen an der Schnittstelle von Energie- und Finanzwirtschaft tätig. Er gehörte unter anderem zu den Gründungspartnern der Investmentgesellschaft Fontavis AG und der Beratungsgesellschaft EVU Partners AG. Darüber hinaus war er CEO der Co-Investor AG.
Seine beruflichen Wurzeln liegen im Finanzsektor. Vor seinem Wechsel in die Energiewirtschaft verantwortete Leuenberger nach Unternehmensangaben Finanz- und Controllingaufgaben in international tätigen Finanzunternehmen. Zuletzt war er von 2004 bis 2006 bei der UBS AG als Head of Finance & Controlling für den Bereich Wealth Management International tätig.
Stadtwerke Münster bitten noch um 1,65 Millionen Euro
Quelle: Shutterstock / Rido
BETEILIGUNG. Die Stadtwerke Münster erweitern der Kreis derjenigen, die privates Geld in eine Windturbine im ostwestfälischen Lemgo stecken können. Mehr als 1,5 Millionen Euro sind noch offen.
Gut ein Viertel der maximalen Zeichnungssumme sind binnen drei Wochen eingespielt, nun öffnen die Stadtwerke Münster ihr aktuelles Beteiligungsprojekt. Bei einer bereits errichteten Windenergieanlage in Lemgo konnten bisher Menschen aus der Standortkommune und dem benachbarten Lage ihr Geld anlegen. 600.000 Euro sind nach Angaben des westfälischen Versorgers dabei zusammengekommen.
Wie ursprünglich angekündigt, ist nun auch die interessierte Stromkundschaft der Münsteraner unabhängig vom Wohnsitz am Zuge. 1,65 Millionen Euro können sie ab dem Vormittag des 3. Juni über qualifizierte Nachrangdarlehen zeichnen. Beträge ab 500 Euro sind möglich, die in Schritten von jeweils 500 Euro maximal 25.000 Euro erreichen können.
Die 2,25 Millionen Euro, die Münster einzunehmen gedenkt, finanzieren die Turbine in Ostwestfalen etwa zu einem Viertel – bei geschätzten Gesamtkosten von 10 Millionen Euro. Das Privatgeld liegt zehn Jahre fest und wirft 4 Prozent Zinsen pro Jahr ab, die die Stadtwerke jeweils jährlich auszahlen wollen.
Die Lemgoer Anlage ist an der Spitze 200 Meter hoch, verfügt über eine Nennleistung von 5,7 MW und ist seit Mai 2026 am Netz. Rechnerisch erzeugt sie jährlich Ökostrom für etwa 3.500 Haushalte.
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| Noch gut 1,5 Millionen Euro können Privatkunden der Stadtwerke Münster an der Turbine in Lemgo zeichnen Quelle: Stadtwerke Münster |
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Nahost-Entspannung belastet CO2 und Gas
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Leichter haben sich die Energiemärkte präsentiert, nachdem US-Präsident Donald Trump eine baldige Friedensregelung im Mittleren Osten in Aussicht gestellt hat. Die Anlegerstimmung habe sich verbessert, da die Märkte die Möglichkeit einer weiteren Deeskalation zwischen den USA und dem Iran ausloteten, sei es durch ein umfassenderes Abkommen oder eine Verlängerung des Waffenstillstands, schreibt Anthony Willis von Columbia Threadneedle Investments.
Strom: Leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt. Der Day-ahead verlor 19,50 auf 102,75 Euro je Megawattstunde im Base und 23,75 auf 86,25 Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse wurde die Grundlast mit 102,64 Euro ermittelt, die Spitzenlast mit 85,97 Euro. Händler verweisen auf die höheren Beiträge von Wind und Solar als Grund für die Abschläge beim Day-ahead. Während die Meteorologen von Eurowind für den Berichtstag noch 23,5 Gigawatt an Erneuerbarenbeiträgen prognostizierten, sollen am Mittwoch gut 30,1 Gigawatt zusammenkommen.
Für Donnerstag, Fronleichnam, rechnen die Analysten von Eurowind mit einer Einspeisung von Wind und Solar von 39,3 Gigawatt im Base und 51,8 Gigawatt im Peak. Dann dürfte es auf Stundenbasis und infolge der feiertagsbedingten schwachen Nachfrage wieder zu negativen Preisen kommen. Für die Folgetage am Freitag und Samstag werden jeweils rückläufige Einspeisemengen von Wind- und Solarstrom prognostiziert.
Am langen Ende gab das Frontjahr um 0,26 auf 94,27 Euro nach.
CO2: Leichter haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.12 Uhr um 0,79 auf 78,31 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 10,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 79,44 Euro, das Tief bei 78,24 Euro.
Die geopolitischen Entwicklungen im Mittleren Osten am Wochenende haben die Markterwartungen hinsichtlich eines kurzfristigen Durchbruchs zum Frieden gedämpft, was die Gaspreise in die Höhe trieb und die EUA-Preise nach unten zog.
Die im Laufe des Montags einsetzende Abwärtsbewegung, die am Berichtstag anhält, wurde laut den Analysten von Redshaw Advisors durch technische Indikatoren unterstützt, die auf einen überkauften Markt hinwiesen.
In den kommenden Tagen ist laut den Analysten mit weiteren Gewinnmitnahmen und einer Preiskonsolidierung zu rechnen. Doch letztlich würden die geopolitischen Entwicklungen der wichtigste Markttreiber bleiben, wobei jede Meldung, dass ein Waffenstillstandsabkommen kurz bevorsteht, das Aufwärtsmomentum wahrscheinlich wieder anfachen wird.
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Dienstag leichter gezeigt. Der Frontmonat Juli am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.07 Uhr um 1,245 auf 47,516 Euro je Megawattstunde. Der Day-ahead am deutschen THE sank um 1,500 auf 47,600 Euro je Megawattstunde.
Anlass für die Abgaben sind Äußerungen von US-Präsident Donald Trump, wonach die Verhandlungen mit dem Iran zügig voranschreiten. „Doch je länger sich die Gespräche hinziehen, desto wahrscheinlicher wird es, dass asiatische Abnehmer auf den Spotmarkt ausweichen müssen, um die Ausfälle bei den vertraglich vereinbarten Mengen auszugleichen“, warnten die Analysten von ING.
Sollte dies geschehen, wäre Europa einem verstärkten Wettbewerb um LNG-Ladungen zu einem Zeitpunkt ausgesetzt, wo seine Gasspeicher nur zu etwa 40 Prozent gefüllt sind – deutlich unter dem Fünfjahresdurchschnitt von 54 Prozent.
Gleichzeitig bietet die derzeitige Backwardation am Gasmarkt Händlern und Versorgungsunternehmen kaum wirtschaftliche Anreize, vor dem Winter zusätzliches Gas in die Speicher zu leiten. Backwardation ist eine Preissituation an Terminmärkten, bei der der Preis zur sofortigen Lieferung höher ist als der Preis für eine zukünftige Lieferung.
ENERGIEDATEN:
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Stefan Sagmeister (Chefredakteur, CVD print, Büro Herrsching)
Schwerpunkte: Energiehandel, Finanzierung, Consulting
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Korrespondenten-Kontakt: Kerstin Bergen
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