Als wesentlichen Grund für die verspätete Umsetzung des Vorhabens nannten die Insider die Verzögerungen bei der Umsetzung des Gas- und Wasserstoffpakets der EU in Österreich. Wirtschaftsminister Wolfgang Hattmannsdorfer von der konservativen Österreichischen Volkspartei (ÖVP) hatte mehrfach angekündigt, das Paket zeitgerecht per August diesen Jahres in österreichisches Recht zu transferieren. Doch dieser Zeitplan ist nicht mehr zu halten, weil bislang kein Entwurf der für die Umsetzung nötigen Novelle des Gaswirtschaftsgesetzes (GWG) vorliegt. 

Die für Energiepolitik zuständige Staatssekretärin im Wirtschaftsministerium, Elisabeth Zehetner (ÖVP), teilte beim „Zukunftsforum“ mit: „Wir wissen, Sie warten auf das GWG. Und wir wissen auch, dass der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft in Österreich ohne dieses Gesetz nicht möglich ist.“ Daher werde im Ministerium mit Nachdruck an dem Entwurf gearbeitet: „Wir möchten, dass die Rahmenbedingungen passen und müssen bestehende Instrumente umgestalten. Da sind wir dran.“ Sie, Zehetner, könne die Branche nur um Geduld bitten. Für den Beschluss des GWG ist eine Zweidrittelmehrheit im Bundesparlament erforderlich. 
„Konsistenter Arbeitsplan“ nötig 

Bernhard Painz, der Vorstand der für die übergeordnete Planung der österreichischen Gas-Infrastruktur zuständigen Austrian Gas Grid Management AG (AGGM), berichtete der Redaktion, notwendig sei ein „konsistenter Arbeitsplan“. Zuerst müsse das GWG beschlossen werden. Auf dieser Basis könnten potenzielle Wasserstoff-Kunden, vornehmlich aus der Großindustrie, bekannt geben, welche Mengen an „grünem“ Wasserstoff sie wann wo benötigen. Dies sei die Grundlage für die Planung der erforderlichen Leitungen durch die Gasnetzbetreiber. Wenig Sinn sieht Painz darin, „ins Blaue hinein ein milliardenteures Wasserstoff-Startnetz“ zu errichten, wie dies in Deutschland erfolgt. 

Die AGGM erhebt im Zweijahresabstand den möglichen Wasserstoffbedarf der Industrie. Ihre neueste diesbezügliche „Umfragerunde“ schloss sie im März ab. Nun erfolgt die Auswertung. Die Auswirkungen auf die „H2-Roadmap“, die Grobskizze der AGGM für ein österreichisches Wasserstoff-Startnetz, werden bei einer Veranstaltung am 9. November bekannt gegeben. Nach derzeitigem Stand müssten bestehende Gasleitungen mit etwa 1.400 Kilometern Länge umgerüstet und neue Wasserstoffleitungen mit 970 Kilometern errichtet werden. 

EGG kommt nicht vor 2027 

„Bitte warten“ heißt es auch hinsichtlich des Erneuerbare-Gase-Gesetzes (EGG). Wie berichtet, war der Entwurf der vorigen Bundesregierung Mitte September 2024 gescheitert, nachdem die nötige Zweidrittelmehrheit nicht zustande kam. Damals war vorgesehen, ab 2030 jährlich 7,5 Milliarden kWh an „grünen“ Gasen, insbesondere Biomethan und grünem Wasserstoff, in die öffentlichen Netze einzuspeisen. 

Die seit 3. März 2025 amtierende Regierung aus der ÖVP, den Sozialdemokraten (SPÖ) und den Liberalen (Neos) plant dem gegenüber eine jährliche Einspeisemenge von nur 1 Milliarde kWh. Entsprechend den Wünschen der Gasbranche soll die Förderung der Produktion mit einem Marktprämienmodell erfolgen. Dieses orientiert sich am Fördersystem für Strom aus erneuerbaren Energien. Die Leiterin der Abteilung „Erneuerbare Energie-Erzeugung“ im Wirtschaftsministerium, Marie-Theres Thöni, berichtet beim Zukunftsforum, der Fachentwurf des EGG sei fertig und befinde sich in politischer Koordination. Außer dem Beschluss im Bundesparlament bedürfe er aber der Genehmigung durch die EU-Kommission. Somit werde er nicht vor dem Frühjahr 2027 in Kraft treten. 

Aus Regierungskreisen erfuhr die Redaktion, dass der Entwurf nicht zuletzt zwischen dem Wirtschafts- und dem Landwirtschaftsflügel der ÖVP umstritten ist. Die Wirtschaft stehe aus Kostengründen auf der Bremse. Die Agronomen dagegen wünschten sich ein ambitionierteres EGG. Der Flügelkampf verlaufe „brutal“.

Die Untersuchungen sollen unter anderem Aufschluss über die Grundwasserverteilung und die Bodenbeschaffenheit geben. Surao-Direktor Lukas Vondrovic sprach von einem „wichtigen Meilenstein“: „Erstmals schauen wir mit Hilfe von Bohrungen direkt unter die Erde und präzisieren unsere Erkenntnisse, die wir von der Oberfläche aus gewonnen haben“, sagte der Geologe.

In Temelin befindet sich auch eines der beiden Atomkraftwerke Tschechiens. Für das geplante Endlager sind drei weitere Standorte in der engeren Auswahl: Brezovy potok in den Ausläufern des Böhmerwalds, Horka bei der Gemeinde Budisov und Hradek im Bezirk Jihlava. Auch dort sind jeweils Bohrungen bis in eine Tiefe von 100 Metern geplant. 

Entscheidung in wenigen Jahren

An die betroffenen Gemeinden werden jährlich insgesamt rund vier Millionen Euro als Entschädigung verteilt. Die Kommunen sind wegen des Auswahlverfahrens vor Gericht gezogen − bisher aber vergeblich. Die endgültige Entscheidung für einen der Standorte soll im Jahr 2030 erfolgen. In dem geplanten Endlager sollen hoch radioaktive Abfälle tief unter der Erde aufbewahrt werden. 

Tschechien setzt anders als Deutschland weiter auf die Kernenergie. Der Anteil der Atomkraft an der Stromproduktion lag im vorigen Jahr bei mehr als 40 Prozent. Der südkoreanische Konzern KHNP erhielt den Zuschlag, am Standort Dukovany künftig für umgerechnet mehr als 16 Milliarden Euro zwei neue Reaktorblöcke zu bauen. Die Inbetriebnahme ist ab 2036 geplant.

Bestehende Offshore-Windparks sowie Projekte mit bereits erteiltem Ausschreibungszuschlag sollen nach den Plänen der Behörde vom geplanten Kapazitätsentgelt ausgenommen werden. „Ich begrüße ausdrücklich, dass die Bundesnetzagentur beim Vertrauensschutz zentrale Anliegen der Offshore-Wind-Branche aufgreift. Wer bereits investiert oder in Ausschreibungen Gebote abgegeben hat, darf nicht nachträglich mit zusätzlichen, vorher nicht einkalkulierbaren Risiken belastet werden“, kommentiert BWO-Geschäftsführer Stefan Thimm das Konzept zur Festlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (Agnes).

Zusätzlicher Kostenfaktor

Erzeugernetzentgelte würden laut einer vom BWO in Auftrag gegebenen Studie bei Offshore-Wind ihre Ziele verfehlen. Im Fokus der Untersuchung sei die Frage gestanden, ob die in Betracht gezogenen Instrumente einen Beitrag zur Entlastung der Stromnetze und zur Senkung der Netzkosten leisten können. Fazit: „Erzeugernetzentgelte, darunter auch Baukostenzuschüsse, können bei Offshore-Wind kaum eine produktive Lenkungswirkung entfalten“, so der BWO. Da Standort, Netzanschluss und Anschlusskapazität von Offshore-Windparks staatlich geplant und vorgegeben werden, könnten zusätzliche Entgelte keine netzdienliche Standortwahl anreizen, sondern wirkten vor allem als zusätzlicher Kostenfaktor für Projekte, heißt es.

Die Studie mache zudem deutlich, dass Erzeugernetzentgelte die Kosten der Offshore-Windenergie erhöhten und damit auch die Gebote in künftigen Differenzvertrags-Ausschreibungen. Da solche Mehrkosten in diesem System letztlich vom Bund getragen werden, würden die Entgelte faktisch zu einer indirekten Netzfinanzierung über den Bundeshaushalt führen, resümiert der BWO. „Die erhoffte Entlastung der Verbraucher wird entsprechend zu einer indirekten Mehrbelastung.“

Die Studie, die das Beratungsunternehmen Neon Neue Energieökonomik erstellte, steht im Internet als Download bereit: Erzeugernetzentgelte Offshore Wind.

Mit dem Vorhaben will die EU-Kommission mehr Investitionen in die Energiewende ermöglichen. Dazu sollen Maßnahmen zählen, die seit Februar 2026 umgesetzt werden und die Abhängigkeit von importierten fossilen Brennstoffen verringern. Rechnerisch könnte Deutschland dann mehr als 25 Milliarden zusätzlich in entsprechende Energieprojekte investieren. Theoretisch könnte die Neuregelung allerdings zulasten der militärischen Aufrüstung gehen.

Schon mehr Schulden für Rüstungsausgaben erlaubt

Seit dem vergangenen Jahr dürfen EU-Staaten nach entsprechendem Antrag die Schulden-Obergrenzen für Investitionen in Aufrüstung übertreten. Bislang nutzen Deutschland und rund 15 andere Länder diese Ausnahme und können über vier Jahre zusätzlich bis zu 1,5 Prozent des Bruttoinlandsprodukts (BIP) für die Verteidigung ausgeben − ohne Sorge vor einem sogenannten Defizitverfahren. 

Nach dem Willen der EU-Kommission sollen innerhalb dieses Rahmens nun im laufenden Jahr sowie 2027 und 2028 jeweils maximal 0,3 Prozent des BIP auch für Ausgaben etwa in die Förderung von Photovoltaikanlagen oder Investitionen in die Energieeffizienz genutzt werden können. Für die drei Jahre insgesamt muss eine Obergrenze von 0,6 Prozent eingehalten werden. 

Deutschlands Bruttoinlandsprodukt lag 2025 bei rund 4,5 Billionen Euro − davon ausgehend würde die neue Regel rechnerisch mehr Ausgaben für die Energiewende in Höhe von insgesamt 27 Milliarden Euro ermöglichen. Damit würden Rüstungs- und Energieausgaben um denselben finanziellen Spielraum konkurrieren. In Brüssel gibt es daher auch die Sorge, dass das ursprüngliche Ziel der Schulden-Ausnahme, die Aufrüstung der EU, aus den Augen verloren werden könnte.

Vor dem Hintergrund des russischen Angriffskriegs sind in den nächsten Jahren nach Schätzungen der EU-Kommission zusätzliche Verteidigungsinvestitionen in Höhe von rund 500 Milliarden Euro erforderlich. Deshalb hat man sich in Brüssel im vergangenen Jahr auf eine nationale Ausweichklausel verständigt, die in den EU-Schuldengrenzen verankert ist. 

Denn eigentlich gelten in der EU strenge Obergrenzen für den Schuldenstand und die Neuverschuldung der Mitgliedsstaaten, um für solide Finanzen zu sorgen. So schreibt das Regelwerk, vor, dass der Schuldenstand eines Mitgliedstaates 60 Prozent der Wirtschaftsleistung nicht überschreiten darf. Gleichzeitig muss das jährliche Defizit unter drei Prozent der Wirtschaftsleistung gehalten werden. 

Vor allem Italien hatte Ausnahme gefordert

Um mehr öffentliches Geld in die Bewältigung der Energiekrise stecken zu können, hatte vor allem Italien eine Ausnahme von den strengen EU-Schuldenvorgaben gefordert. In einem Brief an EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen sprach sich Regierungschefin Giorgia Meloni für eine Sonderregel wie für die
Verteidigungsausgaben aus. Auch Spanien drang auf mehr Flexibilität bei den EU-Schuldenregeln wegen der Energiekrise. Die Regierung fordert, dass bestimmte Energie- und Transformationsausgaben für den grünen Wandel anders behandelt werden als normale Staatsausgaben.

Seit die für den Welthandel wichtige Straße von Hormus infolge des Iran-Kriegs faktisch gesperrt ist, sind die Rohölpreise nach oben geschnellt. Hohe Energiepreise belasten Unternehmen und Verbraucher.

Nach Unternehmensangaben erstrecken sich die beiden Solarparks zusammen über eine Fläche von rund 35 Hektar. Die erwartete jährliche Stromerzeugung liegt bei etwa 45 Millionen kWh. Axpo beziffert die damit verbundene jährliche Einsparung von Treibhausgasemissionen auf rund 13.800 Tonnen CO2 verglichen mit konventioneller Stromerzeugung.

Für Axpo stellen die Projekte einen weiteren Ausbau des Geschäfts mit erneuerbaren Energien in Deutschland dar. Antoine Millioud, Leiter der Solar-Division von Axpo, betont: „Deutschland ist ein Schlüsselmarkt für Axpo.“ Die Inbetriebnahme der beiden Anlagen unterstreiche die Bedeutung des deutschen Marktes für das Unternehmen und das Engagement für die Energiewende.

Nach Angaben des Unternehmens wurden bei Planung und Bau verschiedene Maßnahmen zum Natur- und Artenschutz umgesetzt. Dazu gehören der Erhalt bestehender Heckenstrukturen sowie die Pflanzung zusätzlicher Hecken im Umfeld der Anlagen. Darüber hinaus seien Lebensräume für Reptilien geschaffen und vorhandene Feuchtgebiete gepflegt worden.

Als ökologische Ausgleichsmaßnahme wurde in der Nähe der Standorte eine rund fünf Hektar große Fläche entwickelt. Diese soll Lebensräume für heimische Tier- und Pflanzenarten bereitstellen. Die Bewirtschaftung erfolgt laut Axpo gemeinsam mit einem lokalen Landwirt. Die Fläche werde zwischen April und Ende September als Dauerstandweide genutzt; auf den Einsatz von Düngemitteln, Herbiziden und Pestiziden werde verzichtet.
Axpo ist mit Hauptsitz im schweizerischen Baden im Kanton Aargau, ist nach eigenen Angaben der größte Stromproduzent des Landes. Das Unternehmen befindet sich im Besitz von Kantonen beziehungsweise Kantonswerken der Nordostschweiz und ist in Europa, Nordamerika und Asien aktiv, insbesondere bei der Erzeugung, im Energiehandel sowie bei der Vermarktung erneuerbarer Energien. Es hat rund 7.500 Mitarbeitende.

Ein Stromspeicher erhöht den Eigenverbrauch des erzeugten Solarstroms deutlich. Unternehmen können damit je nach Lastprofil und Anlagenauslegung rund 50 bis 70 Prozent ihres Strombedarfs selbst decken. Während Photovoltaikanlagen bereits heute häufig Eigenverbrauchsanteile von mehr als 80 Prozent erreichen, kann dieser Wert durch den Einsatz eines Speichers weiter steigen. Die Auslegung erfolgt auf Basis des jeweiligen Lastprofils des Betriebs.

Die Investition für eine Photovoltaikanlage mit Batteriespeicher liege je nach Anlagengröße und Speicherkapazität bei etwa 330.000 bis 650.000 Euro, heißt es auf der dazugehörigen Webseite. Die Anlage werde individuell auf den Betrieb abgestimmt. Die Amortisationszeit betrage nach Unternehmensangaben in der Regel vier bis acht Jahre.

Durch einen geringeren Strombezug aus dem Netz und einen höheren Eigenverbrauch können Unternehmen je nach Anlagen- und Speichergröße durchschnittlich zwischen 60.000 und 170.000 Euro pro Jahr einsparen.

„Solaranlage plus Speicher bedeutet: weniger Abhängigkeit, mehr Kontrolle. Unternehmen gewinnen so Spielraum bei Kosten und Versorgung – unabhängig vom Strommarkt“, sagt Martin Endress, der in der Geschäftsführung von Eon Deutschland für Energielösungen verantwortlich ist.

Eon übernimmt bei den Projekten die Beratung, Planung, Errichtung und Inbetriebnahme der Anlagen. Darüber hinaus unterstützt das Unternehmen bei der Anmeldung beim zuständigen Netzbetreiber sowie bei weiteren erforderlichen Formalitäten. Die Speicher- und Photovoltaiksysteme werden als integrierte Gesamtlösung ausgelegt. Auf Wunsch können zusätzlich Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge sowie weitere energiewirtschaftliche Dienstleistungen eingebunden werden.

 
Der Industriestrompreis inklusive der Stromsteuer betrug im Jahr 2026 in Deutschland rund 16 Cent pro Kilowattstunde. Auch anhand des Index zur Entwicklung des Industriestrompreises in Deutschland ist zu erkennen, dass die Strompreise in den letzten Jahren kurzzeitig gestiegen sind. Der große Anstieg im Jahr 2022 ist auf die Auswirkungen des Russland-Ukraine-Krieges zurückzuführen, da die Preise für Rohstoffe wie Gas und Kohle stark gestiegen sind.

Anders als viele Studien basiere die Untersuchung nicht auf Modellrechnungen, sondern auf realen Messwerten, schreiben die Verfasser des Whitepapers. Die Messungen erfolgten stündlich über das gesamte Pfingstwochenende 2026. Die betrachteten Anlagen stellen laut E3/DC keine repräsentative Stichprobe aller Hausanschlüsse dar, sondern konzentrieren sich bewusst auf Anschlüsse mit eigener Stromerzeugung. Damit wurden gerade jene Netzbereiche untersucht, in denen die höchsten Rückspeisungen und damit die größten Spannungsanstiege zu erwarten sind.

Als Maßstab diente die nach DIN EN 50160 zulässige Spannungsbandbreite von 230 Volt plus/minus zehn Prozent, also etwa 207 bis 253 Volt. Die Auswertung habe ergeben, dass selbst während der Mittagsspitze am Pfingstsamstag rund 80 Prozent der untersuchten Anschlüsse innerhalb komfortabler Spannungsreserven lagen.
Weitere 18,4 Prozent hätten sich im Bereich zwischen 243 und 253 Volt, während lediglich 0,15 Prozent zeitweise den Grenzwert von 253 Volt überschritten hätten.

Spannung und Strombelastbarkeit sind zu unterscheiden
Nicolas Bartholomäus, Energy Systems Engineer bei E3/DC, erklärte, Ziel der Untersuchung sei es gewesen, den aktuellen Zustand an besonders strahlungsintensiven Tagen zu dokumentieren und zugleich Wege aufzuzeigen, wie sich die Netzaufnahmekapazität weiter erhöhen lasse. Nach seiner Darstellung zeigen die Daten, dass die Situation derzeit beherrschbar sei. Mehr als vier Fünftel der Hausanschlüsse verfügten noch über größere Spannungsreserven, während nur ein sehr kleiner Anteil zeitweise normgerecht abgeschaltet habe.

Das Whitepaper verweist zugleich darauf, dass Spannung und Netzbelastung nicht gleichgesetzt werden dürfen. Hohe Spannungen seien zwar ein zuverlässiger Indikator für Rückspeisungen aus der Niederspannungsebene in vorgelagerte Netze. Aus Spannungswerten allein lasse sich jedoch nicht ableiten, welche Energiemengen tatsächlich über Transformatoren oder Leitungen transportiert würden.

„Weil der Engpass die Spannung ist und nicht die Strombelastbarkeit, greifen Maßnahmen, die das nutzbare Spannungsband erweitern oder die Einspeisespitze glätten“, heißt es wörtlich im Whitepaper. Daraus leitet E3/DC mehrere Handlungsmöglichkeiten ab. Als wirksamsten netzseitigen Hebel nennt das Unternehmen regelbare Ortsnetztransformatoren, die das Spannungsniveau aktiv anpassen können. Darüber hinaus verweist es auf größere und prognosebasiert betriebene Heimspeicher sowie auf bidirektionales Laden von Elektrofahrzeugen. Diese Technologien könnten Einspeisespitzen zeitlich verschieben und damit die Spannungssituation entspannen. Nach Angaben des Unternehmens würden größere Speicher die Mittagseinspeisung wirksam reduzieren, während Vehicle-to-Grid-Anwendungen zusätzliche Flexibilität bereitstellen könnten.

Auch häufig geäußerte Bedenken hinsichtlich besonders hoher PV-Dichten in Süddeutschland bestätigt die Analyse nach Angaben von E3/DC nicht. Trotz längerer Leitungswege und einer höheren Zahl von Einspeisern pro Verbraucher zeigten die ausgewerteten Daten aus Bayern und anderen süddeutschen Regionen kein grundsätzlich anderes Bild als im Bundesdurchschnitt. Die entscheidende Stellgröße bleibe die Spannungshaltung und nicht die geografische Lage eines Netzes. Vor diesem Hintergrund spricht sich E3/DC dafür aus, den Ausbau von Photovoltaik-Anlagen im Leistungsbereich bis 30 Kilowattpeak fortzusetzen.

Vorstandsvorsitzender Andreas Piepenbrink vertritt die Auffassung, dass der lokal erzeugte Solarstrom überwiegend im Verteilnetz verbleibe und dort auch verbraucht werde. Vor diesem Hintergrund warnt das Unternehmen vor zusätzlichen Vermarktungspflichten für kleinere Anlagen und plädiert für stabile Rahmenbedingungen beim weiteren Ausbau der gebäudeintegrierten Photovoltaik.

Das Whitepaper steht zum Download zur Verfügung.

Laut der Studie verfügen drei Viertel der befragten Unternehmen über selbstgenutzte Immobilien. Von diesen plant inzwischen jedes zweite Unternehmen mindestens eine energetische Sanierungsmaßnahme innerhalb der kommenden fünf Jahre. Im Jahr 2023 lag dieser Anteil noch bei 45 Prozent. Besonders hoch ist die Bereitschaft bei Unternehmen mit 50 bis 249 Beschäftigten sowie bei Betrieben mit vergleichsweise hohem Energieverbrauch.

Auch bei den bereits umgesetzten Maßnahmen zeigt sich eine leichte Zunahme. In den vergangenen fünf Jahren haben 18 Prozent der KMU mindestens eine energetische Sanierung realisiert. Zwei Jahre zuvor lag dieser Wert bei 17 Prozent.
 
Photovoltaik führt die Investitionsliste an

Am größten ist das Interesse an Maßnahmen zur Stromgewinnung und Stromeinsparung. Laut Sirius Campus planen 31 Prozent der KMU mit selbstgenutzten Gebäuden Investitionen in diesem Bereich. Unter den Unternehmen mit entsprechenden Plänen steht Photovoltaik mit 61 Prozent an erster Stelle. Stromspeicher folgen mit 50 Prozent, Wallboxen mit 47 Prozent. Intelligente Energiemanagementsysteme erreichen einen Anteil von 31 Prozent.

Oliver Gaedeke, Gründer und Geschäftsführer von Sirius Campus, sieht dafür vor allem wirtschaftliche Gründe. Neue Möglichkeiten für das regionale Teilen von Strom sowie sinkende Preise für Batteriespeicher könnten die Attraktivität eigener Stromversorgungslösungen erhöhen, erklärte er laut Mitteilung. Die Unternehmen rechnen dabei mit erheblichen Investitionen. KMU mit konkreten Sanierungsplänen kalkulieren im Durchschnitt mit rund 130.000 Euro. Etwa ein Viertel dieser Investitionen soll über Kredite finanziert werden.
Bei den in den vergangenen Jahren realisierten Maßnahmen dominierte ebenfalls die Stromerzeugung. Photovoltaikanlagen erreichten einen Anteil von 15 Prozent. Wärmedämmungen kamen auf 10 Prozent, moderne Heizungsanlagen auf 7 Prozent. Maßnahmen zur regenerativen Warmwasseraufbereitung spielten mit 2 Prozent bislang eine untergeordnete Rolle.

Wärmepumpen gewinnen an Bedeutung

Deutlich verändert haben sich die Präferenzen bei Heizungsanlagen. Von den KMU, die eine neue Heizung planen, ziehen laut Sirius Campus inzwischen 85 Prozent eine Wärmepumpe oder andere förderfähige Technologien auf Basis erneuerbarer Energien in Betracht.

Gaedeke führt diese Entwicklung auf einen gestiegenen Informationsstand und die stärkere Auseinandersetzung mit verschiedenen Technologien zurück. Gleichzeitig würden Herstellermarken für die Investitionsentscheidung an Bedeutung gewinnen.

Mit dem „Monitor zur Energiewende“ untersucht Sirius Campus seit 2020 die Entwicklung des energetischen Sanierungsmarktes. Für die nächste Erhebung plant das Unternehmen zusätzliche Analysen zum Markenimage von Wärmepumpenherstellern sowie zu Home Energy Management Systems (HEMS). Dabei handelt es sich um digitale Systeme, die Stromerzeugung, Speicher und Verbrauch in Gebäuden koordinieren.

Der 25-seitige „Monitor zur Energiewende 2026 − Inhalte der Marktuntersuchung und Teilnahmemöglichkeiten“ steht auf der Internetseite von Sirius Campus zum Download bereit.

Mit dem Zukauf stärkt Deutz sein Geschäft rund um dezentrale Energieversorgungssysteme. Maxi Trust Power produziert Gas- und Dieselgeneratoren und zählt laut Deutz zu den führenden Anbietern in Lateinamerika. Das Unternehmen fertigt seine Anlagen im brasilianischen Curitiba im Bundesstaat Parana und produziert nach eigenen Angaben jährlich bis zu 3.000 Generatoren. Das Leistungsspektrum reicht von 40 bis 3.000 kVA. Die Anlagen kommen vor allem als Notstrom- und Backup-Systeme bei Supermärkten, landwirtschaftlichen Betrieben und Bauunternehmen zum Einsatz. Maxi Trust Power beschäftigt rund 200 Mitarbeiter.
Deutz erwartet durch die Übernahme einen zusätzlichen profitablen Jahresumsatz von rund 40  Millionen Euro. Der Zukauf soll dazu beitragen, den Umsatz des Energiebereichs bis 2030 auf etwa 500 Millionen Euro zu steigern. Dieses Ziel will das Unternehmen sowohl durch organisches Wachstum als auch durch weitere Akquisitionen erreichen.

Laut Sebastian Schulte, Vorstandsvorsitzende bei Deutz, ergänzt Maxi Trust Power das bestehende Energiegeschäft des Konzerns insbesondere durch seine starke Marktstellung in Brasilien. Zudem eröffne die Übernahme zusätzliche Wachstumschancen im Bereich der dezentralen Energieversorgung.

​Eine von mehreren Übernahmen

Die Akquisition reiht sich in eine Serie von Übernahmen ein, mit denen Deutz sein Energiegeschäft ausbaut. Im Februar dieses Jahres hatte das Unternehmen den norddeutschen Notstromspezialisten Frerk Aggregatebau übernommen. Nach Angaben von Deutz zählt die Gesellschaft inzwischen zu den führenden europäischen Anbietern von Notstromsystemen für kritische Infrastrukturen wie Rechenzentren. Bereits 2024 hatte Deutz zudem Blue Star Power Systems übernommen und sich damit Zugang zum nordamerikanischen Generatorenmarkt verschafft.

Das Unternehmen verfolgt seit mehreren Jahren das Ziel, sich breiter aufzustellen und neben dem klassischen Motorengeschäft zusätzliche Erlösquellen aufzubauen. Nach Unternehmensangaben entwickelte sich Deutz vom Hersteller von Antriebssystemen zunehmend zu einem Anbieter von Mobilitäts- und Energielösungen. Im Geschäftsjahr 2025 erzielte der Konzern einen Umsatz von rund 2,0 Milliarden Euro und beschäftigte weltweit etwa 6.000 Mitarbeitenden.

Der Standort produziert zentrale Komponenten für Wärmepumpen in Mehrfamilienhäusern sowie für gewerbliche und industrielle Anwendungen. Zwischen 2015 und 2025 investierte Danfoss nach eigenen Angaben bereits rund 61 Millionen Euro in den Ausbau des Werks. 

„Das Engagement in Reyrieux unterstützt die wachsende Nachfrage nach Lösungen für die Elektrifizierung und für Wärmepumpen“, sagte Kim Fausing, Präsident und CEO von Danfoss, auf dem Choose France Summit. „Gleichzeitig stärken Werke wie Reyrieux nicht nur unsere globale Präsenz – sie bringen uns näher an unsere Kunden und erhöhen unsere Servicequalität, Wettbewerbsfähigkeit und Belastbarkeit.“

Frankreich setzt auf Wärmepumpen

Frankreich verfolgt das Ziel, bis 2030 jährlich mehr als eine Million Wärmepumpen zu installieren. Gleichzeitig soll die heimische Produktion bis 2027 auf das Dreifache steigen. Zudem plant die Regierung die Ausbildung von 30.000 Fachkräften für Installation und Service.

Vor diesem Hintergrund sieht Danfoss weiteres Wachstumspotenzial im französischen Markt. Das Unternehmen verweist auf die steigende Nachfrage nach Lösungen zur Elektrifizierung und zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung. Der Ausbau von Produktionskapazitäten sowie Prüf- und Entwicklungszentren sei Teil der „LEAP-2030-Strategie“ des Konzerns, so Fausing.

Die neuen Mittel fließen in mehrere Projekte am Standort. Rund eine Million Euro ist für Solardächer vorgesehen, die eine Parkfläche von 4.000 Quadratmetern überdecken sollen. Nach Unternehmensangaben könnten die Anlagen künftig etwa sieben Prozent des Strombedarfs des Werks decken. Geplant ist außerdem eine vollständige Erneuerung der Fassaden. Danfoss erwartet dadurch eine bessere Wärmedämmung und einen geringeren Energieverbrauch. 

Der Standort umfasst zwei Anlagen mit 12.000 beziehungsweise 4.500 Quadratmetern Fläche. Dort sind rund 410 Beschäftigte tätig. Die aktuelle Modernisierung betrifft etwa 4.000 Quadratmeter Bürofläche und 600 Quadratmeter Produktionsfläche.

​Beitrag zur Dekarbonisierungsstrategie

Diese Maßnahmen tragen laut Danfoss zur Erreichung des Unternehmensziels bei, die eigenen Betriebsabläufe bis 2030 zu dekarbonisieren. Sie ergänzen ein bereits für 2026 geplantes Paket von 6 Millionen Euro, das laufende Fördermaßnahmen für Forschung und Entwicklung umfasst, darunter neue Labor- und Prototypenausrüstung, Produktionsmaschinen, sowie eine verbesserte Beschaffung und den Umbau der Gebäude.

„Präsident Macrons Plan, die heimische Wärmepumpenproduktion zu verdreifachen, ist eine strategische Weichenstellung für europäische Technologien“, sagte der CEO von Danfoss. Diese Ambition gelte es zu unterstützen. „Das ist der schnellste Weg zu Energiesouveränität und industrieller Wettbewerbsfähigkeit. Letztlich wird das auch dazu beitragen, unsere gemeinsamen Klimaziele zu erreichen“, ergänzte Kim Fausing.

 

Zum Auftakt kooperiert Kiwigrid mit dem Stromanbieter Tibber. Kunden von Tibber sollen die Möglichkeit erhalten, die Flexibilität ihrer Energieanlagen ökonomisch zu nutzen und dafür Vergütungen zu erhalten.

Kiwigrid verweist darauf, dass 2025 rund fünf Prozent der deutschen Stromproduktion abgeregelt werden mussten. Mit dem Ausbau der Photovoltaik nehme die Zahl der Stunden zu, in denen das Stromangebot die Nachfrage übersteige. Dies kann zu negativen Börsenstrompreisen und Belastungen der Stromnetze führen.

Nach Angaben des Unternehmens soll die Plattform Energieversorgern ermöglichen, Direktvermarktungs- und Flexibilitätsangebote für Endkunden bereitzustellen. Als Zielmarke nennt Kiwigrid den Beginn des Jahres 2027. Die technische Infrastruktur soll dabei die automatisierte Vermarktung von Flexibilitäten übernehmen, sofern die jeweiligen Anlagenbetreiber zustimmen.

Das Unternehmen betont, die Plattform sei herstelleroffen angelegt. Nutzer sollen nicht an bestimmte Messstellenbetreiber, Stromlieferanten oder Gerätehersteller gebunden werden. Energieversorger und Installationsbetriebe könnten die Infrastruktur nutzen, ohne eigene Technologien für virtuelle Kraftwerke entwickeln zu müssen. Dadurch sollen unter anderem Kooperationen zwischen Stadtwerken und lokalen Installationsunternehmen erleichtert werden.
Jan Lehmann, Vice President Strategy bei Kiwigrid, sieht in offenen Systemen eine Voraussetzung für die stärkere Nutzung von Flexibilitäten im Energiesystem. Die Plattform solle eine technische Grundlage schaffen, auf der verschiedene Marktakteure entsprechende Angebote entwickeln könnten. Als Ausgangsbasis verweist Kiwigrid auf nach eigenen Angaben rund 100.000 installierte eigene Energiemanagementsysteme.

Das Unternehmen entwickelt und betreibt seine Plattform in Europa. Vor diesem Hintergrund hebt Kiwigrid die Bedeutung von Anforderungen an Datensicherheit und regulatorische Vorgaben hervor, etwa die Vorgaben des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI), Sicherheitsanforderungen im Cyber-Physical-Systems-Umfeld sowie die europäische NIS-2-Richtlinie.

Grundlage des Angebots sind Photovoltaikanlagen auf zwei Gebäuden. Die Anlagen verfügen über Leistungen von 70,24 kW beziehungsweise 24,64 kW. Der erzeugte Solarstrom wird direkt in den angeschlossenen Wohngebäuden genutzt. Ergänzend liefern die Stadtwerke Münster Ökostrom, um die Versorgung auch in Zeiten geringer Solarstromerzeugung sicherzustellen.

Wohn + Stadtbau sieht das Modell als Teil seiner Strategie zur Dekarbonisierung des eigenen Gebäudebestands. Nach Angaben des Unternehmens sollen lokale Stromerzeugung und -nutzung dazu beitragen, die Energiekosten für die Mieterschaft zu begrenzen und die CO2-Emissionen im Quartier zu senken. „Photovoltaik auf dem Dach und erneuerbarer Strom in der Steckdose gehören für uns zusammen“, erklärt Sebastian Albers, Prokurist von Wohn + Stadtbau. Das Unternehmen verknüpfe die Entwicklung des Quartiers mit dem Ausbau einer lokalen Energieversorgung.

Kommunale Kooperation als Grundlage

Die Stadtwerke Münster entwickelten für das Quartier ein Versorgungskonzept, das Solarstrom vom Dach mit zusätzlichem Ökostrom kombiniert. Eine Herausforderung bei Mieterstromprojekten besteht darin, die Stromversorgung auch außerhalb der Erzeugungszeiten der Photovoltaikanlagen sicherzustellen. Nach Angaben der Projektpartner trug zudem die Ansprache der Mieterinnen und Mieter dazu bei, ausreichend Interesse für das Angebot zu schaffen. 

Für die Stadtwerke Münster besitzt das Projekt auch Bedeutung über das York-Quartier hinaus. „Wir freuen uns, dass wir gemeinsam ein starkes Angebot für die Mietenden schaffen konnten“, sagt Stadtwerke-Geschäftsführer Sebastian Jurczyk. Die Kooperation zweier kommunaler Unternehmen habe ein Angebot hervorgebracht, das einen konkreten Nutzen für die Stadt schaffe.

Nach Angaben der Partner sollen künftig weitere Gebäude mit Mieterstrom versorgt werden. Geplant ist eine Ausweitung des Modells sowohl innerhalb des York-Quartiers als auch auf weitere Wohnstandorte im Bestand von Wohn + Stadtbau.

Kern des Konzepts ist die Nutzung von Abwasserwärme. Nach Angaben der Projektpartner handelt es sich um das erste Gebäude in Berlin, dessen Wärme- und Kälteversorgung vollständig auf einem Freispiegel-Mischwasserkanal basiert. Zwei Wärmetauscher im Abwasserkanal erschließen die dort vorhandene Wärmeenergie. Diese dient als Energiequelle für drei reversible Wärmepumpen, die sowohl die Beheizung als auch die Kühlung der Flächen übernehmen.

Ein Kaltnetz verbindet die Abwasserinfrastruktur mit dem Bürogebäude. Vier Pufferspeicher mit jeweils 5.000 Litern Fassungsvermögen sollen die Versorgung auch bei schwankenden Abwassermengen und Temperaturen sicherstellen. Für Ausnahmesituationen ist ein elektrischer Power-to-Heat-Kessel mit einer Leistung von 600 kW vorgesehen.

Abwärme der Server genutzt

Ein weiterer Bestandteil des Energiekonzepts ist die Nutzung von Abwärme aus den Serverräumen des Gebäudes. Die Server werden über das Abwassersystem gekühlt. Im Winter soll die dabei entstehende Abwärme in das Heizsystem eingespeist werden. Laut den Projektpartnern ist zudem eine Erweiterung um ein weiteres Serversystem vorgesehen.

Zusätzlich plant die Energiedientsleitungstochter Gasag Solution Plus eine Photovoltaikanlage auf dem Gebäude. Der erzeugte Solarstrom soll vorrangig den Betrieb der Energiezentrale unterstützen. Nicht benötigte Strommengen werden in das öffentliche Netz eingespeist.

Nach Angaben der Projektpartner bietet die Nutzung von Abwasserwärme ein konstantes Temperaturniveau zwischen 12 und 23 Grad Celsius und damit gute Voraussetzungen für eine effiziente Wärme- und Kälteversorgung. Das Vorhaben entsteht in Zusammenarbeit mit den Berliner Wasserbetrieben und gilt als Pilotprojekt für die Einbindung bestehender städtischer Infrastrukturen in die Energieversorgung von Gebäuden.

Matthias Trunk, Vertriebsvorstand der Gasag, erklärte bei der Projektvorstellung am 2. Juni, der Erfolg eines Energiekonzepts bemesse sich daran, „ob sich innovative Ideen zu verlässlichen und wirtschaftlich betreibbaren Versorgungssystemen entwickeln“. Auch die OFB sieht in dem Projekt einen Beitrag zur Verringerung fossiler Energieträger. Geschäftsführer Bernd Schade erklärte: „Das Energiekonzept stärkt zugleich die energetische Unabhängigkeit des Gebäudes.“

Inbetriebnahme 2027 geplant

Das elfgeschossige Bürohochhaus wird nach Angaben der OFB rund 21.000 Quadratmeter Mietfläche für Büros, Gastronomie und Einzelhandel bieten. Das Gebäude soll den weitgehenden Abschluss der Quartiersentwicklung Friedenauer Höhe markieren. Als Ankermieter steht das Gebäudeautomationsunternehmen Kieback & Peter fest. Zudem strebt der Projektentwickler eine Gold-Zertifizierung der Deutschen Gesellschaft für Nachhaltiges Bauen (DGNB) an.

Die Friedenauer Höhe umfasst inzwischen mehr als 1.100 Wohnungen. Für die Energieversorgung des Quartiers ist ebenfalls die Gasag Solution Plus verantwortlich. Dort kommen unter anderem ein Biomethan-Blockheizkraftwerk sowie ergänzende Erdgaskessel zum Einsatz. Die Installation der Energieanlagen für „The Friedenauer“ soll im vierten Quartal 2026 beginnen. Die Inbetriebnahme ist parallel zur Fertigstellung des Gebäudes im dritten Quartal 2027 geplant.

Wie es in einer Mitteilung heißt, verantwortet Klingele in seiner neuen Funktion die weltweiten Betriebs- und Projektaktivitäten. Ein Schwerpunkt seiner Arbeit soll auf der Umsetzung der internationalen Projektpipeline liegen. Dazu zählt insbesondere das Offshore-Windprojekt Gennaker in der deutschen Ostsee mit einer geplanten Leistung von 927 MW.

Klingele verfügt über mehr als 30 Jahre Erfahrung in der Offshore-Windbranche und im Infrastrukturgeschäft. Seine berufliche Laufbahn umfasst Führungs- und Vorstandspositionen in Europa und Asien. Dabei war er sowohl in der Projektentwicklung als auch in der Realisierung großer Infrastrukturprojekte tätig.

Skyborn verweist insbesondere auf seine Rolle beim Offshore-Windpark Formosa 2 in Taiwan, dessen Umsetzung er nach einer schwierigen Projektphase erfolgreich vorangetrieben habe.

Skyborn Renewables gehört zum Infrastrukturinvestor Global Infrastructure Partners (GIP), der Teil von Blackrock ist. Das Unternehmen deckt die gesamte Wertschöpfungskette von Offshore-Windprojekten ab – von der Entwicklung über die Finanzierung und den Bau bis zum späteren Betrieb.

 

Der Militärberater des iranischen obersten Führers Modschtaba Chamenei, Mohsen Resai, drohte mit weiteren iranischen Schlägen, wenn die USA neue Angriffe starten sollten: „Jeder abgefeuerte Schuss und jeder Angriff wird mit einer Flut von Raketen und Drohnen beantwortet werden.“ US-Präsident Donald Trump behauptete unterdessen, der Iran habe einem Verzicht auf Atomwaffen zugestimmt.

Strom: Der deutsche OTC-Strommarkt hat sich zur Wochenmitte deutlich fester gezeigt. Der Strommarkt nahm damit die Tendenz der Primärenergieträger und des CO2-Markts auf.

Der Freitag wurde am Mittwoch börslich mit 93,00 Euro je Megawattstunde gesehen. Am Dienstag hatte der Mittwoch selbst in der Grundlast an der Börse mit 102,64 Euro je Megawattstunde notiert. Für den Donnerstag, den Feiertag Fronleichnam, wurden an der Börse 61,34 Euro je Megawattstunde im Base und 35,88 Euro je Megawattstunde im Peak ermittelt.

Auf Stundenbasis ergaben sich für den Zeitraum von 12 bis 15 Uhr geringfügig negative Preise im einstelligen Cent-Bereich. Für die Tage ab Freitag rechnen die Meteorologen von Eurowind für Deutschland mit einer recht volatilen Erneuerbaren-Einspeiseleistung. Ab Montag der neuen Woche steht insbesondere ein schwaches Windaufkommen zu erwarten. Die Temperaturen dürften sich für den genannten Zeitraum um das saisonale Mittel bewegen.
CO2: Die CO2-Preise haben sich am Mittwoch fester gezeigt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.40 Uhr 0,34 auf 79,84 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 8,1 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 80,40 Euro, das Tief bei 78,96 Euro. Die Nettolongpositionen am CO2-Markt sind an der ICE in der Vorwoche um 12,2 Millionen Tonnen auf 51,2 Millionen Tonnen gestiegen.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Mittwoch im Einklang mit Öl fester gezeigt. Der Frontmonat Juli am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.30 Uhr 1,194 auf 49,050 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE legte der Day-ahead 1,625 auf 49,000 Euro je Megawattstunde zu.

Die USA und der Iran haben sich eines der schwersten Feuergefechte seit Beginn der Waffenruhe geliefert, was den Hoffnungen auf eine rasche Öffnung der Straße von Hormus abermals einen Dämpfer versetzte. Irans Revolutionsgarden feuerten in der Nacht ballistische Raketen und Drohnen auf die benachbarten Golfstaaten Kuwait und Bahrain, das US-Militär wiederum griff eine iranische Militäreinrichtung auf der Insel Qeschm in der Straße von Hormus an. Ziel der iranischen Angriffe waren nach Angaben aus Teheran US-Militärstützpunkte in den Staaten am Persischen Golf. Ausgelöst wurden sie durch einen US-Angriff auf einen iranischen Öltanker, wie die Revolutionsgarden mitteilten.

Unterdessen belief sich der Gasflow aus Norwegen am Berichtstag auf mäßige 299,8 Millionen Kubikmeter. Die Kapazitätsauslastung der deutschen Speicher betrug zuletzt 32,7 Prozent.