Veranstalter war das Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN). Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD) kündigte an, die Bundesregierung wolle die Voraussetzungen für einen Markthochlauf entsprechender Technologien schaffen. Die technische CO2-Entnahme werde benötigt, um unvermeidbare Restemissionen auszugleichen, etwa aus der Landwirtschaft oder bestimmten Industrieprozessen.

Zudem böten die Verfahren wirtschaftliche Chancen für deutsche Unternehmen. Schneider sagte: „Das Ministerium plant in den kommenden Jahren Fördermittel für die Entwicklung und den Einsatz entsprechender Technologien bereitzustellen.“

Nach den Vorgaben des Bundes-Klimaschutzgesetzes soll Deutschland ab 2045 treibhausgasneutral sein. Nach 2050 sollen dem Gesetz zufolge sogar mehr Treibhausgase aus der Atmosphäre entnommen als ausgestoßen werden. Dafür reichen Emissionsminderungen allein nicht aus. Zusätzlich müssen sogenannte Negativemissionen aufgebaut werden.

Neben natürlichen Kohlenstoffsenken wie Wäldern und Böden setzt die Bundesregierung dabei auf technische und andere neuartige Verfahren. Dazu gehört etwa die direkte Abscheidung von Kohlendioxid aus der Umgebungsluft mit anschließender geologischer Speicherung. Dieses Verfahren wird als Direct Air Carbon Capture and Storage (DACCS) bezeichnet. Weitere Ansätze sind die Herstellung von Biokohle, die Mineralisierung von CO2 oder die beschleunigte Verwitterung von Gestein.

Langfriststrategie kommt

Das BMUKN arbeitet derzeit an einer Langfriststrategie für die CO2-Entnahme aus der Atmosphäre. Der Fokus liegt dabei insbesondere auf technischen und neuartigen Kohlenstoffsenken. Ergänzend plant das Ministerium ein Investitionsförderprogramm sowie ein Marktanreizprogramm. Zudem soll ein Bürgerdialog die gesellschaftliche Debatte begleiten.

Nach Angaben des Ministeriums zählt Deutschland bei mehreren Entnahmetechnologien bereits zu den Vorreitern in Europa. Das gelte insbesondere für die Erforschung und Entwicklung von DACCS-Verfahren, Biokohle und Mineralisierungstechnologien. Die Bundesregierung verbindet mit dem Ausbau dieser Technologien Chancen für Innovation, Beschäftigung und Export.
 
Wirtschaftlichen Rahmen schaffen

Ein zentrales Thema der Konferenz waren die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für den Aufbau eines Marktes für CO2-Entnahmen. Nach Darstellung des BMUKN sind dafür verlässliche Regeln zur Zertifizierung und Handelbarkeit von CO2-Entnahmen erforderlich.

Die Bundesregierung beteiligt sich auf europäischer Ebene an der Entwicklung entsprechender Standards für freiwillige Kohlenstoffmärkte. Zudem unterstützt sie die Diskussion über eine mögliche Einbindung dauerhafter CO2-Entnahmen in den europäischen Emissionshandel.

In Fachkreisen gilt die Finanzierung neuer Entnahmetechnologien als eine der größten Herausforderungen. Die Verfahren befinden sich überwiegend noch in frühen Entwicklungsstadien und erfordern hohe Investitionen. Entsprechend wurde auf der Konferenz auch über die Rolle staatlicher Förderung und langfristiger Marktanreize diskutiert.

Hintergrund der Konferenz

Zu den Teilnehmern der Veranstaltung gehörten unter anderem Vertreter der Deutschen Energie-Agentur (Dena), der Berliner Beratungseinrichtung Stiftung Wissenschaft und Politik (SWP), des Naturschutzbundes Deutschland (Nabu), des Potsdam-Instituts für Klimafolgenforschung (PIK) sowie Unternehmen und Verbände aus den Bereichen Energie, Zementindustrie und CO2-Entnahmetechnologien.

Mit der Konferenz hat das BMUKN nach eigenen Angaben den öffentlichen Dialog über die zukünftige Rolle technischer CO2-Entnahmeverfahren in der deutschen Klimapolitik eröffnet. Dabei soll auch diskutiert werden, wie industriepolitische Chancen genutzt und zugleich Anforderungen des Umwelt- und Naturschutzes berücksichtigt werden können.

Im Mittelpunkt der VIK-Kritik steht die zu starke Vereinfachung industrieller Flexibilität. Laut dem Verband unterscheiden sich die Möglichkeiten von Unternehmen, ihren Stromverbrauch netz- oder systemdienlich anzupassen, erheblich. Die Potenziale hingen von Branche, Produktionsverfahren und einzelnen Fertigungsschritten ab. Häufig entstünden Flexibilitäten nicht direkt in den Produktionsanlagen, sondern in vorgelagerten Energieversorgungs- oder Querschnittsprozessen. Werden solche Anlagen regulatorisch nicht berücksichtigt, könnten erhebliche Potenziale ungenutzt bleiben.

Der Verband lehnt deshalb eine einheitliche Lösung für alle Industriebetriebe ab. In seiner Stellungnahme fordert er abgestufte Flexibilitätsanforderungen, damit auch Unternehmen mit begrenzten technischen Möglichkeiten weiterhin Zugang zu Netzentgeltentlastungen erhalten. Zudem müsse die Bundesnetzagentur mehrere Wege zulassen, um die Anforderungen nachzuweisen. Die industrielle Realität sei zu vielfältig, um sie über ein einziges Referenzmodell abzubilden.
 
Zehn Jahre Übergangsfrist gefordert

Besonders kritisch bewertet der VIK die vorgesehenen Übergangsregelungen. Viele Unternehmen hätten ihre Produktionsprozesse über Jahre auf ein gleichmäßiges Lastprofil ausgerichtet und erhebliche Investitionen in entsprechende Anlagen getätigt. Eine Umstellung auf neue Flexibilitätsanforderungen lasse sich deshalb nicht innerhalb weniger Jahre umsetzen. Der Verband fordert daher eine Übergangsfrist von bis zu zehn Jahren für bestehende Sonderregelungen bei den Netzentgelten. Die von der Bundesnetzagentur diskutierte Frist bis Ende 2031 hält der VIK für zu kurz.

Ein weiteres zentrales Anliegen betrifft das Risiko, Netzentgeltentlastungen vollständig zu verlieren. Nach Vorstellung des Industrieverbandes sollten einzelne Abweichungen von Flexibilitätsvorgaben − etwa durch Revisionen oder Wartungsarbeiten − nicht unmittelbar zum Wegfall der gesamten Entlastung führen. Stattdessen schlägt der Verband ein sogenanntes Flexibilitätskonto vor. Unternehmen könnten dabei Übererfüllungen in bestimmten Zeiträumen mit Untererfüllungen in anderen Zeiträumen verrechnen.

Darüber hinaus fordert der VIK mehr Spielraum bei der Ermittlung von Referenzlasten − also jener Ausgangslasten, mit denen spätere Lastverschiebungen verglichen werden können. Die Bundesnetzagentur müsse verschiedene Berechnungsmethoden zulassen, da Produktionsprozesse und Lastverläufe stark voneinander abwichen. Der Verband fordert, auf Symmetrieanforderungen bei der Lastflexibilität zu verzichten. Das heißt: Unternehmen sollten Flexibilitätsziele auch dann erfüllen können, wenn sie ihren Stromverbrauch überwiegend nur erhöhen oder nur senken können.

Flexibilität soll freiwillig bleiben

Grundsätzlich unterstützt der Verband das Ziel, industrielle Lastflexibilität stärker für Netzstabilität und die Integration erneuerbarer Energien zu nutzen. Allerdings dürften Unternehmen nicht faktisch zu Leistungen verpflichtet werden, die technisch oder wirtschaftlich kaum möglich seien. Flexibilität müsse auf freiwilligen und anreizbasierten Mechanismen beruhen. Zusätzlich regt der VIK an, auch andere Beiträge zur Energiewende zu berücksichtigen. Dazu zählen etwa langfristige Stromlieferverträge für erneuerbare Energien (Power Purchase Agreements, PPA) sowie die Teilnahme an Regelenergiemärkten.

Der Verband begrüßt zwar die laufenden Pilotprojekte der Bundesnetzagentur zu neuen Industrienetzentgelten, sieht deren Aussagekraft aber begrenzt. Die Zahl der teilnehmenden Unternehmen sei gering und die Auswahlkriterien seien nicht transparent. Deshalb sollten zentrale regulatorische Entscheidungen auf einer breiteren Datengrundlage beruhen.

Die 14-seitige „Stellungnahme zum BNetzA-Orientierungspapier „Industrienetzentgelte“ der BNetzA vom 22.04.2026“ des VIK steht auf der Internetseite des Verbandes zum Download bereit.

Geplant ist die Plattform N04-A vor Borkum. Nach Angaben der DUH soll damit ein weiteres Gasfeld erschlossen werden, das in räumlicher und technischer Verbindung zur bestehenden Plattform N05-A steht. Die Umweltorganisation fordert deshalb, das Vorhaben nicht als eigenständiges Projekt zu behandeln. Stattdessen müsse es als Erweiterung des gesamten Gasförderkomplexes „Gateway to the Ems“ bewertet werden. Dies würde nach Auffassung der DUH eine neue und umfassende Umweltverträglichkeitsprüfung erforderlich machen.

Kritisch sieht die Organisation insbesondere die Lage des Projekts. Die geplante Plattform befindet sich laut DUH in unmittelbarer Nähe zum Natura-2000-Gebiet Borkum Riffgrund. Zudem grenzt das Vorhaben an das Gebiet Borkumse Stenen, für das ebenfalls eine Ausweisung als Natura-2000-Gebiet beantragt wurde.
 
Nach Angaben der DUH könnten die geplanten Arbeiten erhebliche Auswirkungen auf geschützte Lebensräume und Tierarten haben. Die Organisation warnt vor möglichen Schäden an den Steinriffen vor Borkum. Darüber hinaus sieht sie Risiken für streng geschützte Meeressäuger wie Schweinswale und Robben. Diese könnten unter anderem durch Produktionswasser belastet werden, das laut DUH Schwermetalle enthält und in unmittelbarer Nähe des Schutzgebietes eingeleitet werden soll.

DUH-Bundesgeschäftsführer Sascha Müller-Kraenner erklärte: „Die neue Plattform soll lediglich geringe Gasmengen fördern, während gleichzeitig erhebliche Risiken für empfindliche Meeresökosysteme entstehen.“ Nach seinen Angaben läge der Standort nur 650 Meter vom Meeresschutzgebiet Borkum Riffgrund entfernt. Zudem seien Bohrungen durch den Untergrund des Schutzgebietes vorgesehen.

Die DUH verweist zudem auf aktuelle Untersuchungen einer niederländischen Behörde. Diese habe festgestellt, dass die Umsetzung aller geplanten Industrieprojekte auf dem niederländischen Kontinentalschelf die Schweinswalpopulation um 3,3 Prozent verringern könnte. Dies entspreche etwa 2.080 Tieren.

Neben dem direkten Verlust von Lebensräumen durch Plattformen, Leitungen und Eingriffe in den Meeresboden könnten laut der Behörde auch Lärm und wiederkehrende Störungen dazu führen, dass bestehende Habitate für Meeressäuger faktisch unbrauchbar werden.

Wenig Gasförderung erwartet

Auch energiepolitisch stellt die Umweltorganisation den Nutzen des Projekts infrage. Nach Berechnungen der DUH könnte das neue Gasfeld selbst im Fall der höchsten Förderrate rechnerisch lediglich rund 0,2 Prozent des derzeitigen deutschen Gasverbrauchs pro Jahr decken. Hinzu komme, dass das geförderte Gas nach Angaben des Unternehmens eine vergleichsweise geringe Energiedichte aufweise.

Constantin Zerger, Leiter Energie und Klimaschutz bei der DUH, bezeichnete neue Gasbohrungen vor Borkum als energie- und klimapolitisch nicht notwendig. Aus seiner Sicht stehe das Vorhaben im Widerspruch zu den Zielen einer Verringerung des Gasverbrauchs und des Schutzes mariner Lebensräume. Ob und wann über die Genehmigung der Plattform N04-A entschieden wird, ist bislang offen.

Die Bundesnetzagentur bewertet Glasfaser als den wichtigsten Wachstumstreiber im Breitbandmarkt. Nach Angaben der Behörde wurden die Rückgänge bei DSL-Anschlüssen durch den Zuwachs bei Glasfaseranschlüssen inzwischen mehr als ausgeglichen. Glasfaserprodukte würden zunehmend herkömmliche DSL-Anschlüsse ersetzen.

Die Wettbewerber der Deutschen Telekom stellen beim Glasfaserausbau in Deutschland weiterhin den größten Teil der Infrastruktur. Nach Angaben der Bundesnetzagentur ist ihr Vorsprung in den vergangenen Jahren jedoch deutlich geschrumpft. Gleichzeitig spielen kommunale Betreiber und Stadtwerke weiterhin eine wichtige Rolle beim Ausbau der Netze.

Trotz der Verschiebungen bei den Ausbauanteilen verfügen die Wettbewerber weiterhin über die Mehrheit der aktiven Glasfaseranschlüsse. Ende 2025 entfielen 68 Prozent der aktiven Anschlüsse auf Wettbewerber und 32 Prozent auf die Deutsche Telekom.

Ende 2025 entfielen 56 Prozent der sogenannten Homes Passed – also der durch Glasfaser erschlossenen Adressen – auf Wettbewerber der Deutschen Telekom. Der Anteil der Telekom lag bei 44 Prozent. Fünf Jahre zuvor hatten die Wettbewerber noch 73 Prozent der erschlossenen Adressen auf sich vereint, während die Telekom auf 27 Prozent kam.
 Wachsende Bedeutung von Open-Access-Modellen

Die Bundesnetzagentur führt die veränderten Marktanteile vor allem auf die hohe Ausbaugeschwindigkeit der Telekom zurück. Dennoch werde der Markt weiterhin von einer Vielzahl unterschiedlicher Akteure geprägt. Bundesweit investieren nach Angaben der Behörde mehr als 200 Netzbetreiber in den Glasfaserausbau.

Auch beim offenen Netzzugang, dem sogenannten Open Access, waren kommunale Unternehmen im Berichtsjahr beteiligt. Die Bundesnetzagentur verweist in diesem Zusammenhang auf ein Streitbeilegungsverfahren der Stadtwerke Flensburg gegen den regionalen Glasfaseranbieter GVG Glasfaser. Dabei verlangten die Stadtwerke einen diskriminierungsfreien Zugang zu öffentlich geförderten Glasfasernetzen in Schleswig-Holstein. Nach einer öffentlichen mündlichen Verhandlung erzielten die Beteiligten eine Einigung, woraufhin das Verfahren beendet wurde.

Die Bundesnetzagentur wertet die Einigungen als Hinweis auf die wachsende Bedeutung offener Netzzugangsmodelle. Gerade angesichts des fortschreitenden Glasfaserausbaus gewinne die Nutzung bestehender Infrastrukturen durch mehrere Anbieter für den Wettbewerb zunehmend an Bedeutung.

Mittlerweile gibt es auch zahlreiche Beispiele für eine partnerschaftliche Kooperation im Open-Access-Modell. Im März 2026 hatten beispielsweise Glasfaser Nordwest und die Stadtwerke Osnabrück eine Kooperationsvereinbarung unterzeichnet. Die Stadtwerke treten damit als weiterer Telekommunikationsanbieter auf dem Glasfasernetz des Oldenburger Infrastrukturanbieters auf und vermarkten eigene Produkte in Osnabrück und Wallenhorst. Erste Kundenschaltungen sind nach Unternehmensangaben ab Juni vorgesehen. Nach Angaben der Partner umfasst das Vermarktungspotenzial knapp 90.000 Haushalte und Unternehmen.

Chance für Regionalversorger ohne große Vorerfahrung

Glasfaser Nordwest wurde Anfang 2020 als Joint Venture von Telekom Deutschland und dem Energiekonzern EWE gegründet. Das Unternehmen verantwortet in Teilen des Nordwestens Deutschlands den eigenwirtschaftlichen Ausbau von Glasfasernetzen sowie deren Betrieb. Die Infrastruktur wird nach Unternehmensangaben dem gesamten Telekommunikationsmarkt diskriminierungsfrei zur Verfügung gestellt.

Der Schritt der Stadtwerke zeige, dass auch Regionalversorger ohne umfassende Vorerfahrung im Telekommunikationsmarkt erfolgreich in dieses Geschäftsfeld einsteigen, hieß es in einer Mitteilung von Glasfaser Nordwest.

Die Kooperation steht exemplarisch für das Open-Access-Modell, bei dem Infrastruktur- und Vertriebsrollen getrennt sind. So können unterschiedliche Anbieter auf ein bereits verlegtes Glasfasernetz zugreifen. Kunden können ihren Anbieter frei wählen, während ein unwirtschaftlicher Doppelausbau von Glasfasernetzen in derselben Ortschaft vermieden wird. Open Access ist für Glasfasernetze gesetzlich zwar nicht geregelt, wird jedoch von zahlreichen Telekommunikations- und Netzanbietern freiwillig unterstützt.

Der Jahresbericht der Bundesnetzagentur steht im Internet zum Download zur Verfügung.

 
Zum 1. April 2025 zahlten Gewerbekunden in Deutschland laut mengengewichtetem Mittelwert bei einem Jahresverbrauch von 50 Megawattstunden 28,75 Cent pro Kilowattstunde Strom. Industriekunden mit einem Jahresverbrauch von 24 Gigawattstunden zahlten hierzulande hingegen am genannten Stichtag 19,09 Cent pro Kilowattstunde Strom.

Welche Entwicklungen den Markt prägen, erklärt Dr. Florian Umlauf, Head of Green Sales im Trading der Steag Iqony Group.

Welche Entwicklungen prägen aktuell die Vermarktung von erneuerbaren Erzeugungsanlagen am stärksten?

Die Vermarktung hat sich vom „Produce and Forget“-Prinzip zu einem aktiven Marktgeschäft entwickelt. Erneuerbare Energien beeinflussen zunehmend die Preisbildung, gleichzeitig sinken Marktwerte. Mit dem Rückzug der Förderung steigt der Druck auf Betreiber, selbst zu optimieren. Entscheidend sind heute flexible Portfolios aus verschiedenen Technologien sowie eine optimierte Vermarktung an Großhandels- und Flexibilitätsmärkten. Digitalisierung und aktives Risikomanagement gewinnen an Bedeutung.

Welche neuen Anforderungen stellen Unternehmen an Preisstrukturen und Flexibilität in PPA-Verträgen?

Unternehmen setzen zunehmend auf physische Grünstromversorgung. Dafür brauchen sie flexible Kombinationen aus Erzeugungsprofilen und Speicherlösungen. Gefragt sind integrierte Modelle, die Eigenverbrauch, PPA und Überschussvermarktung verbinden. Gleichzeitig besteht Bedarf an ergänzenden Lösungen zu bestehenden Langfristverträgen. Speicher gewinnen an Bedeutung, sind für die Unternehmen wirtschaftlich noch oft schwer einzuordnen.

PV und Speicher als neuer Standard: Warum ist Co-Location der wirtschaftliche Rettungsanker für PV-Profile in der Zukunft?

Die Kombination von PV und Speicher ermöglicht es, Überschüsse gezielt zu vermarkten und Erlösverluste zu reduzieren. Gleichzeitig verbessert sie die Versorgung mit grünem Strom, da Erzeugung und Verbrauch besser zusammengeführt werden. Co-Location stabilisiert damit die Wirtschaftlichkeit und erhöht die Flexibilität.
Um die Komplexität zu reduzieren, gewinnen einfache Modelle und digitale Tools an Bedeutung. Sie ermöglichen es, Vermarktungsoptionen schnell zu vergleichen und fundierte Entscheidungen zu treffen.

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Was wir wissen:

Brand: Die Feuerwehr wurde um 1.43 Uhr über den Stromausfall informiert. Zwei Minuten später erhielt die Feuerwehr den Hinweis auf den Brand im Umspannwerk. Nach Angaben der Einsatzkräfte standen zwei Trafos in Flammen. Nach Angaben der Stadt konnte der Brand gegen 2.15 Uhr unter Kontrolle gebracht und gegen 3.30 Uhr gelöscht werden. Das Umspannwerk Mitte ist laut Stadt seit 6.00 Uhr wieder in Betrieb. Insgesamt waren 200 Helfer im Einsatz.

Stromausfall: Laut Netze BW begann die Störung gegen 1.37 Uhr im Umspannwerk Reutlingen-West, kurze Zeit später fiel das gesamte Umspannwerk aus. Das Umspannwerk wird von der Netze BW und der FairNetz, die für die örtliche Versorgung des Stadtgebiets Reutlingen zuständig ist, gemeinsam betrieben. Da vom Umspannwerk Reutlingen-West aus auch zwei starke Leitungen zum Umspannwerk Reutlingen-Mitte führen, war laut Betreiber auch dieses Umspannwerk betroffen.

Ausmaß: In der Spitze waren etwa 20.000 Haushalten ohne Strom. Auch Stunden nach dem Brand waren rund 7.600 Haushalte oder rund 30.000 Menschen nicht zurück am Netz. Ab etwa 6.00 Uhr wurde die Kernstadt Reutlingen wieder mit Strom versorgt. Am Nachmittag wurde laut Stadt Reutlingen ein großer Teil der Privathaushalte in Betzingen und Ohmenhausen wieder an die Stromversorgung angeschlossen. Ohne Strom sind das Industriegebiet Mark West, das gilt auch für die Gemeinden Kirchentellinsfurt und Wannweil. Wichtig sei es vor allem, die Bevölkerung wieder mit Strom zu versorgen - auch mit Provisorien, sagte Jens Balcerek von den Stadtwerken.

Einschränkungen: Die Behörden gehen offenbar davon aus, dass viele Menschen noch länger ohne Stromversorgung bleiben. Für die Nacht wird ein Notfalltreffpunkt eingerichtet, sagte Bürgermeister Roland Wintzen. Dort sollen Menschen etwa ihr Handy laden oder Babynahrung erwärmen können. Die Einschränkungen für die Menschen sollten so gering wie möglich gehalten werden. Betroffen war auch das Reutlinger Kreisklinikum. Die Notstromaggregate seien sofort angesprungen, hieß es dort. Insgesamt seien zehn Operationen verschoben worden.

Spuren: Nach Angaben des Netzbetreibers Netze BW sind drei Brandstellen gefunden worden. Außerdem seien der Zaun und das Gelände vor der Anlage beschädigt, sagte ein Sprecher des Unternehmens. Die Ermittler äußern sich dazu nicht. Nach Angaben von Oberbürgermeister Thomas Keck müssen drei zeitgleiche Brände nicht zwangsläufig auf eine Brandstiftung hindeuten. «Bei technischen Dingen kann es auch sein, dass Brände gleichzeitig ausbrechen.» 

Was wir nicht wissen 

Ursache: Die Polizei hält sich mit Vermutungen zur Ursache noch zurück. «Unsere Ermittlungen sind in jeglicher Richtung», sagte Tina Rempfer vom Polizeipräsidium Reutlingen. «Wir beziehen ein, ob es eventuell ein technischer Defekt sein könnte oder eine Brandlegung, eventuell fahrlässig oder auch vorsätzlich», sagte die Polizistin. Dem Landesamt für Verfassungsschutz Baden-Württemberg liegen keine weiterführenden Erkenntnisse zur mutmaßlichen Brandstiftung in Reutlingen vor. Bislang wurden keine Bekennerschreiben veröffentlicht. 

Aus Sicherheitskreisen heißt es hingegen, der Brand könne durchaus gezielt gelegt worden sein. Die Vorgehensweise deute auf linksextremistische Täter hin und weise Parallelen etwa zu entsprechenden Taten in Berlin auf, erfuhr die Deutsche Presse-Agentur. Hinweise auf einen möglichen Drahtzieher im Ausland gebe es nicht. 

Dauer: Unklar ist, wann die Stadt und die umliegenden Gemeinden wieder ohne Einschränkungen am Netz hängen. «Eine belastbare Prognose zur vollständigen Wiederherstellung der Stromversorgung ist derzeit noch nicht möglich», teilte die Stadtverwaltung mit. Nach Angaben von Richard Huber (Netze BW) könnte es bis zur Vollversorgung rund 48 Stunden dauern.

Schaden: Bislang wird der Schaden nach dpa-Informationen auf mehrere Millionen Euro geschätzt. Offizielle Schätzungen dazu gibt es nicht.

Entsoe mit Sitz in Brüssel vertritt 40 Übertragungsnetzbetreiber aus 36 Ländern. In dem am 5. Juni veröffentlichten Bericht beschreibt die Organisation ein Stromsystem, das sich durch den Ausbau erneuerbarer Energien, die Elektrifizierung von Verkehr, Wärme und Industrie sowie durch eine stärkere grenzüberschreitende Vernetzung grundlegend verändert.

Nach Angaben von Entsoe entstanden seit der ersten Ausgabe des Zehnjahres-Netzentwicklungsplans im Jahr 2010 europaweit mehr als 16.000 Kilometer neue Übertragungsleitungen. Zudem hätten 23 Mitgliedstaaten der Europäischen Union mindestens eine neue grenzüberschreitende Stromverbindung geschaffen. Gleichzeitig verweist der Verband auf Risiken durch langwierige Genehmigungsverfahren, Engpässe in Lieferketten und einen steigenden Investitionsbedarf.

Besondere Bedeutung misst Entsoe der Flexibilität im Stromsystem bei. Mit dem wachsenden Anteil von Wind- und Solarstrom werde es immer wichtiger, Erzeugung und Verbrauch besser aufeinander abzustimmen. Als zentrale Instrumente nennt der Verband Batteriespeicher, Lastmanagement und steuerbare Verbraucher. Gemeinsam mit der europäischen Organisation der Verteilnetzbetreiber entwickelte Entsoe 2025 eine Methodik zur Ermittlung des Flexibilitätsbedarfs in den Mitgliedstaaten. Diese soll eine einheitliche Grundlage für künftige nationale Zielvorgaben schaffen.

Der Bericht verweist zudem auf eine Verdopplung der Batteriespeicherkapazitäten gegenüber dem Vorjahr. Speicher sowie flexible Verbraucher spielten eine immer größere Rolle, um Stromüberschüsse aus erneuerbaren Energien aufzunehmen oder Belastungen im Netz auszugleichen.

Deutschland im Zentrum der Gebotszonen-Debatte

Für Deutschland besonders relevant ist die Überprüfung der europäischen Stromgebotszonen. Die Übertragungsnetzbetreiber in Mitteleuropa und Nordeuropa untersuchten dazu 14 alternative Konfigurationen. Laut Entsoe ergaben die Berechnungen für Mitteleuropa bei allen untersuchten Aufteilungen der gemeinsamen deutsch-luxemburgischen Stromgebotszone wirtschaftliche Vorteile gegenüber dem heutigen Zustand. Die modellierten Effizienzgewinne reichen von 251 Millionen bis 339 Millionen Euro jährlich. Die höchsten Werte erzielte eine Aufteilung in fünf Gebotszonen.

Die beteiligten Übertragungsnetzbetreiber betonen jedoch, dass die Ergebnisse ausschließlich auf der von der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (Acer) vorgegebenen Methodik beruhen. Weitere politische, regulatorische und praktische Aspekte seien nicht vollständig berücksichtigt worden. Die Resultate sollten daher als Grundlage für weitere Bewertungen dienen und nicht als unmittelbare Empfehlung für eine Neuordnung des Strommarktes.

Netzausbau als zentrale Voraussetzung

Entsoe sieht den Ausbau der Stromnetze als entscheidende Voraussetzung für die weitere Elektrifizierung Europas. Gleichzeitig warnt die Organisation vor langen Genehmigungsverfahren, Engpässen in den Lieferketten und einem steigenden Investitionsbedarf. Netze, Speicher und Flexibilitätsoptionen müssten künftig stärker zusammengedacht werden, um die Energie- und Klimaziele zu erreichen. Europa müsse Planung, Finanzierung und Umsetzung neuer Infrastruktur deutlich beschleunigen.

Die Anlage soll aus drei Modulen mit jeweils 50 MW Leistung bestehen. Generalunternehmer ist die Everllence SE. Weitere Bauabschnitte und Komponenten, darunter das Einlaufbauwerk für das Rheinwasser, werden von Strabag und Züblin errichtet. Die Finanzierung erfolgt unter Beteiligung der Helaba. 

Nach Angaben der Rheinenergie laufen die vorbereitenden Arbeiten auf dem Gelände am Niehler Hafen bereits seit mehreren Monaten. Dazu zählen Kampfmittelsondierungen, Gründungsarbeiten und die Vorbereitung des Baufelds. Zeitgleich wurden die Komponenten der Wärmepumpe gefertigt, darunter das Integralgetriebe in Berlin sowie Kompressoren in Oberhausen. Die Bauzeit für Gebäude und Nebenanlagen ist mit rund zwei Jahren angesetzt. 

Kombination von Erzeugungstechniken

„Wir kombinieren verschiedene Erzeugungstechniken so, dass wir Kostenvorteile nutzen und die Fernwärmepreise langfristig stabilisieren können“, erläutert 
Rheinenergie-Vorstandsvorsitzender Andreas Feicht in einer Mitteilung des Unternehmens die Pläne.

Denn: Im Regelbetrieb soll die Großwärmepumpe mit den bestehenden Gas- und Dampfturbinenanlagen am Standort zusammenarbeiten. Bei niedrigen Strompreisen soll die Wärmepumpe die Wärmeproduktion übernehmen, während bei hohen Strompreisen die konventionellen Anlagen Strom und Wärme bereitstellen. Diese Kombination erhöhe die Versorgungssicherheit und begrenze die Wärmegestehungskosten. Zudem lasse sich durch die Nutzung der Umweltwärme aus dem Rhein die Treibhausgasemission der Wärmeerzeugung deutlich senken − der Rheinenergie zufolge um mindestens 100.000 Tonnen pro Jahr. 

Für den Betrieb der Anlage wird Rheinwasser genutzt, das im Wärmepumpenprozess als Wärmequelle dient. Dabei wird die Wärmeenergie des Flusswassers auf ein Kältemittel übertragen. Das Rheinwasser selbst bleibt unverändert und wird lediglich um wenige Grad Celsius abgekühlt wieder in den Fluss zurückgeführt. Die Anlage gewinne pro eingesetzter Einheit Strom zwischen zwei und drei Einheiten Umweltenergie, teilte Rheinenergie mit. 

Der Standort Niehl sei ideal für die Großwärmepumpe geeignet, heißt es weiter. Eine Netzanbindung bis hin zur Ebene 380.000 Volt mit Anschluss an das vorgelagerte Netz der Amprion sei ebenso vorhanden wie alle notwendigen Anbindungen an das größte Fernwärme-Teilnetz der Rheinenergie in der Kölner Innenstadt.

Die erforderlichen Genehmigungen für Wasserentnahme, Anlagenerrichtung und Wiedereinleitung des abgekühlten Rheinwassers liegen nach Angaben des Unternehmens bereits vor. Das Projekt wird von Bund und Europäischer Union gefördert.

Der Deal steht noch unter dem Vorbehalt behördlicher Genehmigungen. Der Abschluss der Transaktion werde für das zweite Halbjahr 2026 erwartet, heißt es.

Techem und Elevion wollen zudem eine langfristige strategische Partnerschaft eingehen. Geplant seien Investitionen in Digitalisierung, Innovation und die Expansion des Geschäfts.

Techem Solutions bietet Dekarbonisierungs- und Energielösungen für die Immobilienwirtschaft an und ist innerhalb der Techem-Gruppe auf Wärme-Contracting spezialisiert. Das Unternehmen betreibt nach eigenen Angaben rund 2.600 dezentrale Energieerzeugungsanlagen im deutschen Gebäudesektor. Die Mitarbeitenden wechseln im Zuge der Transaktion in die neue Eigentümerstruktur, heißt es weiter.

„Elevion ermöglicht uns den Zugang zu neuen, internationalen Märkten, Kapital für weiteres organisches Wachstum in Deutschland und innovative Technologielösungen im Bereich Digitalisierung und Dekarbonisierung“, wird, Holger Suschowk, CEO der Techem Solutions, in einer Mitteilung zitiert. In dem Zusammenschluss sehe man eine „große Chance für unsere Mitarbeitenden, Partner und Kunden“.

Der Energie- und Technologiedienstleister Elevion ist laut Website in mehr als 13 europäischen Ländern aktiv. Zu Unternehmensgruppe gehören 80 spezialisierte Tochterunternehmen mit rund 5.000 Mitarbeitenden. Der Hauptsitz befindet sich in Amsterdam. Elevion wiederum gehört zur tschechischen CEZ-Gruppe.

Die 2013 gegründete Bürger Energie Kassel & Söhre ist nach Angaben der Bürgerwerke an 29 Windenergieanlagen beteiligt und plant weitere Projekte. Zudem hat sie mehr als 80 Photovoltaik-Dachanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 2.000 kW errichtet. Etwa die Hälfte der Anlagen befindet sich auf kommunalen und kirchlichen Gebäuden sowie auf Dächern von Mitgliedern. Auch im Wärmesektor ist die Genossenschaft aktiv: Drei Heizungsanlagen mit Wärmepumpen wurden bereits finanziert. 

„150 Mitgliedsgenossenschaften sind ein starkes Zeichen für die Bürgerenergie in Deutschland“, lässt sich Felix Schäfer, Vorstand der Bürgerwerke, zitieren. Der Zusammenschluss zeige, „wie wichtig Zusammenarbeit und gegenseitige Unterstützung für das Gelingen der Energiewende sind“. 

Neben der Bürger Energie Kassel & Söhre eG sind zuletzt auch die Bürgerenergie Schwäbischer Wald eG, die Bürger Energie Ortenau eG und die Bürgerenergie Dortmund eG dem Netzwerk beigetreten. Ihre Projekte umfassen unter anderem Photovoltaik-Dachanlagen, Freiflächenanlagen, Mieterstromprojekte und Photovoltaik auf einer Lärmschutzwand. 

„Energiegenossenschaften gehören seit Jahren zu den wichtigsten Treibern der Energiewende in Deutschland“, heißt es in der Mitteilung der Bürgerwerke: „Sie ermöglichen Menschen, sich direkt an Erneuerbare-Energien-Projekten zu beteiligen und die Energiewende vor Ort aktiv mitzugestalten. Gleichzeitig stärken sie regionale Wertschöpfung, gesellschaftliche Akzeptanz und demokratische Teilhabe“.

2G Energy entwickelt und produziert Anlagen für die dezentrale Energieversorgung. Das Unternehmen ist insbesondere im Bereich der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) tätig und bietet zudem Großwärmepumpen sowie hybride Energiekonzepte an. Die KWK-Anlagen des Unternehmens decken einen Leistungsbereich von 20 kW bis 4,5 MW ab.

Nach Angaben von 2G gewinnt die lokale Präsenz in den verschiedenen Energiemärkten an Bedeutung. Die Energiewende werde künftig von unterschiedlichen Technologien und Energiesystemen geprägt sein. Neben technologischem Know-how seien deshalb auch regionale Marktkenntnisse, Serviceangebote und eine enge Kundenbetreuung entscheidend für den erfolgreichen Betrieb von Energieanlagen.

Das übernommene Unternehmen Celsius & Watt verfügt laut 2G über eine etablierte Position im belgischen Markt. Zu den Schwerpunkten zählen Wartungsdienstleistungen für KWK-Anlagen, die Betreuung größerer Energieanlagen sowie Heiztechniklösungen für Wohn- und Mehrfamilienhäuser. Das Unternehmen bringt nach Angaben von 2G umfangreiche Erfahrungen im Servicegeschäft und in der technischen Betreuung von Kunden mit.

Name Celsius und Watt bleibt

Mit der Übernahme erhält 2G nach eigenen Angaben einen festen operativen Standort in der BeLux-Region. Kunden und Partner sollen künftig einen zentralen Ansprechpartner für Planung, Projektumsetzung und Service erhalten. Celsius & Watt wird seine Geschäfte weiterhin unter dem Namen „Celsius & Watt – a 2G Energy Company“ fortführen.

Die bestehenden Serviceleistungen bleiben laut Unternehmen unverändert bestehen. Dies gelte sowohl für Anlagen von 2G als auch für KWK-Anlagen anderer Hersteller. Auch die Zusammenarbeit mit Installationsunternehmen sowie EPC- und EPCM-Dienstleistern soll fortgesetzt werden.

2G sieht in der Akquisition einen weiteren Baustein seiner Wachstumsstrategie. Durch die Kombination aus internationaler Technologiekompetenz und lokaler Marktpräsenz wolle das Unternehmen die Voraussetzungen für weiteres Wachstum schaffen und Kunden in Belgien und Luxemburg bei der Umsetzung dezentraler Energielösungen unterstützen.

Weltweit hat 2G nach eigenen Angaben mehr als 9.500 Anlagen installiert. Zu den Kunden zählen Unternehmen aus Wohnungswirtschaft, Landwirtschaft, Gewerbe und Industrie sowie Energieversorger, Stadtwerke und Kommunen.

Der promovierte Manager kommt von Respect Energy, wo er zuletzt als CEO Germany tätig war. Er verfügt nach Auskunft von Meistro über mehr als 20 Jahre Erfahrung in Vertrieb, Marketing, Strategie, Business Development und Transformationsprojekten im Energiesektor. Zu seinen früheren Stationen zählen Shell Energy, die Gasag Gruppe, Total Energies sowie die Boston Consulting Group. Dort arbeitete er unter anderem an Expansions-, Vertriebs- und Transformationsvorhaben.

Fokus auf Geschäftskundenmarkt

Mit der Personalie reagiert die Meistro Gruppe auf die Veränderungen im Energiemarkt, wie sie weiter mitteilte. Das Unternehmen sieht einen steigenden Bedarf von Geschäftskunden an integrierten Lösungen für Energieversorgung, Nachhaltigkeit und wirtschaftliche Energieanwendungen. Nach Unternehmensangaben soll Hoffmann seine Erfahrungen beim Ausbau von Energieunternehmen und bei Veränderungsprozessen einbringen. Ziel ist es, die Position von Meistro im deutschen Geschäftskundenmarkt weiter auszubauen.

Zuletzt hatten die Ingolstädter mitgeteilt, dass sie zum 1. Juli das deutsche Unternehmenskundengeschäft von Respect Energy übernehmen (wir berichteten). Laut Meistro fügt sich die Integration der Kunden in die strategische Ausrichtung der Unternehmensgruppe ein. Das Unternehmen wolle seine Reichweite im deutschen Energiemarkt ausbauen und weitere Geschäftskunden mit seinem Angebot an Strom- und Gaslieferungen sowie Beratungsleistungen erreichen. Zum Portfolio gehören nach Unternehmensangaben außerdem Leistungen in den Bereichen Energieeffizienz, Nachhaltigkeit und erneuerbare Energieerzeugung.

Sefe hatte bereits am 27. Mai Veränderungen im Finanzressort angekündigt. Jan-Martin Nufer werde neben CEO Dr. Egbert Laege die Verantwortung in der Geschäftsführung übernehmen und den Finanzbereich des Unternehmens leiten. Nufer soll Sefe in einer wichtigen Phase der weiteren strategischen Ausrichtung unterstützen, so das Unternehmen. Das Energieunternehmen war ursprünglich eine Tochter des russischen Gazprom-Konzerns und im Zuge des russischen Überfalls auf die Ukraine 2022 verstaatlicht worden.

Zuletzt war er als CFO des börsennotierten Petrochemiekonzerns Borouge in Abu Dhabi tätig. Im Laufe seiner Karriere arbeitete Nufer in verschiedensten Branchen, darunter Petrochemie und Energie, Telekommunikation, Luftfahrt, Beratung sowie im Bankensektor, und leitete weltweit Projekte. Reinhard Gorenflos, Vorsitzender des Aufsichtsrats der Securing Energy for Europe Holding sagte: „Jan-Martin Nufer verfügt über exzellentes Know-how in den Bereichen Finanzierung, Risikomanagement und strategische Unternehmensführung.“

Sefe-CEO Egbert Laege erwartet: „Sein breites Erfahrungsspektrum in allen für uns relevanten Bereichen wird eine wichtige Rolle dabei spielen, unsere strategischen Ziele umzusetzen und die Privatisierung des Unternehmens erfolgreich voranzutreiben.“ Nufer begrüßt die Chance, die nun bevorstehende Reprivatisierung von Sefe mitzugestalten.

Strom: Überwiegend fester hat sich am Montag der deutsche OTC-Strommarkt gezeigt, der damit die Tendenz an den Märkten für die Primärenergieträger Kohle, Gas und Öl aufnahm. Der Day-ahead kostete im Base 97,25 Euro je Megawattstunde und im Peak 64,50 Euro je Megawattstunde. Börslich wurden am Montag für die Grundlast 96,87 Euro ermittelt und für die Spitzenlast 64,14 Euro. Der Montag selbst war am Freitag der Vorwoche börslich in der Grundlast mit 124 Euro je Megawattstunde bewertet worden.

Händler verweisen als Grund für den Preisrückgang von Montag auf Dienstag auf die höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung, die für den zweiten Wochentag erwartet wird. Die Meteorologen von Eurowind prognostizieren für den Dienstag Beiträge von Wind und Solar im Umfang von 32,1 Gigawatt nach 23 Gigawatt am Berichtstag. Für die Folgetage bis einschließlich Donnerstag sagt Eurowind eine Erneuerbaren-Einspeiseleistung etwa auf dem Niveau des Montags vorher. 

Am langen Ende legte das Strom-Frontjahr um 0,40 auf 94,67 Euro zu.

CO2: Etwas leichter haben sich die CO2-Preise am Montag präsentiert. Der Dec 26 notierte gegen 13.47 Uhr mit einem Minus von 0,25 auf 76,69 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 13 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 77,29 Euro, das Tief bei 76,00 Euro.

Marktbeobachter bringen die Abgaben mit den höheren Preisen für Öl, Kohle und Gas und der erneuten Verschärfung der Situation im Irankrieg in Verbindung. Die Analysten von Redshaw Advisors gehen für den Wochenverlauf von einem begrenzt bullishen Grundimpuls aus. Unterstützungen befinden sich demnach bei 75,45 Euro, 75,25 Euro und 74,90 Euro.

Erdgas: Fester zeigte sich am Montag der europäische Erdgasmarkt. Der Frontmonat Juli am niederländischen TTF legte bis 13.40 Uhr um 0,950 auf 49,525 Euro je Megawattstunde zu. Am deutschen THE gewann der Day-ahead um 0,970 auf 49,195 Euro je Megawattstunde hinzu.

Damit richtet sich Erdgas erneut an Erdöl aus, das wegen der wieder aufgeflammten Kämpfe im Irankrieg kräftig zulegte. Dämpfend auf den Preisanstieg wirkten sich allerdings höhere LNG-Importe nach Europa aus. Diese kletterten in der Vorwoche um rund 10 Prozent gegenüber den Mengen, die für die vorvergangene Woche registriert worden waren. Laut Marktbeobachtern haben sich die US-Ausfuhren wieder zunehmend nach Europa verlagert.