16. Juni 2026
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Inhalt
TOP-THEMA
WÄRME: BWP sieht Wärmewende in Gefahr
POLITIK & RECHT
GAS: Clinch zwischen DUH und DVGW geht in die nächste Runde
STROMNETZ: Erneuerbaren-Branche fordert Bestandsschutz bei Netzentgelten
KLIMASCHUTZ: Deutschlands Klimapfad führt nicht bis zum Ziel
STUDIEN: Einkauf wird zum strategischen Treiber der Energiewende
HANDEL & MARKT
REGULIERUNG: Bundesnetzagentur konsultiert Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff
STROMSPEICHER: Wärtsilä stellt Speichersparte neu auf
STROM: App für Stromengpässe kommt nach Niedersachsen
STATISTIK DES TAGES: Durchschnittlicher Erdgaspreis bis Mai 2026
TECHNIK
KWK: Stadtwerke München lassen Dampf ab
BHKW: Wasserstoffinfrastruktur an Hochschule komplett
STADTWERKE: Neues Self-Assessment soll Stadtwerken Orientierung geben
VERTRIEB: Großstädte halten Frist für Wärmeplanung ein
UNTERNEHMEN
BILANZ: Stadtwerke Münster „operativ sehr gut unterwegs“
BILANZ: Stadtwerke Duisburg stabil im Kerngeschäft
STROMSPEICHER: Neuer Stromspeicher für KMU
H2-PREISINDEX: Gestehungskosten weiter leicht gesunken
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: Entspannung im Golf lässt Preise fallen
TOP-THEMA
BWP sieht Wärmewende in Gefahr
Installation einer Wärmepumpe. Quelle: Shutterstock / JPC-PROD
WäRME.
Die Wärmepumpe gewinnt am Heizungsmarkt wieder an Dynamik. Politische Entscheidungen könnten den Aufwärtstrend jedoch bremsen und Investitionen verzögern.
Der Bundesverband Wärmepumpe (BWP) warnt vor Rückschlägen für die Wärmewende. Bei einem Pressegespräch am 15. Juni in Berlin kritisierte der Verband sowohl das geplante Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) als auch die Diskussionen über Änderungen an der Heizungsförderung. Nach Einschätzung der Branche drohen das geplante GModG und die Unsicherheit über die künftige Förderung den Marktaufschwung bei Wärmepumpen zu bremsen.
Nach erheblichen Schwankungen in den vergangenen Jahren zeigen die Absatzzahlen für Heizungswärmepumpen wieder nach oben. Der BWP sieht darin ein Signal für eine beginnende Stabilisierung. Umso wichtiger seien nun verlässliche politische Rahmenbedingungen, damit Verbraucherinnen und Verbraucher Investitionsentscheidungen nicht erneut verschieben.
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| Die Entwicklung bei Heizungswärmepumpen im Markt (zum Vergrößern bitte auf die Grafik klicken) Quelle: BDH / BWP |
Der BWP sieht in politischen Debatten einen wesentlichen Einflussfaktor für die Nachfrage nach Wärmepumpen. Diskussionen über Gesetze und Förderbedingungen hätten bereits in der Vergangenheit viele Hauseigentümer verunsichert.
BWP-Geschäftsführer Martin Sabel betonte die Bedeutung verlässlicher Rahmenbedingungen für langfristige Investitionen in neue Heizungen. „Es wurde viel investiert in Produktionsanlagen und in Schulungen“, erklärte Sabel auf dem Pressetermin. Die Betriebe der Heizungsindustrie hätten sich fit gemacht auf den Wechsel zur Wärmepumpe. „Dieser Trend muss jetzt unbedingt forteführt werden.“
Kritik am Gebäudemodernisierungsgesetz
Besonders kritisch bewertet der Verband den Entwurf des GModG, der derzeit im parlamentarischen Verfahren beraten wird. Sabel sagte mit Blick auf die aktuelle Entwurfsfassung: „Das aktuelle GModG ist aus unserer Sicht eher ein Rückschritt, was Klimaschutz und Energieunabhängigkeit angeht. Das Ambitionsniveau hat stark nachgelassen.“ Die vorgesehene Ausrichtung auf die Biotreppe − also steigende Vorgaben für den Einsatz von Biomasse und anderen erneuerbaren Energieträgern in Heizungen − lenke den Fokus von wirksamen Maßnahmen zur Dekarbonisierung des Gebäudesektors ab, argumentiert der Verband. Investitionen in Wärmepumpen stärkten dagegen die heimische Heizungsindustrie und reduzierten zugleich die Abhängigkeit von Gas- und Ölimporten.
Der BWP fordert zudem mehr Klarheit für Verbraucher. Hauseigentümer müssten erkennen können, welche Anforderungen während der gesamten Lebensdauer einer neuen Heizung gelten. Der Verband spricht sich deshalb für eine deutlichere Verankerung des Ziels der Klimaneutralität im Gesetz aus. Kritik übt er außerdem an den vorgesehenen Regelungen für Hybridheizungen. Wärmepumpen dürften nicht lediglich als Ergänzung zu neuen Gas- oder Ölheizungen dienen, ohne einen wesentlichen Beitrag zur Nutzung erneuerbarer Energien zu leisten. Der Verband fordert deshalb Vorgaben für die Auslegung solcher Systeme.
Aus Sicht des BWP dorhtdas Gesetz zentrale Ziele der Wärmewende zu verfehlen. „Die Bundesregierung riskiert mit dem Gebäudemodernisierungsgesetz große Rückschritte in der Wärmewende“, sagte Sabel. Die im Gesetzentwurf vorgesehene Ausgestaltung könne Hauseigentümer verunsichern und Investitionen in neue Heizungen verzögern. Zudem dürften Wärmepumpen in Hybridheizungen nicht „als Feigenblatt missbraucht werden, um eine fossile Heizung grün zu rechnen“, so der BWP-Geschäftsführer.
Förderung bleibt Streitpunkt
Zudem sorgt die Zukunft der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) für Diskussionen in der Branche. Zwar hatten sich die Regierungsfraktionen darauf verständigt, die Heizungsförderung mindestens bis 2029 fortzuführen. Der BWP befürchtet jedoch, dass die anstehenden Haushaltsberatungen erneut Zweifel an der langfristigen Finanzierung auslösen könnten.
Der Verband verweist auf die wirtschaftliche Bedeutung der Förderung. Nach seinen Angaben löst jeder eingesetzte Förder-Euro ein Vielfaches an privaten Investitionen aus. Davon profitierten Hersteller, Handwerksbetriebe und weitere Unternehmen entlang der Wertschöpfungskette. Gleichzeitig verweist die Branche auf die Bedeutung niedrigerer Strompreise für die Wirtschaftlichkeit von Wärmepumpen.
Auch der Wärmepumpenanbieter Octopus Energy warnt vor kurzfristigen Änderungen der Förderbedingungen. Deutschlandchef Bastian Gierull kritisiert Überlegungen, die Förderung auf Haushalte mit niedrigeren Einkommen zu begrenzen oder stärker über steuerliche Anreize statt über direkte Zuschüsse zu gewähren. Solche Vorschläge könnten neue Unsicherheit schaffen und Investitionen verzögern. Statt kurzfristiger Kurswechsel brauche der Markt verlässliche Rahmenbedingungen. Ein schrittweises Abschmelzen der Förderung hält das Unternehmen dagegen grundsätzlich für möglich.
Quelle: Shutterstock / sdf_qwe
Clinch zwischen DUH und DVGW geht in die nächste Runde
GAS. Die Deutsche Umwelthilfe wirft dem Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches vor, seinen Mitgliedern ein „irreführendes Tool“ zur Verfügung zu stellen.
Der Streit um die Erfassung von Methanemissionen in der Gasinfrastruktur in Deutschland geht weiter. Die Deutsche Umwelthilfe (DUH) wirft dem Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) vor, seinen Mitgliedsunternehmen mit der Berichterstattungssoftware „Gas-Wasser-Statistik“ (Gawas) ein aus ihrer Sicht irreführendes Instrument zur Verfügung zu stellen. In einem „Offenen Brief“ an Gasnetzbetreiber will die Umweltorganisation über die „Unzulänglichkeiten“ der Software informieren.
Hintergrund ist die seit 2024 geltende EU-Methanverordnung. Sie verpflichtet Betreiber von Gasnetzen, Gasspeichern, LNG-Terminals und weiteren Anlagen dazu, ihre Methanemissionen zu erfassen und gegenüber den zuständigen Behörden zu melden. Die Anforderungen werden dabei schrittweise verschärft.
Nach Auffassung der DUH erfüllt das vom DVGW bereitgestellte Tool Gawas die Anforderungen der Verordnung in seiner derzeitigen Form nicht. Die Organisation kritisiert insbesondere die Nutzung voreingestellter Standardwerte für die Berechnung von Methanemissionen. „Die Verwendung voreingetragener Standardwerte statt eigener Messungen in der gesetzlich vorgeschriebenen Methan-Berichterstattung ist rechtswidrig“, so Sascha Müller-Kraenner, Bundesgeschäftsführer der DUH.
Die DUH hatte DVGW-Präsident Gerald Linke nach eigenen Angaben daher in einem Schreiben aufgefordert, das Tool nachzubessern und die Mitgliedsunternehmen über die rechtlichen Anforderungen entsprechend zu informieren. „In seiner Antwort vom 9. Juni 2026 erkennt der DVGW die grundsätzliche Notwendigkeit eigener Messungen an und stellt eine Überarbeitung des Tools in Aussicht“, heißt es von der DUH.
Die Kritik bezieht sich auf eine Anfang Mai veröffentlichte Untersuchung der DUH. Darin hatte die Umweltorganisation die Methanberichte von rund 800 Betreibern von Öl- und Gasinfrastruktur ausgewertet. Nach Angaben der DUH haben für das Berichtsjahr 2025 lediglich sieben Unternehmen tatsächlich Messungen an ihrer eigenen Infrastruktur dokumentiert. Rund die Hälfte der Betreiber habe dagegen überhaupt keine Messungen durchgeführt.
Der DVGW weist die Vorwürfe der DUH hingegen zurück. Am 10. Juni hatte der Verband erklärt, die Berichterstattung der Netzbetreiber sei rechtskonform erfolgt. Die im Tool Gawas hinterlegten spezifischen Emissionsfaktoren seien mit den Vorgaben der EU-Methanverordnung vereinbar. Die Verordnung sehe ausdrücklich vor, dass Betreiber auf solche Faktoren zurückgreifen können, wenn direkte Messungen technisch nicht möglich, unverhältnismäßig oder nicht zugänglich seien.
Nach Angaben des DVGW beruhen die verwendeten Emissionsfaktoren im Tool Gawas auf umfangreichen Messkampagnen. Zwischen 2019 und 2024 seien mehr als 1.500 Messungen an Gasanlagen und Gasverteilnetzen durchgeführt worden. Die daraus abgeleiteten Werte seien repräsentativ und könnten für die Berichterstattung genutzt werden. Zudem diene Gawas als Hilfswerkzeug, um Meldedaten wie Leitungslängen, Betriebsdrücke und Methanleckraten einheitlich zu erfassen.
Eine Annäherung der Positionen zeichnet sich bislang nicht ab. Mit dem offenen Brief der DUH geht die Auseinandersetzung zwischen Umweltorganisation und Branchenverband nun in die nächste Runde.
Der „Offene Brief“ kann auf der Internetseite der DUH heruntergeladen werden.
Erneuerbaren-Branche fordert Bestandsschutz bei Netzentgelten
Quelle: Shutterstock / Penofoto
STROMNETZ. Ein Bündnis von Erneuerbaren-Unternehmen spricht sich gegen die Einführung von Einspeisenetzentgelten im Rahmen des AgNes-Prozesses aus. Sie setzen auf Baukostenzuschüsse.
Ein breites Bündnis von 18 Unternehmen aus der Erneuerbaren-Branche – Projektierer, Hersteller, Banken – ist gegen die Einführung von Einspeisenetzentgelten. Diese seien „aufgrund fehlender Kalkulierbarkeit grundsätzlich ungeeignet“, heißt es in einem gemeinsamen Appell. Sie fordern von der Bundesnetzagentur einen Vertrauensschutz für bestehende und bereits geplante Projekte bei der künftigen Ausgestaltung der Netzentgeltsystematik.
In dem Positionspapier sprechen sich unter anderem Branchenschwergewichte wie RWE, Enercon und Orsted, aber auch die Trianel oder der Windkrafthersteller Vestas, gegen die Einführung von Einspeisenetzentgelten aus. Diese würden die Finanzierung neuer Projekte erschweren, Investitionen gefährden und den Ausbau erneuerbarer Energien bremsen.
Grund für den Appell ist der laufende Prozess zur Entwicklung einer Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes). Die Bundesnetzagentur prüft dabei verschiedene Modelle für die Finanzierung der Stromnetze nach dem Auslaufen der bisherigen Stromnetzentgeltverordnung Ende 2028. Diskutiert werden unter anderem dynamische sowie statische Einspeisenetzentgelte. Diese sollen dazu beitragen, Netzkosten verursachungsgerechter zu verteilen.
Die Unternehmen lehnen vor allem dynamische Einspeisenetzentgelte ab. Diese seien über die Laufzeit von Wind- und Solarparks nicht kalkulierbar, da ihre Höhe von der zukünftigen Entwicklung des Stromnetzes, des Verbrauchs und der Erzeugungsstruktur abhänge. Projektierer und Investoren müssten deshalb mit hohen Risikoaufschlägen kalkulieren.
Nach Einschätzung der Unternehmen würde dies die Finanzierungskosten erhöhen und die Realisierung neuer Projekte erschweren. Banken hätten keine verlässliche Grundlage mehr für ihre Kreditentscheidungen. In der Folge könnten Stromgestehungskosten steigen und Ausschreibungen für erneuerbare Energien teurer werden.
Auch „statische Einspeisenetzentgelte“ in Form von Kapazitätsentgelten sehen die Unterzeichner kritisch. Solche Entgelte würden unabhängig von der tatsächlichen Stromproduktion erhoben und könnten insbesondere Windenergieanlagen in Süddeutschland benachteiligen.
Zudem befürchtet die Branche steigende Systemkosten, weil Projektentwickler die zusätzlichen Belastungen in ihre Gebote bei Ausschreibungen einpreisen müssten. Nach Ansicht der Unternehmen würden Einspeisenetzentgelte insgesamt die Wettbewerbsfähigkeit heimischer Stromerzeugung gegenüber Anlagen in Nachbarstaaten schwächen und Investitionen ins Ausland verlagern.
Als Alternative schlagen die Unternehmen Baukostenzuschüsse vor. „Baukostenzuschüsse sind hingegen als Einmalzahlung gut kalkulierbar und leisten einen Beitrag zur Netzfinanzierung“, heißt es. Gleichzeitig könnten sie Anreize für eine netzdienliche Standortwahl und eine effiziente Dimensionierung von Netzanschlüssen schaffen. Baukostenzuschüsse würden zudem einen Beitrag zur Finanzierung des Netzausbaus leisten, ohne die Wirtschaftlichkeit von Projekten über deren gesamte Laufzeit zu belasten.
Besonderen Nachdruck legt das Bündnis auf den Schutz bereits geplanter und bestehender Projekte. Für Anlagen mit Zuschlag in Ausschreibungen sowie für Projekte in Umsetzung müsse ein umfassender Vertrauensschutz gelten. Investitionsentscheidungen seien auf Basis der zum Zeitpunkt der Gebotsabgabe geltenden Rahmenbedingungen getroffen worden.
Nachträglich eingeführte Netzentgelte würden die Kalkulationen entwerten und könnten zusätzliche Eigenkapitalanforderungen sowie Finanzierungslücken auslösen. Dies würde das Vertrauen in die Verlässlichkeit des regulatorischen Rahmens beeinträchtigen.
Die Unternehmen fordern deshalb, dass alle Projekte, die vor einer endgültigen Festlegung der neuen Netzentgeltsystematik an Ausschreibungen teilgenommen haben, von neuen Einspeiseentgelten ausgenommen werden.
Das Papier „Vertrauensschutz und Investitionssicherheit mit künftiger Netzentgeltsystematik sicherstellen“ kann unter anderem auf der Internetseite von RWE heruntergeladen werden.
Deutschlands Klimapfad führt nicht bis zum Ziel
Quelle: Shutterstock / Black Salmon
KLIMASCHUTZ. Die Treibhausgas-Projektionen des Öko-Instituts zeigen: Mit den bislang beschlossenen Maßnahmen sinken Deutschlands Emissionen zwar weiter. Zentrale Klimaziele aber werden verfehlt.
Deutschland wird seine Klimaziele mit den bislang beschlossenen und umgesetzten Maßnahmen voraussichtlich nicht erreichen. Das zeigt der Projektionsbericht 2026, den das Öko-Institut gemeinsam mit mehreren Forschungseinrichtungen im Auftrag des Umweltbundesamtes erstellt hat.
Bis 2030 sinken die Treibhausgasemissionen demnach zwar gegenüber 1990 um 62,6 Prozent. Das im Bundes-Klimaschutzgesetz (KSG) festgelegte Ziel von 65 Prozent wird damit aber knapp verfehlt. Die für 2045 angestrebte Netto-Treibhausgasneutralität verpasst Deutschland mit den bislang beschlossenen Maßnahmen sogar deutlich: Eine Minderung von nur 83 Prozent prognostiziert der Bericht für das Zieljahr.
Konkret: Die Gesamtemissionen ohne Landnutzung, Landnutzungsänderung und Forstwirtschaft (LULUCF) gehen den Forschenden zufolge von 649,8 Millionen Tonnen CO2-Äquivalenten im Jahr 2024 auf 468,4 Millionen Tonnen im Jahr 2030 zurück. Für 2045 werden immer noch 212,5 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente ausgewiesen.
Musterschüler Energiewirtschaft
Als wichtigste Treiber der Emissionsminderung nennt die Studie den Ausbau erneuerbarer Energien, Effizienzsteigerungen und Energieeinsparungen. So berechnen die Autoren den Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch im Jahr 2030 mit rund 79 Prozent. Gleichzeitig sinken die Emissionen der Energiewirtschaft bis 2030 auf 94,2 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente und damit um mehr als die Hälfte gegenüber 2024. Allerdings: Das für 2030 gesteckte Ziel eines Erneuerbaren-Anteils am Strommix von 80 Prozent wird auch hier knapp verfehlt.
Die größten Defizite sehen die Autoren im Verkehrs- und Gebäudesektor. Im Verkehr summiert sich die Zielverfehlung bis 2030 auf rund 187 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente. Auch werden für 2030 lediglich sieben Millionen batterieelektrische Pkw prognostiziert. Das liegt deutlich unter der politischen Zielmarke von 15 Millionen Fahrzeugen.
Im Gebäudesektor bleibt bis 2030 eine Lücke von 110 Millionen Tonnen CO2-Äquivalenten gegenüber dem Klimaschutzpfad bestehen. Die (potenziellen) Auswirkungen von Gebäudemodernisierungsgesetz und der Bundesförderung für effiziente Gebäude bewertet die Studie dabei positiv.
Die Industrie wird nach den Projektionen bereits ab etwa 2028 zum größten Emittenten Deutschlands und bleibt auch langfristig der emissionsstärkste Sektor. Gleichwohl sinken die Emissionen der Industrie bis 2030 um rund 60 Prozent. Das Instrument, das den Studienautoren zufolge den größten Beitrag zur Emissionsminderung leistet, ist der EU-Emissionshandel.
Besonders kritisch bewertet der Bericht die Entwicklung im LULUCF-Sektor. Die Landwirtschaft unterschreite zwar die Jahresemissionsmengen bis 2030. Geringere Mengen ausgebrachten Stickstoffs und die Verbesserung der Stickstoffeffizienz führten zu sinkenden Emissionen. Langfristig jedoch würden die Emissionen der Landwirtschaft deutlich langsamer sinken als in anderen Sektoren. Der Sektor werde damit zur zweitgrößten Emissionsquelle.
Die vollständige Studie „Treibhausgasprojektionen 2026 für Deutschland“, an der neben dem Ökoinstitut auch das Fraunhofer ISI, IREES, Prognos, M-Five, FfE und das Thünen-Institut beteiligt waren, ist im Internet abrufbar.
Einkauf wird zum strategischen Treiber der Energiewende
Quelle: Fotolia.com, alphaspirit
STUDIEN. Hohe Investitionen in die Netzinfrastruktur, steigende Kosten und Lieferengpässe stärken laut einer Horvath-Studie die strategische Rolle des Einkaufs in Energieunternehmen.
Der Einkauf entwickelt sich in der Energiewirtschaft zunehmend von einer reinen Beschaffungsfunktion zu einem internen strategischen Partner bei Investitionsentscheidungen. Hintergrund sind umfangreiche Investitionsprogramme für die Energiewende, steigende Kosten und zunehmende Engpässe auf den Beschaffungsmärkten. Zu diesem Ergebnis kommt die Studie „Der Einkauf als Enabler der Energiewende“ der Managementberatung Horvath.
Besonders im Fokus steht dabei die Netzinfrastruktur. Nach Angaben der Studie entfällt bei 57 Prozent der befragten Unternehmen der größte Teil der geplanten Investitionen auf den Ausbau und die Modernisierung der Netze. Damit liegt dieser Bereich deutlich vor Investitionen in die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, die von 30 Prozent der Unternehmen als wichtigster CAPEX-Schwerpunkt genannt werden. Die Netzinfrastruktur nehme damit eine Schlüsselrolle ein, da hier sowohl der Investitionsbedarf als auch die Anforderungen an die Beschaffung am größten seien.
Gleichzeitig rechnen viele Unternehmen mit steigenden Kosten. Die detaillierten Ergebnisse zeigen, dass gerade die für den Netzausbau relevanten Warengruppen unter besonderem Kostendruck stehen. So erwarten 81 Prozent der Unternehmen Kostensteigerungen von mindestens drei Prozent in der Elektro-, Netz- und Automatisierungstechnik. Fast die Hälfte rechnet dort sogar mit Preissteigerungen zwischen fünf und zehn Prozent.
Neben den Kosten sehen die Unternehmen weitere Herausforderungen bei der Umsetzung ihrer Investitionsprogramme. Die Mehrheit erwartet Kapazitätsengpässe bei Lieferanten. Nach den CAPEX-Auswertungen der Studie betrachten 80 Prozent der Befragten fehlende Lieferkapazitäten als größte Herausforderung bei Investitionsprojekten. Zudem nennen 52 Prozent einen Mangel an qualifizierten Lieferanten, 40 Prozent lange Genehmigungsverfahren. Die Berater weisen darauf hin, dass der parallele Investitionshochlauf vieler Unternehmen den Wettbewerb um verfügbare Kapazitäten zusätzlich verschärft.
Kostensteigerungen von mindestens drei Prozent
Vor diesem Hintergrund gewinnt der strategische Einkauf an Bedeutung. 76 Prozent der befragten Einkaufsverantwortlichen nennen das Warengruppenmanagement als wichtigste Priorität. Für 72 Prozent steht dabei die Kostenoptimierung im Mittelpunkt. Der Einkauf werde deshalb zunehmend frühzeitig in Bedarfs- und Investitionsentscheidungen eingebunden.
Mehr als die Hälfte der Befragten betrachtet die Einkaufsabteilung bereits als wichtigen Business-Partner. Rund ein Viertel sieht sie sogar als strategischen Partner, der Unternehmens- und Investitionsstrategien aktiv mitgestaltet. „Der Einkauf sitzt in Energieunternehmen immer häufiger bei unternehmerischen Kernentscheidungen mit am Tisch“, erklärte Sven Auert, Partner bei Horvath.
Unterschiede zeigt die Studie zwischen kleineren und größeren Unternehmen. Während größere Versorger den Schwerpunkt stärker auf strategische Aufgaben wie Warengruppenmanagement, Ausschreibungen und Verhandlungen legen, ist bei kleineren Unternehmen die Verteilung zwischen strategischem und operativem Einkauf ausgeglichener.
Auch bei der Digitalisierung fällt das Bild unterschiedlich aus. Nach den Studienergebnissen automatisieren 67 Prozent der kleineren Unternehmen weniger als ein Fünftel ihrer Bestellungen. Dagegen erreichen 77 Prozent der größeren Unternehmen einen Automatisierungsgrad von mindestens 60 Prozent. Digitale Lösungen werden vor allem im operativen Bestellwesen eingesetzt, während strategische Einkaufsprozesse bislang seltener digital unterstützt werden.
Beim Thema Nachhaltigkeit sehen die Autoren ebenfalls Nachholbedarf. Zwar haben 79 Prozent der Unternehmen Nachhaltigkeitskriterien in Ausschreibungen und Verträgen verankert. Allerdings überwacht nur etwa ein Viertel deren Einhaltung mithilfe von Kennzahlen. Insbesondere die Reduktion von CO2-Emissionen in der Lieferkette und soziale Standards würden bislang nur selten systematisch gesteuert.
Für die Studie „Einkauf bei Energieversorgern 2025/2026“ befragte Horvath insgesamt 31 Energieversorger aus Deutschland, Österreich, der Schweiz, Schweden und Finnland. Die teilnehmenden Unternehmen repräsentieren nach Angaben der Beratung einen Gesamtumsatz von rund 210 Milliarden Euro sowie ein Einkaufsvolumen von 24,7 Milliarden Euro.
Die Studie kann über die Internetseite von Horvath angefordert werden.
Gebäude der Bundesnetzagentur in Bonn. Quelle: Bundesnetzagentur
Bundesnetzagentur konsultiert Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff
REGULIERUNG. Die Bundesnetzagentur hat die Konsultation zum zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff gestartet. Stellungnahmen sind bis 10. Juli möglich.
Die Bundesnetzagentur hat die Konsultation zum zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) Gas und Wasserstoff 2025 bis 2037/2045 eröffnet. Der von den Fernleitungsnetzbetreibern und den regulierten Wasserstofftransportnetzbetreibern vorgelegte Ausbauplan beschreibt die Entwicklung der Gas- und Wasserstoffinfrastruktur bis 2037 und soll eine Grundlage für die weitere Transformation des Energiesystems bilden.
Nach Angaben der Behörde berücksichtigt der Entwurf unterschiedliche Entwicklungspfade für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft. Grundlage ist der bereits genehmigte Szenariorahmen.
„Der verzögerte Markthochlauf von Wasserstoff ist eine Herausforderung. Dennoch ist der Ausbau eines Wasserstofftransportnetzes unverzichtbar für ein klimaneutrales Energiesystem“, lässt sich Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, in einer Mitteilung zitieren. „Nur mit einer entsprechenden Infrastruktur können wir die notwendigen Mengen an Wasserstoff transportieren. So verbinden wir Angebot und Nachfrage. Der Netzbau für Wasserstoff muss daher weiter vorangetrieben werden, um die Grundlagen für eine Wasserstoffwirtschaft der Zukunft zu schaffen.“
Wasserstoffnetz bleibt auf Kernnetzniveau
Der Ausbauvorschlag sieht bis ins Jahr 2037 ein Wasserstofftransportnetz mit einer Länge von 9.241 Kilometern vor. Damit liegt der Umfang nur geringfügig über dem bereits genehmigten Wasserstoff-Kernnetz mit 9.040 Kilometern. Die Netzbetreiber veranschlagen die Kosten der vorgesehenen Wasserstoffmaßnahmen auf 24,3 Milliarden Euro.
Nach Auffassung der Bundesnetzagentur bleibt der Ausbau der Infrastruktur eine Voraussetzung für die Entwicklung eines Wasserstoffmarktes. Transportnetze sollen künftig Produktionsstandorte, Importpunkte und industrielle Verbrauchszentren miteinander verbinden. Der Netzausbau soll damit die Voraussetzungen schaffen, Angebot und Nachfrage räumlich zusammenzuführen.
Erdgasbedarf sinkt langfristig
Für das Erdgasnetz enthält der Entwurf überwiegend Maßnahmen, die bereits im Netzentwicklungsplan Gas 2022 bis 2032 bestätigt worden waren. Die Netzbetreiber gehen davon aus, dass der Transportbedarf für Erdgas im Zuge der Dekarbonisierung langfristig zurückgeht.
Dadurch könnten bestehende Erdgasleitungen schrittweise für den Transport von Wasserstoff umgestellt werden. Gleichzeitig rechnen die Netzbetreiber damit, dass kurzfristig weiterhin Investitionen für die Versorgung von Kraftwerken und Industrie erforderlich sein können. Für das Erdgasnetz sieht der Entwurf Maßnahmen mit einer Gesamtlänge von rund 672 Kilometern vor. Die Investitionskosten beziffern die Netzbetreiber auf 2,9 Milliarden Euro.
Die Konsultationsfrist endet am 10. Juli 2026. Unter bundesnetzagentur.de/gasnetzentwicklung können Stellungnahmen eingereicht werden.
Wärtsilä stellt Speichersparte neu auf
Quelle: Jonas Rosenberger
STROMSPEICHER. Der Markt für Batteriespeicher konsolidiert sich weiter. Ein neues Joint Venture soll das globale Speichergeschäft von Wärtsilä stärken und neu ausrichten.
Wärtsilä will sein weltweites Geschäft mit Batteriespeichern in ein Gemeinschaftsunternehmen mit der deutschen RCT Solutions GmbH einbringen. Wie der finnische Technologiekonzern in einer Mitteilung am 15. Juni bekannt gibt, sollen beide Partner jeweils 50 Prozent an dem Joint Venture halten. Der Abschluss der Transaktion ist für das dritte Quartal 2026 vorgesehen, sofern die zuständigen Behörden zustimmen und die Finanzierung gesichert wird.
Wärtsilä mit Hauptsitz in Helsinki entwickelt Technologien und Dienstleistungen für die Schifffahrts- und Energiewirtschaft. Das Unternehmen beschäftigt weltweit rund 17.900 Mitarbeitende in 78 Ländern und erzielte 2025 einen Umsatz von 6,9 Milliarden Euro. Im Energiebereich bietet Wärtsilä unter anderem Batteriespeichersysteme für Versorger und Netzbetreiber an.
Speichersparte wechselt ins Joint Venture
Die künftig gemeinsam geführte Sparte umfasst das bisher separat ausgewiesene Geschäftsfeld „Energy Storage“ von Wärtsilä. Dieses Segment beschäftigt weltweit rund 480 Beschäftigte. Im Jahr 2025 erwirtschaftete es einen Umsatz von 694 Millionen Euro und eine operative Marge von 3,3 Prozent. Gemessen an der Größe des Gesamtkonzerns handelt es sich um die kleinste Geschäftseinheit von Wärtsilä.
RCT Solutions mit Sitz in Konstanz am Bodensee (Baden-Württemberg) ist ein 2012 gegründetes Ingenieurunternehmen, das sich auf Solar- und Batteriespeichersysteme spezialisiert hat. Das Unternehmen verfügt laut Wärtsilä über internationale Erfahrung bei der Planung und Umsetzung von Produktionsstätten für Batterien und Solartechnik. Zudem arbeitet eine Gesellschaft der RCT-Gruppe bereits seit mehreren Jahren als wichtiger Zulieferer für das Speichergeschäft von Wärtsilä.
Nach Angaben der Finnen soll das Gemeinschaftsunternehmen die Stärken beider Seiten bündeln. Wärtsilä bringt seine Speichertechnologie, bestehende Kundenbeziehungen und Projekterfahrung ein. RCT Solutions steuert Engineering-Know-how, Kenntnisse globaler Lieferketten sowie Erfahrungen bei der vertikalen Integration von Wertschöpfungsketten bei.
Zum Portfolio des Joint Ventures gehören netzdienliche Batteriespeichersysteme im Versorgermaßstab. Das Angebot umfasst nach Unternehmensangaben Hardware, Steuerungs- und Optimierungssoftware sowie Serviceleistungen über den gesamten Lebenszyklus der Anlagen hinweg. Zielgruppe sind vor allem Energieversorger, Netzbetreiber und Projektentwickler.
Folgen für die Berichterstattung
Mit der Vereinbarung verändert Wärtsilä auch seine Konzernstruktur. Bereits im zweiten Quartal 2026 soll die Wärtsilä-Sparte „Energy Storage“ nicht mehr als eigenständiges Berichtssegment geführt werden. Die bisherigen Finanzziele für diesen Bereich entfallen, zudem setzt das Unternehmen seine Nachfrageprognosen für das Geschäftsfeld aus.
Für das laufende Jahr erwartet Wärtsilä Belastungen aus der Neuaufstellung. Das Joint Venture dürfte 2026 aufgrund eines zuletzt schwachen Auftragseingangs und verschiedener Transformationsmaßnahmen zunächst Verluste schreiben. Die Auswirkungen auf das operative Ergebnis des Konzerns beziffert Wärtsilä auf 40 bis 50 Millionen Euro. Gegen Ende des Jahres 2027 soll die neue Gesellschaft nach Unternehmensangaben jedoch positive Ergebnisse erzielen.
App für Stromengpässe kommt nach Niedersachsen
Die StromGedacht-App von Transnet BW. Quelle: Transnet BW
STROM. Die App „StromGedacht“ wird bislang in Baden-Württemberg eingesetzt. Künftig wird sie auch im Netzgebiet von EWE Netz Verbraucher über die aktuelle Netzsituation informieren.
Das Anwendungsgebiet der App „StromGedacht“ wird auf das Verteilnetz erweitert. Der Übertragungsnetzbetreiber Transnet BW mit Sitz in Stuttgart hat die App entwickelt. Nun wurde mit dem niedersächsischen Verteilnetzbetreiber EWE Netz eine Kooperation vereinbart, um die Anwendung künftig auch im Netzgebiet von EWE Netz anzubieten, teilten die Unternehmen mit.
Die kostenlose App soll dort ab Herbst dieses Jahres verfügbar sein. In Baden-Württemberg wurde „StromGedacht“ seit seiner Einführung im Jahr 2022 rund 354.000-mal aus den App-Stores heruntergeladen. Mit der Zusammenarbeit wird das ursprünglich für die Übertragungsnetzebene entwickelte Konzept erstmals auf die Ebene eines Verteilnetzbetreibers übertragen.
Nutzer erhalten über eine Ampellogik (Supergrün – Grün – Orange/Rot) Informationen über die aktuelle und prognostizierte Situation im Stromnetz und können ihren Stromverbrauch entsprechend anpassen. Ziel ist es, Lastspitzen zu vermeiden und die Netzstabilität zu unterstützen.
Die App wurde von Transnet BW vor etwa fünf Jahren eingeführt. Hintergrund waren die zunehmenden Herausforderungen bei der Netzführung durch den wachsenden Anteil von Wind- und Solarstrom, heißt es in der Mitteilung. Die App informiert Verbraucherinnen und Verbraucher über die aktuelle Netzsituation und sendet bei Bedarf Push-Nachrichten.
Bei einer grünen Anzeige beispielsweise kann der Anwender Strom wie üblich nutzen. Bei einer roten Anzeige werden Verbraucher hingegen aufgefordert, ihren Stromverbrauch möglichst zu reduzieren oder zu vermeiden, um Strommangel zu vermeiden.
„Die Erweiterung von StromGedacht auf das Netzgebiet von EWE Netz ist ein großer Erfolg für unsere Energiewende-App“, sagt Werner Götz, Vorsitzender der Geschäftsführung von Transnet BW. Die Menschen in Niedersachsen erhielten damit die Möglichkeit, die Systemstabilität auf Verteilnetzebene freiwillig zu unterstützen.
Das Netzgebiet von EWE Netz gehört zur Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers Tennet und versorgt mehr als zwei Millionen Menschen mit Strom. Es umfasst mehr als 20.000 Kilometer Mittelspannungs- sowie über 60.000 Kilometer Niederspannungsleitungen. Für EWE Netz steht die stärkere Einbindung der Verbraucher in die Energiewende im Mittelpunkt. Die App soll Transparenz über die aktuelle Netzsituation schaffen und es Kunden ermöglichen, ihren Stromverbrauch gezielt an die Verfügbarkeit erneuerbarer Energien anzupassen.
Digitale Anwendungen wie „StromGedacht“ sollen dazu beitragen, Erzeugung und Verbrauch besser aufeinander abzustimmen, ohne auf verpflichtende Eingriffe zurückzugreifen. Stattdessen setzt das Konzept auf Information und freiwillige Verhaltensanpassungen.
Neben der App hat Transnet BW in den vergangenen Jahren weitere Funktionen entwickelt. Dazu zählt unter anderem eine kostenfreie Programmierschnittstelle (API), über die das Strom-Gedacht-Signal in Smart-Home-Anwendungen oder gewerbliche Prozesse integriert werden kann. Auch Vorschläge aus der Nutzergemeinschaft flossen in die Weiterentwicklung ein.
Mit der Ausweitung nach Niedersachsen verlässt „StromGedacht“ erstmals die ursprüngliche Regelzone von Transnet BW. Für die Netzbranche dürfte die Kooperation ein wichtiger Praxistest sein, ob sich freiwillige Verbrauchssteuerung auch auf Ebene der Verteilnetze als Instrument zur Unterstützung eines zunehmend erneuerbaren und dezentralen Energiesystems etablieren kann.
Durchschnittlicher Erdgaspreis bis Mai 2026
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 |
Der durchschnittliche Preis für Erdgas in Europa hat sich im Zeitraum von Januar 2017 bis Mai 2026 wechselhaft entwickelt. Die Preisangaben beziehen sich auf den virtuellen Handelspunkt im niederländischen Gasnetz (Title Transfer Facility, TTF). Im Mai 2026 belief sich dort der durchschnittliche Preis von einer Million British thermal units Erdgas auf 16,17 US-Dollar. Die Daten stammen von Weltbank, Bloomberg und Energy Intelligence.
Quelle: Shutterstock/Suwin
Stadtwerke München lassen Dampf ab
KWK. Beim Heizkraftwerk Süd der SWM geht es derzeit voran: Nach dem Anschluss eines Wärmespeichers wird jetzt eine neue Gas- und Dampfturbine erprobt.
Die Stadtwerke München nehmen derzeit nach eigenen Angaben die neue Gas- und Dampfturbinen-Anlage 1 (GuD1) des Heizkraftwerks Süd in Betrieb. Nachdem alle wesentlichen Bauteile installiert worden sind, erfolgte demnach vor wenigen Tagen das „First Fire“, also das erste Zünden der Anlage.
Bevor sie in den Regelbetrieb gehen kann, müssen die kilometerlangen Rohrleitungen gereinigt werden – mit dem „Dampfausblasen“. Diese Reinigung erfolgt mit reinem Wasser. Die Dampfleitungen aber müssen zusätzlich einer besonderen Prozedur unterzogen werden, um auch letzte, stabilere Anhaftungen vom Schweißen der Stahlrohre zu entfernen. Dafür wird mehrfach Wasserdampf mit mehr als 150 Metern pro Sekunde durch die Rohre geblasen.
Hat der Dampf die Rohre passiert, wird er über einen großen Schalldämpfer ins Freie geleitet. Dieser fängt auch die „abgeblasenen“ Anhaftungen ab. Das Ausblasen der Rohrleitungen dauert voraussichtlich bis Mitte August. In dieser Zeit werden tagsüber etwa zweimal am Tag, jeweils bis zu zwei Stunden lang, unübersehbare Dampfwolken über dem HKW Süd aufsteigen.
Die neue GuD-Anlage ist Bestandteil eines Dekarbonisierungsprogramms für das HKW Süd. Der Standort, der auch schon Steinkohle und Müll verfeuert hat, soll schrittweise von fossilem Erdgas auf klimaneutrale Geothermie sowie Biomethan und Wasserstoff umstellen. Seit 2021 speist die größte Geothermie-Anlage Deutschlands Wärme für rechnerisch 80.000 Haushalte ein.
Bis Jahresende solle die Inbetriebsetzung „weitestgehend abgeschlossen“ sein und die „GuD1-Süd“ Strom und Fernwärme in das Münchner Netz einspeisen, kündigen die SWM an. Erst vor wenigen Tagen hatten sie bekanntgegeben, dass am selben „Energiestandort“ ein Wärmespeicher mit brutto 57.000 Kubikmetern Fernwärmewasser-Kapazität ans Fernwärmenetz ging.
Wasserstoffinfrastruktur an Hochschule komplett
Das Wasserstoff-BHKW am Prüfstand der Hochschule. Quelle: Hochschule Reutlingen
BHKW. Mit einem neuem Wasserstoff-BHKW bildet die Hochschule Reutlingen nun die gesamte Wasserstoff-Wertschöpfungskette ab. Ziel ist die Praxistauglichkeit beim Thema H2.
Die Hochschule Reutlingen hat ihre Wasserstoff-Forschungsinfrastruktur um ein wasserstoffbetriebenes Blockheizkraftwerk (BHKW) mit 50 kW elektrischer Leistung erweitert. Damit kann erstmals die gesamte Prozesskette von der Elektrolyse über Speicherung und Transport bis zur Rückverstromung und Wärmenutzung in einem integrierten System untersucht werden. Im Fokus stehen dabei Forschungsfragen zum Zusammenspiel der einzelnen Komponenten und deren Einsatz in dezentralen Energiesystemen.
Nach Angaben der Hochschule werden Elektrolyseure, Speicher und Wasserstoffmotoren häufig getrennt voneinander entwickelt und getestet. „Viele Fragen zum praktischen Einsatz lassen sich aber erst im Zusammenspiel der einzelnen Komponenten und unter zusätzlicher Betrachtung von Speicherung und Transport des Wasserstoffs beantworten“, sagt Prof. Bernd Thomas, Leiter des Reutlinger Energiezentrums (REZ). Eine derartige Anlage in praxistauglichem Maßstab sei sowohl für Hochschulen als auch für Herstellerfirmen einzigartig.
Das neue BHKW wurde vom Unternehmen Kraftwerk dezentrale Energiesysteme GmbH aus Hannover entwickelt und der Hochschule für Forschungszwecke zur Verfügung gestellt. Die Zusammenarbeit ermöglicht Langzeituntersuchungen unter realitätsnahen Bedingungen.
Projekt ist Teil der Modellregion „Grüner Wasserstoff“
„Die Hochschule ist aufgrund ihrer kompletten Infrastruktur in der Lage, die Anlage für längere Zeiträume unter praxisnahen Randbedingungen zu betreiben“, erklärt Markus Henning, Mitglied der Geschäftsführung des Unternehmens.
Die Hochschule Reutlingen forscht seit mehreren Jahren an Wasserstofftechnologien und beteiligt sich mit den Projekten H2-Flex und H2-Grid an der baden-württembergischen Modellregion „Grüner Wasserstoff“. Ein Schwerpunkt liegt auf der Effizienz dezentraler Wasserstoffsysteme. Dabei wird nicht nur die Stromerzeugung betrachtet, sondern auch die Nutzung der entstehenden Wärme.
So kann die bei der Elektrolyse und bei der Rückverstromung anfallende Abwärme beispielsweise zur Beheizung von Gebäuden eingesetzt werden. Die Forscher untersuchen, welchen Beitrag solche Konzepte zur Verbesserung der Gesamtenergieeffizienz leisten können.
Ein weiteres Forschungsfeld ist die Flexibilität der Anlagen. Analysiert wird unter anderem, wie schnell das Wasserstoff-BHKW nach dem Start Strom und Wärme bereitstellen kann. Solche Systeme könnten künftig in Zeiten geringer Wind- und Solarstromerzeugung oder bei Stromausfällen zur Stabilisierung der Energieversorgung beitragen.
Mit der nun vollständig aufgebauten Infrastruktur verfügt die Hochschule über eine Forschungsplattform, auf der technische und betriebliche Fragestellungen entlang der gesamten Wasserstoff-Wertschöpfungskette untersucht werden können.
Neues Self-Assessment soll Stadtwerken Orientierung geben
Quelle: Jonas Rosenberger
STADTWERKE. Mit dem Online-Tool „SW.Check“ können Stadtwerke ihren Reifegrad bei Digitalisierung und Dekarbonisierung analysieren. Das Instrument entstand im Forschungsprojekt „Roadmap.SW“.
Die Anforderungen an Stadtwerke wachsen. Klimaschutz, Digitalisierung, regulatorische Vorgaben und wirtschaftlicher Druck zwingen viele Unternehmen dazu, ihre strategische Ausrichtung zu überprüfen. Vor diesem Hintergrund haben die Arbeitsgemeinschaft für sparsame Energie- und Wasserverwendung (Asew), Fraunhofer „UMSICHT“, das „FIR“ an der RWTH Aachen und die Ideenstadtwerke das Online-Self-Assessment „SW.Check“ entwickelt, teilte Asew am 15. Juni mit.
Das Instrument entstand im Rahmen des Forschungsprojekts „Roadmap.SW“ und soll Stadtwerken eine erste Einschätzung ihres Entwicklungsstands ermöglichen. Nach Angaben der Projektpartner richtet sich das kostenfreie Angebot insbesondere an Unternehmen, die ihren Status bei Digitalisierung und Dekarbonisierung systematisch erfassen möchten.
Neben klimapolitischen Vorgaben und regulatorischen Veränderungen gewinnen digitale Prozesse und neue Geschäftsmodelle an Bedeutung. Gleichzeitig erwarten Kunden, Anteilseigner und Partner eine wirtschaftlich stabile Entwicklung.
Nach Einschätzung von Stefan Schulze-Sturm, Leiter Forschungsprojekte bei der Asew, erfordert diese Situation eine strategische „Transformation der Unternehmen“. Voraussetzung dafür sei ein realistischer Blick auf den eigenen Ausgangspunkt. Hier setze „SW.Check“ an. Das Tool soll eine strukturierte Analyse des aktuellen Reifegrads ermöglichen, ohne dass zunächst externe Berater hinzugezogen werden müssen.
Drei Phasen bis zur Roadmap
Der Prozess gliedert sich in drei Schritte. Den Einstieg bildet ein Online-Self-Assessment. Anhand verschiedener Fragen ermitteln die teilnehmenden Unternehmen ihren Reifegrad in den Bereichen Digitalisierung und Dekarbonisierung.
Im Anschluss folgt ein Workshop zur Auswertung der Ergebnisse. Dabei betrachten die Beteiligten sowohl den Gesamtstatus als auch Teilbereiche einzelner Anwendungsfelder. Auf dieser Grundlage lassen sich Ziele und prioritäre Handlungsfelder definieren.
In einem dritten Schritt entwickeln die Beteiligten eine Roadmap für die Umsetzung. Dabei wählen sie Maßnahmen aus, ordnen Verantwortlichkeiten zu und legen zeitliche Meilensteine fest. Die Roadmap soll anschließend als Grundlage für die Umsetzung und Fortschrittskontrolle dienen.
Nach Angaben der Projektpartner endet der Prozess nicht mit der Analyse. Die identifizierten Maßnahmen müssten anschließend in den Unternehmen umgesetzt und kontinuierlich überprüft werden. Die Roadmap diene dabei als Leitfaden für die Weiterentwicklung der definierten Handlungsfelder.
Das Forschungsprojekt „Roadmap.SW“ wird vom Bundeswirtschaftsministerium im Rahmen des 7. Energieforschungsprogramms gefördert.
Großstädte halten Frist für Wärmeplanung ein
Quelle: Fotolia / ty
VERTRIEB. Spätestens 2028 sind alle Kommunen verpflichtet, einen Wärmeplan vorzulegen. Nicht selten kommt es vor, dass gesetzliche Fristen gerissen werden. Nicht so bei den Wärmeplänen.
Die Kommunen in Deutschland sind in Sachen Wärmeplanung auf einem guten Weg. „Die großen Kommunen in Deutschland werden es bis Mitte 2026 wirklich schaffen, ihre Wärmepläne abzuschließen. Das ist eine riesige Neuigkeit“, sagte der Leiter des Kompetenzzentrums Kommunale Wärmewende (KWW) in Halle, Robert Brückmann. Das KWW ist Teil der Deutschen Energie-Agentur.
Die insgesamt 80 Städte mit über 100.000 Einwohnerinnen und Einwohnern machen jedoch nur einen kleinen Teil aller Kommunen aus, die in den kommenden Jahren gesetzlich eine Wärmeplanung vorweisen müssen.
Der kommunale Wärmeplan wurde Anfang 2024 gesetzlich zur Pflicht. Mittelgroße und kleine Städte und Gemeinden haben bis Ende Juni 2028 Zeit, einen solchen Plan vorzulegen. Bei den mittelgroßen Kommunen sieht es laut Brückmann schon gut aus. Einige der mittelgroßen Kommunen seien „richtig weit“, sagte er. „Auch das ist eine gute Aussicht und ein wichtiger Punkt. Bis jetzt sind es schon etwa 80 Prozent der mittelgroßen Kommunen, die entweder aktiv am Wärmeplan
arbeiten oder bereits fertig sind.“
Die meisten der insgesamt rund 10.700 Gemeinden seien jedoch kleine Kommunen mit unter 10.000 Einwohnerinnen und Einwohnern, so Brückmann. „Hier ist bereits über die Hälfte schon im Prozess oder sogar fertig.“ Nach 2045 soll Wärme nicht mehr mit Erdgas und Öl produziert werden können. Einige Kommunen in Baden-Württemberg galten zu Beginn als Vorreiter in Sachen Wärmeplanung.
Energiekrisen als Treiber
Die Kommunen zeigten mit ihrer Arbeit, dass sie in der Lage sind, neue Aufgaben zu meistern, betonte Brückmann. „Es wird ganz sicher Kommunen geben, die ihre Erfahrungen aus der Wärmeplanung als Rückenwind für andere Prozesse nutzen.“
Eine treibende Kraft dafür, dass die Kommunen so gut an den Wärmeplänen arbeiten, sei die Aussicht auf Wertschöpfung. „Außerdem haben die Kommunen jetzt innerhalb von fünf Jahren zwei Energiekrisen erlebt und gemerkt, dass wir nicht nur fernes Klima schützen müssen, sondern hier und heute etwas tun müssen. Sie sehen, zu was es führen kann, wenn sie nichts tun.“
Wenn alle Kommunen ihre Planung abgeschlossen haben, rechnen Brückmann und sein Team deutschlandweit mit rund 7.000 Wärmeplänen, da sich immer wieder Kommunen zusammenschließen und gemeinsam planen. Im kommenden Jahr will das Kompetenzzentrum die Daten aus den Wärmeplänen dann sammeln und bündeln, um eine Grundlage zu schaffen, auf der neue Entscheidungen − etwa auf den Übertragungsnetzebenen für Strom − getroffen werden können.
Insgesamt gebe es nur eine „sehr kleine Anzahl von Kommunen“, die noch nicht mit dem Wärmeplan angefangen hat, sagte Brückmann. Woran das liegt, sei individuell. Ein Faktor sei, ob und wie lange es schon ein Landesgesetz zur Umsetzung des Bundeswärmeplanungsgesetzes gibt. Einzelne Kommunen seien hingegen derzeit noch personell überfordert, müssten deshalb erst einmal andere Prioritäten setzen. „Aber sie haben ja auch noch zwei Jahre Zeit.“
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
Stadtwerke Münster „operativ sehr gut unterwegs“
BILANZ. Der kommunale Versorger in Münster bilanziert für 2025 einen Überschuss von 13,7 Millionen Euro. Auch im laufenden Jahr verortet sich das Unternehmen „voll auf Kurs“.
Der große Sprung war schnell erklärt. Um 61 Prozent ist der Jahresüberschuss der Stadtwerke Münster 2025 höher ausgefallen als im Jahr zuvor. „Um das ein bisschen zu relativieren“, erinnerte Geschäftsführer Sebastian Jurczyk an einen Ende 2024 geplatzten Grundstücksverkauf. 5,3 Millionen fehlten plötzlich in der Bilanz, der Überschuss damals betrug 8,5 Millionen Euro. Für 2025 stehen 13,7 Millionen Euro zu Buche.
„Aber wir sind auch über Plan herausgekommen und sehr zufrieden mit dem Jahr“, betonte Jurczyk bei Vorstellung der Geschäftszahlen am 15. Juni. Es sei ein herausforderndes Geschäftsjahr gewesen, weil die „Gasturbine 1“ Anfang 2025 einige Monate ausgefallen sei.
Von den 13,7 Millionen Euro schütten die Stadtwerke 10,6 Millionen an ihren Gesellschafter, die Stadt Münster, aus. 6,5 Millionen sind die übliche Dividende, 4,1 Millionen fließen als Sonderdividende ins Stadtsäckel. Das Auftragsvolumen an die heimische Wirtschaft beziffert die Geschäftsführung auf 88,2 Millionen Euro – ein Plus von ungefähr 22 Prozent im Vergleich zum Jahr 2024.
„Jahrzehnt der Investitionen“
Ein Plus zeigt sich auch bei den Investitionen. „Wir haben eine Rekordsumme von knapp 60 Millionen Euro investiert“, berichtete Jurczyk. In etwa den gleichen Betrag will das Unternehmen 2026, dem Jahr seines 125. Jubiläums, in die Hand nehmen. Jurczyk spricht „von einem Jahrzehnt der Investitionen, nicht nur in der Energiewirtschaft, sondern in Deutschland“.
Das Geld dient vor allem dem Ausbau der erneuerbaren Energien sowie dem Strom-, Wärme- und Glasfasernetz. Zudem stellen die Stadtwerke ihre Busflotte weiter auf Elektrovehikel um. Zur Finanzierung der verschiedenen Projekte hat der Versorger, wie Jurczyk erläuterte, in Greenbonds und Nachrangdarlehen der Stadt „gute Finanzierungsinstrumente für uns entdeckt“. Für den Glasfaserausbau haben die Münsteraner die Telekom als Partner sowie die Investmentfirma Palladio.
Aber auch an der Kostenschraube wollen sie drehen. „Parallel haben wir in 2025 ein Effizienzprogramm ins Leben gerufen“, sagte Co-Geschäftsführer Frank Gäfgen. Das „Fit-25-Programm“ soll künftig die Kosteneffizienz im Unternehmen erhöhen.
Abschied von Verivox & Co?
Unmut erregen bei den Stadtwerken Energiediscounter. „Die Billiganbieter sind wieder aus ihren Häusern gekommen“, sagte Jurczyk. Den Wettbewerb auf Vergleichsportalen habe man insbesondere im Strombereich gespürt. Das Geschäftsmodell, auf Verivox oder Check 24 Kunden zu akquirieren, stellt er für die Stadtwerke infrage. Kunden, die man dort hole, verliere man nach zwei Jahren. „Da muss man gucken, ob das ein dauerhaftes Geschäftsmodell ist, wo man zukünftig mitspielen möchte.“
Der Stromabsatz der Stadtwerke macht im vergangenen Jahr 974 Millionen kWh aus. Das sind 15,4 Prozent weniger als 2024. Die Erdgasabgabe beträgt 2.139 Millionen kWh, minus 0,7 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Der Wärmeabsatz hingegen ist mit 549 Millionen kWh um 0,7 Prozent höher als im Vorjahr.
Ein Minus – bedingt durch den Ausfall der Gasturbine – zeigt sich bei der Stromerzeugung. 316 Millionen kWh verzeichnen die Stadtwerke für 2025, im Jahr 2024 waren es 344 Millionen kWh. Die GuD-Anlage macht an der Erzeugung im vergangenen Jahr 243 Millionen kWh aus, Windenergie 46,5 Millionen kWh, BHKW-Technik 17,3 Millionen kWh und Photovoltaik 9,7 Millionen kWh.
Busflotte zu 90 Prozent elektrisch
Was den Ausbau der Windkraft angeht, haben die Stadtwerke nach eigenen Angaben 14 weitere Anlagen genehmigt bekommen. Geplant ist, im Jahr 2030 rund 280 GWh Strom durch Wind zu erzeugen. Das Ziel werde man wahrscheinlich sogar „übererfüllen“, sagte Jurczyk.
Die Zahl der Elektrobusse im vergangenen Jahr beziffern die Stadtwerke auf 97 – ein Anteil von 80 Prozent an der Flotte. In diesem Jahr steigt die Zahl auf 107. Überdies rollen mittlerweile auch Busse von zwei Subunternehmern im Netz, die die Ladeinfrastruktur des kommunalen Versorgers nutzen. Dass Diesel im ÖPNV keine Zukunft hat, zeigt sich auch daran, dass die Stadtwerke von den vier Dieseltanks auf ihrem Betriebsgelände drei entfernt haben. „Wir werden nicht mehr in Dieseltechnologie investieren“, so Gäfgen.
Die Geschäftsentwicklung im laufenden Jahr lässt die Stadtwerke-Chefs zuversichtlich nach vorne schauen. „Wir sind operativ sehr gut unterwegs, wir sind leicht über Plan“, sagte Jurczyk. Angepeilt werde ein Jahresüberschuss von „10,X“ Millionen Euro.
| Kennzahl | 2025 | 2024 | Veränderung (in Prozent) |
| Umsatzerlöse (Mio. Euro) | 728,8 | 813,5 | - 10,5 |
| Jahresüberschuss (Mio. Euro) | 13,7 | 8,5 | 61,2 |
| Investitionen (Mio. Euro) | 59,8 | 58,2 | 2,8 |
| Eigenkapitalquote (Prozent) | 35,8 | 38,4 | - 7,3 |
Stadtwerke Duisburg stabil im Kerngeschäft
Quelle: Fotolia / Andrey Popov
BILANZ. Die Stadtwerke Duisburg haben 2025 einen deutlich geringeren Gewinn als im Jahr davor zu verzeichnen. Der Vorstandschef ist trotzdem zufrieden.
Die Stadtwerke Duisburg haben das Geschäftsjahr 2025 mit einem Gewinn von 96 Millionen Euro abgeschlossen. Die Umsatzerlöse beliefen sich auf 3,4 Milliarden Euro (2024: 4,1 Milliarden Euro). Die beiden Vorjahre seien allerdings durch Sondereffekte geprägt gewesen, insbesondere durch den Verkauf der Beteiligung an der Steag über die KSBG Kommunale Beteiligungsgesellschaft, der sich im Ergebnis von 2024 niederschlug. Damals hatte das Jahresergebnis (EAT) der Stadtwerke Duisburg AG insgesamt 251,7 Millionen Euro betragen. Die Zahlen für 2025 sieht Vorstandschef Marcus Vunic als Beleg für die wirtschaftliche Stabilität des Unternehmens im Kerngeschäft. Das Unternehmen habe seine wirtschaftlichen Ziele für das Geschäftsjahr sogar übertroffen.
Nach Unternehmensangaben entwickelte sich das Geschäft mit Privat- und Gewerbekunden positiv. Die Absatzmengen bei Strom und Gas seien gestiegen, während die Nachfrage nach Wasser und Fernwärme leicht zurückgegangen sei. Gleichzeitig seien mehrere Projekte zur Transformation der Energie- und Wärmeversorgung vorangebracht worden. Bis 2035 soll laut einer Mitteilung des Unternehmens die eigene Energieerzeugung vollständig CO2-neutral sein.
Zu den wichtigsten Vorhaben des vergangenen Jahres zählt die Inbetriebnahme einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage an der Kläranlage in Duisburg-Huckingen. Dort werde Wärme aus gereinigtem Abwasser für die Fernwärmeversorgung genutzt.
Kraftwerk soll durch mehrere kleine Anlagen ersetzt werden
Darüber hinaus haben die Stadtwerke ihre Planungen für den Standort Wanheim vorgestellt. Er soll bis zum Ende des Jahrzehnts grundlegend umgebaut werden. Dort soll ein Energiepark entstehen, der künftig einen wesentlichen Beitrag zur Wärmeversorgung leisten soll. Geplant ist, das bestehende gasbetriebene Kraftwerk durch mehrere kleinere Anlagen zu ersetzen. Vorgesehen sind unter anderem Großwärmepumpen zur Nutzung von Rheinwasser, Elektrokessel sowie Blockheizkraftwerke, die perspektivisch auch mit Wasserstoff betrieben werden können.
Ein Schwerpunkt der kommenden Jahre soll auch auf dem Ausbau der Fernwärme liegen. Nach Angaben des Unternehmens investieren die Stadtwerke und ihre Tochtergesellschaften sowohl in neue Erzeugungsanlagen als auch in die Verteilnetze. Damit sollen die Voraussetzungen geschaffen werden, um zusätzliche Wärmepumpen, Photovoltaikanlagen und Elektrofahrzeuge in die Energieversorgung einzubinden.
Darüber hinaus prüfen die Stadtwerke weiterhin die Möglichkeiten der Tiefengeothermie in Duisburg. Eine Erkundungsbohrung soll Aufschluss darüber geben, ob eine wirtschaftliche und technische Nutzung möglich ist. Für dieses Vorhaben erhält das Unternehmen nach eigenen Angaben eine Förderung des Landes Nordrhein-Westfalen in Höhe von 7,46 Millionen Euro.
In die Versorgungsinfrastruktur investierten die Stadtwerke Duisburg und die Netze Duisburg GmbH im vergangenen Jahr insgesamt knapp 120 Millionen Euro. Davon entfielen rund 41 Millionen Euro auf die Stadtwerke und mehr als 77 Millionen Euro auf die Netztochter. Nach Unternehmensangaben sollen die Investitionen in den kommenden Jahren weiter steigen, um den Ausbau der Netze und die Umgestaltung der Energieerzeugung umzusetzen. Laut dem Geschäftsbericht für 2024 beliefen sich die Investitionen der Stadtwerke und ihrer Netztochter damals auf knapp 100 Millionen Euro.
Die Netze Duisburg GmbH erzielte 2025 bei Umsatzerlösen von 396,5 Millionen Euro einen Jahresgewinn von 21,6 Millionen Euro. Die Fernwärme Duisburg GmbH verzeichnete einen Umsatzrückgang von rund 17 Prozent auf 116,1 Millionen Euro. Der Jahresgewinn der Stadtwerke-Tochter lag bei 7,6 Millionen Euro.
Neuer Stromspeicher für KMU
Batteriespeicher für Bertriebe. Quelle: Sonnen
STROMSPEICHER. Sonnen bringt einen Gewerbespeicher und ein neues Energiemanagementsystem für kleine und mittlere Unternehmen auf den Markt.
Der Speicheranbieter Sonnen hat mit dem „Pro Compact 261“ und dem Energiemanagementsystem „Pro EMS“ eine neue Lösung für Gewerbekunden vorgestellt.
Der Batteriespeicher verfügt über eine Kapazität von 261 kWh sowie eine Leistung von 125 kW. Nach Angaben des Unternehmens kann das System sowohl im Innen- als auch im Außenbereich installiert werden. Für höhere Anforderungen lassen sich mehrere Speicher kaskadieren. Optional ist eine Notstromfunktion verfügbar, die bei Stromausfällen kritische Verbraucher weiter versorgen kann. Zielgruppe sind Unternehmen aus Industrie, Handwerk, Logistik und Landwirtschaft, heißt es in einer Mitteilung des Herstellers.
Ergänzt wird die Speicherlösung durch „Pro EMS“. Das Energiemanagementsystem arbeitet nach Angaben von Sonnen prognosebasiert und unterstützt Anwendungen wie Eigenverbrauchsoptimierung, Lastspitzenmanagement, atypische Netznutzung sowie die Laststeuerung bei zeitvariablen Stromtarifen und Netzentgelten.
Für die Einbindung bestehender Technik setzt der Anbieter auf eine offene Systemarchitektur. Unterstützt werden unter anderem Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge, Messsysteme und Wärmepumpen verschiedener Hersteller, wie es weiter heißt. Über eine App und ein Online-Portal sollen Nutzer Energieflüsse und Systemdaten in Echtzeit überwachen können.
„Unternehmen können ihre Energiekosten massiv senken, Lastspitzen intelligent steuern und Energie endlich wieder planbar machen“, wirbt Andreas Plenk, Chief Revenue Officer (CRO) von Sonnen, für die Lösung.
Gestehungskosten weiter leicht gesunken
Quelle: E&M / Shutterstock, wanpatsorn
H2-PREISINDEX. Grüner Wasserstoff ist noch nicht marktreif. Wie sich der Preisvergleich zum grauen Wasserstoff darstellt, zeigt der H2-Preisindex von Enervis und E&M alle zwei Wochen.
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| Wasserstoffpreisindex in den Kalenderwochen 23 und 24 (Zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken) Quelle: enervis energy advisors GmbH EEX |
Die Gestehungskosten für strommarktbasierten grünen Wasserstoff sind in den vergangenen zwei Wochen erneut weiter leicht gesunken. Das Zweiwochenhoch lag bei 12,06 Euro pro Kilogramm, das Zweiwochentief bei 5,11 Euro pro Kilogramm. Im Wochenmittel ist der Preis von 8,98 auf 8,72 Euro/Kilogramm leicht gesunken.
Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 3,37 und 3,58 Euro pro Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.
Legende zum H2-Preisindex
- Grüner Wasserstoff: Gestehungskosten auf Basis von Strompreisen am Spotmarkt, Herkunftsnachweisen* für die jeweiligen Strommengen sowie den Investitions- und Betriebskosten einer Elektrolyseanlage
- Grüner Wasserstoff (Direktverbindung): Gestehungskosten als Benchmark auf Basis von grünem Bezugsstrom einer netzentkoppelten Erneuerbaren-Anlage sowie den Investitions- und Betriebskosten einer Elektrolyseanlage
- Grauer Wasserstoff: Gestehungskosten auf Basis von Erdgaspreisen am Spotmarkt, Preisen für CO2-Zertifikate sowie den Investitions- und Betriebskosten einer Erdgas-Dampfreformierungsanlage
*Die Anforderungen der Bundesregierung an grünen Wasserstoff werden über die 37. BImSchV an die Anforderungen der Europäischen Union angepasst. Zukünftig müssen die Kriterien der Zusätzlichkeit sowie der zeitlichen / geografischen Korrelation für die Produktion erfüllt sein.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Entspannung im Golf lässt Preise fallen
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Mit massiven Abschlägen haben Öl, Kohle und Gas auf die Einigung auf eine Rahmenvereinbarung im Irankrieg reagiert. Strom vollzog den Preisrückgang gedämpft mit, bei CO2 war eine gegenläufige Tendenz feststellbar. Doch ist der Konflikt zwischen den USA und Iran mit der Vereinbarung noch lange nicht gelöst. „Wir erwarten in den nächsten zwei Monaten eine Achterbahnfahrt aus guten und schlechten Nachrichten“, heißt es von der Commerzbank.
So könne beispielsweise die Hisbollah den Beschuss Nordisraels wieder aufnehmen, und eine energische israelische Reaktion könnte den Iran dann veranlassen, die Straße von Hormus erneut zu schließen. Die positive Marktreaktion über Nacht bedeute jedoch, dass die bisherigen Erwartungen, der Ölpreis werde um die Marke von 100 US-Dollar schwanken, gesenkt werden könnten.
Strom: Zumeist mit Abgaben hat sich am Montag der deutsche OTC-Strommarkt gezeigt. Zwar wurden die Strom-Notierungen durch die schwächeren Primärenergiemärkte belastet, doch am CO2-Markt zeigte sich eine umgekehrte Tendenz. Der Day-ahead kostete im Base 113,25 Euro je Megawattstunde und im Peak 92,00 Euro je Megawattstunde. Börslich wurden am Montag für die Grundlast 113,08 Euro ermittelt und für die Spitzenlast 91,70 Euro. Der Montag selbst war am Freitag der Vorwoche börslich in der Grundlast mit 76,25 Euro je Megawattstunde bewertet worden.
Händler verweisen als Grund für den Preisanstieg von Montag auf Dienstag auf die geringere Erneuerbaren-Einspeisung, die für den zweiten Wochentag erwartet wird. Die Meteorologen von Eurowind prognostizieren für den Dienstag Beiträge von Wind und Solar im Umfang von 20,5 Gigawatt nach 43,7 Gigawatt am Berichtstag. Für die Folgetage bis einschließlich kommenden Sonntag geht Eurowind von Einspeisemengen der Erneuerbaren in ähnlicher Höhe wie am Dienstag aus. Die Wetterdienste erwarten für die kommenden Tage eine warme bis heiße Witterung sowie wenig Wind und blauen Himmel.
Am langen Ende verlor das Frontjahr um 1,31 auf 92,91 Euro je Megawattstunde.
CO2: Fest haben sich die CO2-Preise am Montag präsentiert. Der Dec 26 notierte gegen 14.43 Uhr mit einem Plus von 2,67 auf 79,84 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 18,9 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 79,93 Euro, das Tief bei 77,47 Euro.
Mit der Einigung im Irankrieg und dem Preisrückgang bei Gas, Kohle und Öl dürften diese Primärenergieträger stärker nachgefragt werden, wodurch sich ebenfalls die Nachfrage nach CO2-Zertifikaten erhöht. Die Überwindung der Widerstandsmarke von 80 Euro rückt damit in den Bereich des Möglichen.
Das Wetter könnte diese Entwicklung verstärken. Die Vorhersagen deuten auf außergewöhnlich warme Bedingungen in Nordwesteuropa hin, wobei die Nachfrage nach Kühlung voraussichtlich mehrere Tage in Folge deutlich über den saisonalen Normwerten liegen wird. Gleichzeitig hat EDF gewarnt, dass hohe Wassertemperaturen in der Rhone ab dem 17. Juni vorübergehende Einschränkungen der Kernkraftwerksleistung erzwingen könnten, was möglicherweise die Nachfrage nach Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen erhöhen würde.
Erdgas: Schwach zeigte sich am Montag der europäische Erdgasmarkt. Der Frontmonat Juli am niederländischen TTF fiel bis 14.30 Uhr um 4,300 auf 43,950 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE verlor der Day-ahead um 2,745 auf 44,005 Euro je Megawattstunde.
Damit richtet sich Erdgas erneut an Erdöl aus, das wegen der Einigung im Irankrieg zwischen den USA und Iran gleichfalls massiv gefallen war. Der Transport von LNG durch die Straße von Hormus dürfte sich allerdings nur allmählich erholen, während die Wiederherstellung der Schifffahrtslogistik und die Reparatur der beschädigten Infrastruktur im Golf Zeit in Anspruch nehmen werden. Auch Lagerbestände und strategische Reserven müssen wieder aufgefüllt werden. Der Gasflow aus Norwegen betrug am Berichtstag mäßige 304,6 Millionen Kubikmeter.
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