Demnach umfasst die Projektpipeline zur Wasserstofferzeugung in Deutschland derzeit 169 Vorhaben mit einer geplanten Gesamtleistung von rund 13.300 MW. Tatsächlich in Betrieb sind bislang jedoch lediglich 44 Projekte mit einer Leistung von 181 MW. Weitere 27 Projekte mit 1.271 MW befinden sich im Bau oder haben bereits eine finale Investitionsentscheidung erhalten. Der überwiegende Teil der geplanten Kapazitäten entfällt auf 98 Projekte mit insgesamt 11.896 MW, die sich noch in der Planungsphase befinden.

Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung, bezeichnete die Ergebnisse als Signal für dringenden politischen Handlungsbedarf. Laut Andreae wurde bislang lediglich eine erste Projektwelle umgesetzt, die überwiegend aus geförderten Vorhaben bestehe. Damit aus Planungen Investitionsentscheidungen und realisierte Anlagen werden, seien verlässliche und europäisch anschlussfähige Rahmenbedingungen erforderlich.

Wasserstoffgesetz gefordert

Nach Angaben des BDEW spielt Wasserstoff eine zentrale Rolle für die Dekarbonisierung energieintensiver Industrien. Der Verband schlägt deshalb die Einführung eines Wasserstoffgesetzes vor. Dieses solle einen klaren Rechtsrahmen für den Aufbau eines Wasserstoffmarktes schaffen, Rechtssicherheit gewährleisten und regulatorische Vorgaben mit Förderinstrumenten verbinden.

Zur Unterstützung von Investitionen regt der Verband zudem sogenannte Wasserstoff-Contracts for Difference (CfD) an. Diese Differenzverträge sollen nach Vorstellung des BDEW die Lücke zwischen den Kosten für die Bereitstellung von Wasserstoff und der Zahlungsbereitschaft potenzieller Abnehmer schließen. Ergänzend seien Garantieinstrumente notwendig.

Neben nationalen Maßnahmen fordert der Verband eine stärkere europäische Zusammenarbeit. Deutschland solle beim Aufbau einer Wasserstoff-Allianz auf Ebene der Mitgliedstaaten der Europäischen Union eine führende Rolle übernehmen. Der BDEW verweist dabei auf entsprechende Vereinbarungen im Koalitionsvertrag der Bundesregierung.

Monitor gibt Überblick

Der Wasserstoffmonitor liefert darüber hinaus einen Überblick über den Stand von Importinfrastruktur, Netzausbau, Industrieanwendungen und Mobilität. Für den Import von Wasserstoff sind derzeit 21 Grenzübergangspunkte zu den Nachbarstaaten sowie eine Offshore-Pipeline in der Nordsee geplant. Über den Seeweg sollen künftig ein SNG-Terminal und sechs Ammoniakterminals Wasserstoffimporte ermöglichen. Aktuell befinden sich nach Angaben des Monitors zwei Ammoniakterminals in Rostock und Brunsbüttel im Betrieb.
 
Beim Aufbau des Wasserstoffkernnetzes sieht der Monitor ebenfalls einen erheblichen Ausbaubedarf. Bis 2032 soll ein Netz mit einer Gesamtlänge von 9.040 Kilometern entstehen. Derzeit sind 506 Kilometer umgestellte Leitungen und 19 Kilometer neu gebaute Leitungen betriebsbereit. Damit stehen noch mehr als 8.500 Kilometer für Umstellung oder Neubau aus.

Nutzung von H2 kommt langsam

Auch die industrielle Nutzung von Wasserstoff befindet sich überwiegend in einem frühen Stadium. Deutschlandweit sind laut Monitor 73 Projekte in Betrieb, betriebsbereit, im Bau oder in Planung. Die meisten bereits laufenden Vorhaben konzentrieren sich auf Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und Hessen.

Im Verkehrssektor sind nach Angaben des Kraftfahrt-Bundesamtes derzeit 2.085 wasserstoffbetriebene Fahrzeuge zugelassen. Darunter befinden sich 1.583 Pkw, 175 Lkw und 253 Kraftomnibusse. Betankt werden können die Fahrzeuge an 71 Wasserstofftankstellen.

Der Wasserstoffmonitor wird vom BDEW halbjährlich aktualisiert. Nach Angaben des Verbandes soll das Instrument künftig detailliertere Aussagen über Trends und Entwicklungen des deutschen Wasserstoffmarktes ermöglichen.

Der BDEW-Wasserstoffmonitor steht im Internet bereit.

Sollte das Abkommen Bestand haben, könnten Exporte und Produktion aus der Golfregion schrittweise wieder ansteigen − nicht zuletzt deshalb, weil der Iran selber nach Aufhebung der US-Blockade seine Ölexporte wieder aufnehmen könne. Bereits Anfang Juni hätten die Transporte durch die Meerenge durch Schiff-zu-Schiff-Umschläge im Golf von Oman stark zugenommen, die Gesamttransportmenge sei so von einem Tiefstand von 9,6 mb/d (million barrel per day, Millionen Barrel pro Tag) im Mai auf rund 12 mb/d gestiegen. 

Auch die Beschleunigung der Freigabe staatlicher Lagerbestände durch die IEA und eine schwächere Nachfrage hätten bereits Anfang Juni zu einer Entspannung der Märkte beigetragen. Zum Zeitpunkt der Berichterstellung notierte Brent-Rohöl bei rund 81 US-Dollar je Barrel. Das waren 37 US-Dollar weniger als zum Höchststand Anfang April, aber noch etwa 20 US-Dollar mehr als zu Jahresbeginn. 

Die Kehrseite der Medaille: Die globalen Lagerbestände sinken rapide. Der IEA zufolge gingen die beobachteten Ölbestände weltweit um 143 Millionen Barrel zurück. Die staatlichen Ölreserven der OECD-Staaten erreichten laut IEA den niedrigsten Stand seit Dezember 1990. 

Deutlich geringere Ölnachfrage in 2026

Gleichzeitig korrigiert die IEA ihre Prognose für die globale Ölnachfrage im Jahr 2026 deutlich nach unten und erwartet nun einen Rückgang um 1,1 Millionen Barrel pro Tag im Vergleich zum Vorjahr, was noch einmal 700.000 Barrel pro Tag weniger sind als in der im Mai veröffentlichten Prognose. Hintergrund sind laut Bericht ein starker Rückgang der Auslieferungen im zweiten Quartal 2026, höhere Kraftstoffpreise sowie Störungen bei der Verfügbarkeit von Ölprodukten. Für 2027 rechnet die Behörde dagegen mit einer Erholung und einem Nachfrageanstieg um zwei Millionen Barrel pro Tag. Ausschlaggebend seien eine Normalisierung der Handelsströme, niedrigere Ölpreise und bessere Konjunkturaussichten. 

Die globale Förderung lag im Mai bei 94,5 Millionen Barrel pro Tag und damit 600.000 Barrel pro Tag unter dem Vormonat. Gegenüber dem Niveau vor dem Konflikt im Nahen Osten betrug der Rückgang 13,6 Millionen Barrel pro Tag. Auf das Gesamtjahr bezogen erwartet die IEA für 2026 mit 102,4 Millionen Barrel eine um 3,9 Millionen Barrel geringere Tagesproduktion als im Vorjahr.

Erst Normalisierung, dann Überangebot?

Die Rückkehr zur Normalität dürfte auch im Fall eines erfolgreichen Abkommens noch einige Zeit in Anspruch nehmen. Zunächst müssten Minen aus den wichtigsten Schifffahrtsrouten entfernt werden. Auch brauchten die Lieferketten Zeit, sich zu normalisieren. Für 2027 prognostiziert die Agentur aber einen Wiederanstieg der Produktion um acht Millionen Barrel pro Tag auf 110,3 Millionen Barrel pro Tag. 

Die Auswirkungen des Konflikts zeigen sich naturgemäß auch in der Raffinerieindustrie. Die weltweiten Rohölverarbeitungsmengen, so schätzt die IEA, dürften 2026 um zwei Millionen Barrel pro Tag auf 82 Millionen Barrel pro Tag zurückgehen. Besonders stark falle der Rückgang im zweiten Quartal aus. Für 2027 erwartet die IEA eine Erholung auf durchschnittlich 85 Millionen Barrel pro Tag. 

Die 2026 weiterhin angespannte Marktlage könnte sich Anfang 2027 umkehren: Zwar steige die globale Nachfrage voraussichtlich auf 105,3 Millionen Barrel pro Tag. Wenn aber gleichzeitig die Produktion auf 110 Millionen Barrel steige, zeichne sich ein deutliches Überangebot ab. Die Agentur sieht darin die Möglichkeit, die zuletzt stark geschrumpften Lagerbestände wieder aufzufüllen und strategische Reserven auszubauen. 

Der vollständige „Oil Market Report − June 2026“ ist auf den Internetseiten der IEA kostenpflichtig abrufbar. (kta)

Zu diesem Ergebnis kommt der internationale Klima-Thinktank E3G mit Sitz in London. Gemeinsam mit der „We Mean Business Coalition“ und der „Global Renewables Alliance“ hat er am 15. Juni die Ergebnisse einer weltweiten Befragung von 1.994 Führungskräften mittelgroßer und großer Unternehmen in 18 Ländern vorgestellt. Zu den untersuchten Ländern gehörten Deutschland, Frankreich, Großbritannien, die USA, China, Indien und weitere Staaten.

Die Befragung fand Ende April 2026 statt, zu einem Zeitpunkt geopolitischer Spannungen und anhaltender Unsicherheiten auf den Energiemärkten. Nach Angaben der Autoren beschleunigt die aktuelle Lage den Wunsch vieler Unternehmen, ihre Abhängigkeit von fossilen Energieträgern zu verringern.

Wirtschaftliche Vorteile erwartet

91 Prozent der Befragten erwarten, dass Elektrifizierung die Energiesicherheit verbessert. 79 Prozent erklären zudem, die aktuelle geopolitische Lage habe die Umstellung auf elektrische Technologien für ihr Unternehmen dringlicher gemacht. Gleichzeitig rechnen 90 Prozent damit, dass ein überwiegend auf erneuerbaren Energien basierendes Stromsystem das Wirtschaftswachstum ihres Landes fördern würde

Die Teilnehmer sehen in der Elektrifizierung vor allem wirtschaftliche Chancen. 88 Prozent erwarten dadurch eine höhere Wettbewerbsfähigkeit ihrer Unternehmen. 84 Prozent rechnen mit niedrigeren langfristigen Betriebskosten. Zudem gehen 80 Prozent davon aus, dass die Elektrifizierung zusätzliche Arbeitsplätze schaffen wird.
 Auch bei der künftigen Energieversorgung zeigt sich ein klares Meinungsbild. 82 Prozent der Führungskräfte wünschen sich, dass ihre Länder überwiegend mit Strom aus Erneuerbaren versorgt werden. 90 Prozent unterstützen zusätzliche Investitionen in Solarenergie, 81 Prozent sprechen sich für einen stärkeren Ausbau der Windenergie an Land aus.

E3G-Geschäftsführer Nick Mabey wertet die Ergebnisse als Signal an die Politik. Unternehmen in den großen Volkswirtschaften sähen eine stärkere Nutzung von sauberem Strom zunehmend als Voraussetzung für ihre Wettbewerbsfähigkeit. Regierungen sollten deshalb die Hindernisse beseitigen, die den Wandel bremsen.

Defizite bei Netzen und Politik erkannt

Viele Unternehmen fordern von der Politik mehr Tempo. 72 Prozent halten die staatliche Unterstützung für den Umstieg auf elektrische Technologien für zu langsam. Als größte Hindernisse nennen die Befragten fehlende Förderprogramme, politische Unsicherheit bei Regierungswechseln, langwierige Genehmigungsverfahren und unklare Rahmenbedingungen bei der CO2-Bepreisung.

Besonders kritisch sehen die Unternehmen den Zustand der Stromnetze. 89 Prozent sprechen sich für zusätzliche Investitionen in den Ausbau und die Modernisierung der Infrastruktur aus. Mehr als die Hälfte der Befragten betrachtet die vorhandenen Netzkapazitäten bereits heute als Hindernis für die Elektrifizierung. Zudem sind 69 Prozent der Ansicht, dass Unternehmen bei der Umstellung schneller vorankommen als Regierungen bei der Vorbereitung der dafür notwendigen Stromsysteme.

Die Studie verweist zudem auf mögliche Auswirkungen auf die Standortwahl. 62 Prozent der Führungskräfte erklären, sie würden eine Verlagerung von Unternehmensaktivitäten prüfen, falls ihre Regierung keine ausreichende Unterstützung für die Elektrifizierung bereitstelle. Die Autoren sehen darin ein Risiko für Staaten, die beim Ausbau der Rahmenbedingungen hinter den Erwartungen der Wirtschaft zurückbleiben.

Besonders hohe Zustimmungswerte verzeichnen mehrere Schwellenländer. In Indonesien und Nigeria erwarten jeweils 99 Prozent der befragten Unternehmen eine weitgehende Elektrifizierung bis spätestens 2035. Auf den Philippinen liegt dieser Wert bei 97 Prozent, in Indien bei 96 Prozent. In Deutschland rechnen 81 Prozent der Befragten mit einer weitgehenden Elektrifizierung ihrer Geschäftsprozesse bis 2035. Gleichzeitig kritisieren 78 Prozent der deutschen Teilnehmer das aus ihrer Sicht zu langsame politische Tempo.

Die 70-seitige Studie „Powering Up: Business Perspectives on Electrification“ kann im Internet heruntergeladen werden.

Für die Studie wurden im Februar 2026 insgesamt 304 Entscheider aus mittelständischen Unternehmen mit 50 bis 1.000 Beschäftigten befragt. Berücksichtigt wurden Unternehmen aus energieintensiven Branchen wie Produktion, Logistik, Großhandel, Bauwirtschaft und Hotellerie. 

Im Ranking der größten Herausforderungen für den deutschen Mittelstand liegen die Energiekosten mit Abstand auf Platz eins. 34 Prozent der Befragten bewerten sie als wichtigste Herausforderung. Dahinter folgen Fachkräftemangel, steigende Lohnkosten sowie regulatorische Anforderungen. Rund zwei Drittel der Unternehmen gaben darüber hinaus an, eine erneute Energiekrise wie im Jahr 2022 zu befürchten.

Kostenoptimierung wichtig

Bei der Strombeschaffung steht die Kostenoptimierung im Vordergrund. Für 55 Prozent der Unternehmen ist die Ausschöpfung von Einsparpotenzialen ein sehr wichtiges Kriterium. Ebenfalls relevant sind die Möglichkeit, Preisvorteile wahrnehmen zu können sowie der Bezug von Strom mit Nachhaltigkeitsmerkmalen. Die regionale Herkunft des Stroms spielt dagegen eine geringere Rolle. 

Die Studie zeigt zudem einen Trend zu flexibleren Beschaffungsmodellen. Während derzeit noch 75 Prozent der Unternehmen Strom ausschließlich zum Festpreis beziehen, planen viele Befragte künftig dynamischere Modelle. Insgesamt wollen 69 Prozent der energieintensiven Mittelständler künftig ganz oder teilweise auf dynamische Strombeschaffung setzen. Der Anteil rein dynamischer Modelle bleibt allerdings begrenzt. Die meisten Unternehmen bevorzugen hybride Ansätze mit festen und variablen Preisbestandteilen.

Gegen dynamische Tarife spricht bei denjenigen Unternehmen, die bei fixen Preisen bleiben, in erster Linie die mangelnde Planbarkeit und das befürchtete Risiko hoher Kosten (78 Prozent). Mehr als die Hälfte der befragten Unternehmen gab darüber hinaus an, bislang kein Angebot für den Umstieg auf dynamische oder teil-dynamische Modelle mit flexiblen Anteilen bei der Strombeschaffung erhalten zu haben. 

 

Schlechte Noten für staatliche Entlastungsinstrumente

Auch Batteriespeicher gewinnen an Bedeutung. Bereits 25 Prozent der befragten Unternehmen nutzen Batteriespeicher. Weitere 45 Prozent planen deren Einsatz. Damit beschäftigen sich insgesamt 70 Prozent der Unternehmen mit dieser Technologie oder setzen sie bereits ein. Als wichtigste Anwendungsfelder nennt die Studie die Senkung von Lastspitzen, die Nutzung variabler Strompreise und die Optimierung des Eigenverbrauchs. 

Skeptischer fällt die Bewertung staatlicher Entlastungsinstrumente aus. Weniger als die Hälfte der befragten Unternehmen gab an, auf der Liste der besonders energieintensiven Unternehmen nach den Kriterien der Europäischen Union zu stehen und damit grundsätzlich von den geplanten Entlastungen beim Industriestrompreis profitieren zu können. 46 Prozent verneinten dies, weitere 13 Prozent konnten keine Angabe machen. 81 Prozent der befragten Förderberechtigten finden darüber hinaus den bürokratischen Aufwand für die Beantragung von Entlastungen zu hoch, 76 Prozent bewerten die potenzielle wirtschaftliche Entlastung als zu gering.

Die Implementierung des neuen Systems läuft bereits, mehrere Frontend-Anbieter befinden sich bereits in einer Testphase. M7G ist die jüngste Ergänzung der etablierten M7-Handelssystem-Produktfamilie und wurde speziell auf die Anforderungen des 24/7-Handels an den Erdgas-Spotmärkten zugeschnitten.

Das neue System liefert nicht nur eine erhöhte Performance bei gleichzeitig niedriger Latenz, sondern auch erweiterte Funktionalitäten wie das automatische Zusammenführen von Orders (Auto-Matching).

Nach einer Phase starken Wachstums zeigen aktuelle Entwicklungen zwar einen Rückgang der Neuvertragsabschlüsse, mittel- bis langfristig sprechen jedoch auslaufende EEG-Förderungen für Erzeugungsanlagen, neue Vertragsmodelle und die zunehmende Integration von Batteriespeichern für eine weitere Verbreitung von PPA in Deutschland. Mit der steigenden Marktreife wächst zugleich der Bedarf nach effizienteren Prozessen entlang des gesamten Vertragslebenszyklus.

Eine wesentliche Herausforderung liegt in der IT-seitigen Abbildung von PPA. Unterschiedliche Vertragstypen und individuelle Vertragsstrukturen müssen in einer Vielzahl von Systemen verarbeitet werden – etwa im Energiedatenmanagement, Bilanzkreismanagement oder in ERP-Systemen.

Eine von Ponton durchgeführte Umfrage unter Energieversorgungsunternehmen und Direktvermarktern in Deutschland hat gezeigt, dass beim Management von PPA-Daten häufig manuelle Prozesslösungen, heterogene Datenformate und fehlende Schnittstellen vorliegen. Dadurch entstehen inkonsistente Datenstände, redundante Datenerfassungen und hoher Abstimmungsaufwand zwischen Abteilungen, aber auch vertragspartnerübergreifend.

Erste Use Cases und Mehrwerte einheitlicher Datenmodelle

Während sich Standardisierungsinitiativen im PPA-Kontext bislang vor allem auf rechtliche Vertragswerke konzentriert haben, kann die technische Standardisierung von PPA-Vertragsdaten die Marktdurchdringung von PPA ebenfalls weiter beschleunigen. Vor diesem Hintergrund hat Ponton gemeinsam mit Marktteilnehmern aus den Bereichen Direktvermarktung, Energiehandel, Recht und Softwareentwicklung einen Datenmodellstandard für die PPA-Verhandlungsphase entwickelt. 

Grundlage hierfür bildet ein standardisiertes digitales PPA Term Sheet einschließlich eines entsprechenden Datenmodells im XSD-Format. Ziel des Standards ist es, ein gemeinsames Verständnis für den Inhalt und den Zusammenhang der zentralen PPA-Stammdaten zu schaffen und damit die Basis für effizientere Prozesse im PPA-Stammdatenmanagement zu legen.

Ein erster Use Case für dieses Datenmodell ist eine browserbasierte Applikation, mit der die Vereinbarung eines PPA Term Sheets auf digitalem Wege durch die jeweiligen Vertragspartner ermöglicht wird. Die entsprechenden Vertragsdaten fließen dann als fachlicher Input in die juristische Vertragsform ein. Noch größer sind die Effizienzpotenziale in der auf die Verhandlungsphase folgenden Belieferungsphase.

Einheitliche Datenmodelle können hier den Aufwand für das Mapping von Informationen zwischen verschiedenen IT-Systemen reduzieren und Datenabgleiche zwischen Vertragspartnern vereinfachen, beispielsweise durch gemeinsame Zeitstempelkonventionen, Versionierungslogiken oder standardisierte Referenzdaten.

Einheitliche Datenverknüpfungslogiken bilden außerdem die Grundlage für Prozessautomatisierungen, zum Beispiel in der Abrechnung oder im Reporting. Dies kann auf verbesserte Nachvollziehbarkeit und Auditierbarkeit von Transaktionen einzahlen. Konsistente Datenbestände erleichtern zudem die Bewertung von Vertrags- und Asset-Performance sowie die Kommunikation mit Finanzierungs- und Kreditinstituten.

Weiterentwicklung des PPA-Datenmodellstandards

Für die Entwicklung des PPA-Datenmodellstandards sind Praxiserfahrungen von Menschen, die sich beruflich mit der Verhandlung, der technischen Implementierung und/oder der Bewirtschaftung von PPAs beschäftigen, essenziell. Ponton entwickelt den Standard aktuell in Zusammenarbeit mit verschiedenen Firmen weiter, ist jedoch offen für die Mitwirkung weiterer Interessenten. Bei Interesse an der Mitgestaltung dieses technischen Standards kann der Kontakt zu Ponton aufgenommen werden – die Mitwirkung ist kostenfrei.

*Lukas Wackwitz ist Projektmanager und Business Developer bei der Ponton GmbH in Hamburg
 

 
Im Mai 2026 verbrauchte die deutsche Industrie rund 1.293 Gigawattstunden Erdgas pro Tag. Im Vergleich zum Vorjahresmonat ist der Verbrauch im aktuellen Jahr etwas größer ausgefallen. Darüber hinaus verdeutlicht die Statistik, dass insbesondere in den Wintermonaten der Erdgasverbrauch sichtlich zunimmt.

Laut Prognos könnte bis 2045 fast jede zweite Wohnung hierzulande grundsätzlich mit Fernwärme versorgt werden. Derzeit deckt Fernwärme nur rund zehn Prozent der Wärmenachfrage aller Wohnungen. Würden alle geeigneten Gebiete erschlossen, könnte dieser Anteil auf bis zu 48 Prozent steigen. Die Zahl der Wohnungen mit grundsätzlicher Fernwärmeeignung würde damit von heute 6,4 Millionen auf rund 20 Millionen wachsen.

Für die Analyse modellierte Prognos den Wohngebäudebestand, die Wärmenachfrage sowie lokale Rahmenbedingungen flächendeckend für ganz Deutschland. Die Ergebnisse zeigen deutliche regionale Unterschiede. In fast der Hälfte aller Kreise seien die Voraussetzungen für den Ausbau und die Dekarbonisierung von Fernwärme gut oder sehr gut. Besonders günstige Bedingungen sieht Prognos in Berlin, Hamburg sowie in Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern und Sachsen. Dort gibt es vielerorts bereits Wärmenetze, die die Betreiber verdichten und erweitern könnten.

„Hidden Champions“ aufgedeckt

Studienleiterin Noha Saad verweist auf große regionale Unterschiede bei den Voraussetzungen für Fernwärme. Der Atlas zeige von Metropolregionen bis in ländliche Räume, wie die jeweilige Ausgangslage für Fernwärme aussehe. Vor allem Kommunen, die ihre Wärmeplanung noch nicht abgeschlossen hätten, könnten die Daten als Orientierung nutzen.

Für viele Stadtwerke dürfte ein weiterer Befund relevant sein: Die Studie identifiziert mehrere Regionen, die bislang nur geringe Fernwärmeanteile aufweisen, zugleich aber günstige Voraussetzungen für einen Ausbau bieten. Zu diesen von Prognos als „Hidden Champions“ bezeichneten Kreisen und Städten zählen unter anderem Konstanz, Memmingen und Worms.

Größere Hürden in ländlichen Regionen

Während Städte häufig gute Bedingungen für Fernwärme bieten, sieht Prognos in vielen ländlichen Regionen größere Hürden. Rund sieben Prozent der Kreise weisen laut dem Fernwärme-Atlas sehr schwierige Bedingungen für einen Fernwärmeausbau auf. Dies betrifft vor allem kleinere Städte und Gemeinden ohne bestehende Fernwärmeinfrastruktur. Anders als viele Großstädte können sie vorhandene Netze nicht erweitern, sondern müssten Fernwärmesysteme zunächst neu aufbauen.

Besonders deutlich zeigt sich laut Prognos der Unterschied zwischen urbanen und ländlichen Räumen beim heutigen Versorgungsstand. In kreisfreien Städten liegt der Fernwärmeanteil bereits vier- bis fünfmal höher als in Landkreisen. In 55 Städten könnte er künftig auf mehr als 75 Prozent steigen. Als Beispiele nennt die Studie Flensburg, Kiel, Wolfsburg, Mannheim und Rostock, wo Fernwärme bereits heute teilweise mehr als die Hälfte des Wärmebedarfs deckt.

In vielen ländlichen Regionen erschweren dagegen geringe Wärmedichten den Aufbau wirtschaftlicher Wärmenetze. Mit anderen Worten: Der Wärmebedarf konzentriert sich dort nicht auf dicht bebaute Quartiere, sondern verteilt sich auf größere Flächen. Für vergleichsweise wenige Kunden müssen daher lange Leitungen verlegt werden. Nach Einschätzung von Prognos werden dort andere Technologien bei der Wärmewende eine wichtige Rolle einnehmen, wie etwa Wärmepumpen oder Pelletheizungen.

Erneuerbare Wärmequellen im Fokus

Ob Fernwärmenetze ausgebaut werden, hängt auch davon ab, wie klimafreundlich sich die Wärme erzeugen lässt. Heute stammt ein großer Teil der Fernwärme aus Kraftwerken, die gleichzeitig Strom und Wärme produzieren, sowie aus Müllverbrennungsanlagen. Künftig soll die Wärmeerzeugung stärker auf erneuerbaren Quellen basieren. Vor diesem Hintergrund analysierte Prognos regionale Potenziale von Geothermie, Gewässerwärme, industrieller Abwärme, Kläranlagen und Solarthermie. Nach Einschätzung des Unternehmens können viele Fernwärmesysteme künftig überwiegend lokale erneuerbare Wärmequellen nutzen.

Selbst bei einem Fernwärmeanteil von 48 Prozent könnten in zehn Bundesländern mehr als die Hälfte der Wärmeerzeugung aus lokalen erneuerbaren Quellen stammen. Für Hamburg und Bremen sieht die Analyse sogar ein Potenzial von bis zu 100 Prozent. Hohe Möglichkeiten erkennt Prognos außerdem in Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg.

Industrielle Abwärme könnte etwa in Karlsruhe und Ludwigshafen sowie in Gelsenkirchen, Duisburg und Bottrop einen Beitrag leisten. Wo lokale Potenziale geringer ausfallen, könnten laut Prognos unter anderem Luft-Wärmepumpen zur Dekarbonisierung beitragen.

Der Fernwärme-Atlas ist über die Internetseite von Prognos aufrufbar. Kommunen und Stadtwerke können dort die Ausbau- und Dekarbonisierungspotenziale ihrer Region abrufen.

Kern der Entwicklung ist die Integration der vom Fraunhofer ISE erarbeiteten Open-Source-Bibliothek „jEEBus“ in OpenEMS. Dadurch entsteht nach Angaben der Projektpartner eine frei verfügbare Referenzimplementierung für die Kommunikation zwischen intelligentem Messsystem, Steuerungseinrichtungen und Energiemanagementsystem. Hersteller sollen die dafür nötigen Schnittstellen künftig nicht mehr vollständig selbst entwickeln müssen.

Die Bibliothek „jEEBus“ stellt zentrale Softwarebausteine für diese Kommunikation bereit. Entwickler sollen damit auf vorhandene Funktionen zurückgreifen können, anstatt die Schnittstellen selbst zu programmieren. Nach Angaben des Fraunhofer ISE stehen die Komponenten inzwischen als Open-Source-Code auf „GitHub“ − einer Plattform für die gemeinsame Softwareentwicklung − zur Verfügung.

Die Bedeutung solcher Lösungen wächst mit den Anforderungen an die Steuerung dezentraler Anlagen. Damit Netzbetreiber Vorgaben nach § 14a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) umsetzen können, müssen intelligente Messsysteme, Steuerungseinrichtungen und Kundenanlagen zuverlässig miteinander kommunizieren. Laut Fraunhofer erschweren die Komplexität der Standards und fehlende Referenzimplementierungen bislang die Entwicklung interoperabler Produkte.

Offene Grundlage für EMS-Hersteller

Für die Kommunikation innerhalb dieser Infrastruktur kommt das Protokoll „EEBus“ zum Einsatz. Es vernetzt unter anderem Wärmepumpen, Wallboxen, Batteriespeicher, Wechselrichter und Energiemanagementsysteme. Über diese Kommunikationswege können Netzbetreiber bei Bedarf den Stromverbrauch oder die Einspeiseleistung einzelner Anlagen begrenzen. Solche Eingriffe sind beispielsweise im Rahmen von § 14a EnWG oder § 9 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vorgesehen.

Projektleiter Stefan Wursthorn vom Fraunhofer ISE erklärt, Ziel sei es, komplexe Kommunikationsstandards einfacher nutzbar zu machen und gemeinsam mit der Branche Lösungen für die Digitalisierung des Energiesystems zu entwickeln. Die Projektpartner verweisen zudem auf mehr Transparenz, nachvollziehbare Abläufe und eine breitere Kompatibilität mit bestehenden und künftigen Systemen.
 
Fenecon plant Einführung in FEMS

Der auf OpenEMS basierende Energiemanager FEMS (Fenecon Energy Management System) soll die neue Funktion zur Jahresmitte erhalten. Für Installateure soll sich der Aufwand verringern. Durch die EEBus-Schnittstelle müsse keine zusätzliche Leitung mehr zum Zählerschrank verlegt werden, erläutert Senior-Produktmanager Alexander Stöger.

Einen ersten Praxistest haben die Projektpartner bereits im „Digital Grid Lab“ des Fraunhofer ISE durchgeführt. Dort übertrugen sie einen Steuerbefehl nach § 14a EnWG über die gesamte Kommunikationskette vom intelligenten Messsystem über die Steuerungseinrichtung bis zu einem auf OpenEMS basierenden Energiemanagementsystem. Nach Angaben der Beteiligten verlief der Test erfolgreich.

Weitere Tests und die Erarbeitung einer gemeinsamen Entwicklungsroadmap planen die Partner für den Sommer. Im Mittelpunkt steht dabei das Flexibilitätsmanagement. Nach Einschätzung der Projektpartner nimmt das Energiemanagementsystem dabei eine zentrale Rolle ein, da es die Fahrweise von Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen innerhalb der vom Netzbetreiber vorgegebenen Grenzen steuern und optimieren kann.

Anders als Photovoltaikanlagen wandeln Solarturmkraftwerke Sonnenlicht nicht direkt in Strom um. Stattdessen bündeln bewegliche Spiegel, sogenannte Heliostaten, die Sonnenstrahlung auf einen Empfänger an der Spitze eines Turms. Die dort erzeugte Wärme kann gespeichert, zur Stromerzeugung genutzt oder für industrielle Prozesse eingesetzt werden. Durch die Speicherung der Wärme können Solarturmkraftwerke auch außerhalb der Sonnenstunden Energie bereitstellen. 

Aus der Datenbank „PAINT“, deren Inhalt sowohl für Menschen als auch für Maschinen lesbar ist, können Forschende Daten für einzelne Heliostate oder bestimmte Zeiträume herunterladen und direkt in Modelle des Maschinellen Lernens einbinden. Mit den Daten lassen sich auch digitale Zwillinge von Solarturmkraftwerken entwickeln, die reale Anlagen virtuell abbilden. 

„Solche digitalen Zwillinge ermöglichen es, den Kraftwerksbetrieb zunächst am Simulationsmodell zu testen“, lässt sich Daniel Maldonado Quinto vom DLR zitieren: „Verbinden wir sie mit Maschinellem Lernen, lässt sich künftig in Echtzeit erkennen, ob die Spiegel korrekt ausgerichtet sind und wie die Stellgrößen des Kraftwerks für einen sicheren und effizienten Betrieb nachgeregelt werden müssen.“

849 Gigabyte Daten

Nach Angaben der Autoren umfasst „PAINT“ 849 Gigabyte Betriebsdaten der Solarturmanlage Jülich aus den Jahren 2021 bis 2024. Enthalten sind Informationen zu 2.014 Heliostaten, deren Positionen und Bewegungen sowie mehr als 218.000 Bilder zur Analyse der Strahlungsfokussierung. Ergänzt werden die Daten durch Messwerte zur Spiegelgeometrie und Wetterdaten. 

Ein Schwerpunkt der Forschung liegt auf der präzisen Ausrichtung der Heliostaten. Bereits geringe Abweichungen durch Wind, Materialverschleiß oder Steuerungsfehler können die Leistung der Anlage verringern oder Komponenten belasten. Mithilfe von KI-Modellen und digitalen Zwillingen sollen solche Effekte künftig besser erkannt und Steuerungsstrategien optimiert werden. 

„Solarturmanlagen sicher und effizient zu betreiben, ist aufwendig und teuer“, sagt Kaleb Phipps vom Scientific Computing Center des KIT. „Um neue Verfahren zu entwickeln und verlässlich zu prüfen, braucht die Forschung reale Betriebsdaten. Solche stellt unsere Datenbank offen und strukturiert bereit.“

Die Datenbank ist aus Arbeiten am Forschungsprojekt „ARTIST“ hervorgegangen, einem KI-gestützten Modell zur Entwicklung digitaler Zwillinge für Solarturmkraftwerke. Beteiligt waren Forschende von KIT, DLR und der KI-Plattform Helmholtz AI, die Ergebnisse wurden in der Zeitschrift Nature Energy veröffentlicht.

Nach Angaben des IfE basieren viele kommunale Wärmeplanungen auf öffentlich verfügbaren Daten aus der Plattform für Abwärme sowie auf Unternehmensangaben. Eine vertiefte Prüfung der gemeldeten Potenziale finde jedoch häufig nicht statt. Gleichzeitig stünden Wärmenetzbetreiber unter Druck, ausgewiesene Potenziale zu erschließen. Hier setzt der Abwärmekompass ein.

Der Abwärmekompass plaubilisiert und bewertet vorhandene Daten zunächst. Anschließend identifiziert ein Team des IfE weitere potenzielle Abwärmelieferanten und führt Gespräche mit technischen Verantwortlichen der Unternehmen. Dabei prüfen die Beteiligten unter anderem Temperaturniveaus, Betriebsweisen und mögliche Einspeisepunkte für Wärmenetze. Optional können Vor-Ort-Begehungen, Messkampagnen und erste Wirtschaftlichkeitsberechnungen folgen.

Nach Darstellung des Instituts weisen die verfügbaren Daten häufig Lücken auf. Teilweise fehlten Angaben zu Abwärmepotenzialen aus Gründen der Geheimhaltung. In anderen Fällen seien Unternehmen ihrer Meldepflicht nicht nachgekommen oder hätten Potenziale nur grob abgeschätzt. Zudem seien technische Informationen oftmals lediglich in Freitextfeldern hinterlegt.

Priorisierung statt Potenzialkarte

Das Ergebnis des Verfahrens ist laut dem IfE eine priorisierte Projektliste. Die identifizierten Quellen werden in drei Kategorien eingeteilt. Als „Go-Potenziale“ gelten technisch anschlussfähige und realisierbare Projekte. „Prüf-Potenziale“ erfordern weitere Untersuchungen, etwa durch Messungen. „Ausschluss-Potenziale“ werden aus technischen oder wirtschaftlichen Gründen nicht weiterverfolgt. Das Institut sieht darin eine Möglichkeit, Planungsaufwand zu reduzieren und Ressourcen gezielter einzusetzen.

Für die Erstellung des Abwärmekompasses veranschlagt das IfE einen Zeitraum von rund drei Monaten. Der Umfang der Untersuchungen kann projektspezifisch erweitert werden. Die Ergebnisse werden in Form einer Präsentation aufbereitet und können nach Angaben des Instituts als Grundlage für politische Gremien, Förderanträge und weitere Planungen dienen. 

Das IfE verweist auf Erfahrungen aus Projekten in unterschiedlichen Branchen. Zu den Referenzen zählen sowohl Stadtwerke als auch Industrieunternehmen. Als Beispiele führt das Institut Projekte zur Nutzung von Prozessabwärme und zur Wärmerückgewinnung in Produktionsprozessen an.

Als Referenzprojekt nennt das IfE unter anderem die Optimierung einer Anlage zur thermischen Nachverbrennung in einem Fleischwerk von Kaufland in Heilbronn. Zur Behandlung von Abluftströmen aus Räucherkammern wurde eine erdgasbetriebene thermische Nachverbrennung installiert. Neben der internen Vorwärmung der Abluft erfolgt eine zusätzliche Wärmerückgewinnung. Dabei wird das rund 335 Grad warme Reingas auf die für den Kaminbetrieb erforderlichen 150 Grad abgekühlt. Die Temperaturabsenkung von 185 Grad ermöglicht bei 6.000 Betriebsstunden pro Jahr die Bereitstellung von rund 1.110 MWh Wärme. Bei einem angenommenen Wirkungsgrad von 90 Prozet sinkt der heizwertbezogene Erdgasbedarf um rund 1.233 MWh pro Jahr. Die CO2-Emissionen verringern sich demnach um etwa 248 Tonnen jährlich.

Mit dem Abwärmekompass will das Institut die Lücke zwischen den in Wärmeplanungen ausgewiesenen Potenzialen und deren tatsächlicher Umsetzung schließen. Der Schwerpunkt liegt dabei auf der technischen und wirtschaftlichen Bewertung einzelner Quellen sowie auf der Abstimmung zwischen Industrieunternehmen, Kommunen und Wärmenetzbetreibern.

Nach Angaben von Amprion dienen die Markierungen dazu, die Sichtbarkeit der Leitungsseile für Vögel zu erhöhen. Die schwarz-weißen Elemente würden von den Tieren frühzeitig wahrgenommen. Dadurch könne sich das Risiko einer Kollision je nach Vogelart um 60 bis 90 Prozent verringern.

Die betroffene Leitung verläuft über drei neue Masten zwischen einem Umspannwerk und einer neu errichteten Konverterstation in Meerbusch-Osterath. Die Anlage soll künftig die Gleichstromverbindungen A-Nord und Ultranet miteinander verknüpfen. Laut Amprion soll die Leitung Ultranet noch 2026 in Betrieb gehen. Für A-Nord ist die Inbetriebnahme 2027 vorgesehen.

Zusammenarbeit mit Naturschützern

Naturschutzverbände sehen Freileitungen als eine der Ursachen für Vogelverluste. Nach Angaben des Dialogforums Energiewende und Naturschutz, hinter dem die Landesverbände des Bunds für Umwelt und Naturschutz Deutschland (BUND) und des Naturschutzbundes Deutschland (Nabu) in Baden-Württemberg stehen, sterben in Deutschland jedes Jahr zwischen 1,5 und 2,8 Millionen Vögel durch Kollisionen mit Freileitungen.

Besonders problematisch seien dabei die dünnen Blitzschutz- oder Erdseile, die oberhalb der eigentlichen Stromleitungen verlaufen. Diese würden von vielen Vogelarten nicht oder erst sehr spät erkannt. Selbst wenn die Tiere den dickeren Leiterseilen ausweichen könnten, bestehe die Gefahr, dass sie mit den darüber verlaufenden Erdseilen kollidieren.

Amprion verweist darauf, dass das Unternehmen sein Netzgebiet gemeinsam mit Fachleuten untersucht habe, um Abschnitte mit erhöhtem Kollisionsrisiko zu identifizieren. Grundlage sei das sogenannte avifaunistische Gefährdungspotenzial. Dabei bewerten Ornithologinnen und Ornithologen, wie hoch das Risiko von Vogelschlag in einem Gebiet aufgrund der dort vorkommenden Arten und ihrer Lebensräume ist.

Auf dieser Basis habe Amprion relevante Leitungsabschnitte mit Vogelschutzmarkierungen ausgestattet. Zum Einsatz kommen nach Unternehmensangaben sowohl Vogelschutzfahnen als auch Spiralmarker. Beide Systeme verfügen über eine kontrastreiche schwarz-weiße Gestaltung, die auch bei schlechten Sichtverhältnissen gut erkennbar sein soll.

Wie hoch das Kollisionsrisiko ausfällt, hängt laut Amprion von verschiedenen Faktoren ab. Neben der Vogelart spielen Körpergröße, Flugverhalten und Sehvermögen eine Rolle. Auch Witterungseinflüsse wie Nebel, Regen oder starke Winde können die Wahrnehmung von Leitungen erschweren.

Das Risiko von Stromschlägen an Höchstspannungsleitungen bewertet das Unternehmen dagegen als gering. Die Leiterseile verschiedener Phasen seien so weit voneinander entfernt, dass selbst große Vogelarten die Abstände nicht überbrücken könnten. Zudem würden die Masten so konstruiert, dass Vögel vor Stromunfällen geschützt seien.

Die Projekte verteilen sich auf mehrere Bundesländer: In Brandenburg entwickelt das Unternehmen derzeit vier Projekte, darunter drei Batteriespeicher und ein Hybridprojekt. Zu den größten Vorhaben gehört ein Batteriespeicher mit 750 MW Leistung, der sich bereits in einem fortgeschrittenen Genehmigungsverfahren befindet. Die Baureife der Projekte wird zwischen 2026 und 2028 erwartet. 

In Niedersachsen umfasst das Portfolio fünf Projekte mit einer Gesamtleistung von knapp 700 MW. Geplant sind ein Batteriespeicher mit 600 MW Leistung, eine 13,8-MW-Photovoltaikanlage sowie drei Hybridprojekte. Die Projekte sollen zwischen dem vierten Quartal 2026 und dem ersten Quartal 2028 baureif werden. 

Für Nordrhein-Westfalen nennt FRV drei weitere Projekte mit einer geplanten Gesamtleistung von mehr als 900 MW. Das Portfolio besteht aus zwei Hybridprojekten und einem Batteriespeicher. Letzterer soll eine Leistung von 900 MW und eine Speicherkapazität von 3,6 Millionen kWh erreichen. Die Baureife wird zwischen Ende 2027 und dem ersten Quartal 2029 erwartet. 

Die Batteriespeicherprojekte sind nach Unternehmensangaben für Entladezeiten von zwei beziehungsweise vier Stunden ausgelegt. Sie sollen Strom bei hoher Einspeisung aus erneuerbaren Energien aufnehmen und zu Zeiten höherer Nachfrage wieder ins Netz einspeisen. 
 FRV entwickelt darüber hinaus weitere Projekte in Baden-Württemberg, Bayern, Niedersachsen, Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen-Anhalt und Schleswig-Holstein. Das Unternehmen gehört zur saudi-arabischen Jameel Energy und verfügt nach eigenen Angaben weltweit über ein Portfolio von mehr als 2.900 MW in Betrieb sowie rund 1.000 MW im Bau. Die internationale Entwicklungspipeline umfasst nach Unternehmensangaben etwa 29.000 MW.

The Mobility House Solutions entwickelt, implementiert und betreibt Ladeinfrastruktur für gewerbliche E-Autoflotten. Nach Unternehmensangaben betreut die Gesellschaft mehr als 5.000 Kunden sowie über 2.500 aktiv gemanagte Flottendepots. Rund 60 Mitarbeiter sind in dem Geschäftsbereich beschäftigt. Künftig firmiert das Unternehmen als „Edenred e-Mobility GmbH“.
 Für Kunden und Mitarbeiter soll sich operativ zunächst nichts ändern. Bestehende Verträge blieben unverändert, die Dienstleistungen werden nach Angaben des Unternehmens wie bisher erbracht. „Das Team bleibt in seiner jetzigen Form im Büro von The Mobility House in München zusammen“, heißt es in der Mitteilung.

„Window of Opportunity“

The Mobility House begründet den Verkauf mit der aktuellen Marktentwicklung. Der Markt für die Elektrifizierung gewerblicher Flotten wachse dynamisch und befinde sich zugleich in einer Konsolidierungsphase. Das Unternehmen nutze daher ein „Window of Opportunity, um The Mobility House Solutions einem starken, fokussierten Owner zu übergeben, der das Marktwachstum voll ausschöpfen kann“.

Edenred zählt nach eigenen Angaben mit mehr als 300.000 Unternehmenskunden in Europa und Lateinamerika zu den führenden globalen B2B-Mobilitätsdienstleistern. Mit der Übernahme erweitert das Unternehmen sein Angebot rund um die Elektrifizierung von Flotten.

Zur Transaktion gehört auch das Lade- und Energiemanagementsystem „ChargePilot“. Eine Ausnahme bilden jedoch Nordamerika und der asiatisch-pazifische Raum. Dort bleiben Entwicklung und Vertrieb von Chargepilot bei The Mobility House.

„Die Übernahme stärkt unsere Position im Elektromobilitätsmarkt für B2B-Kunden erheblich. Insbesondere bei der Unterstützung privater und halböffentlicher Ladebedarfe durch die Installation von Ladepunkten an Arbeitsplätzen und Depots“, erklärte Diane Coliche, Global Chief Operating Officer Mobility bei Edenred.

Fokus auf Vehicle-to-Grid und Energiehandel

Mit dem Verkauf richtet The Mobility House den Fokus stärker auf sein Energiegeschäft. Künftig stehen insbesondere Vehicle-to-Grid-Anwendungen, stationäre Speicher sowie die Vermarktung von Batterie-Flexibilitäten im Mittelpunkt.

Teil der Vereinbarung ist daher auch eine kommerzielle Partnerschaft zwischen Edenred und der The Mobility House Energy GmbH: E-Autos sollen während ihrer Standzeiten als flexible Energiespeicher genutzt und zusätzliche Erlöse generiert werden.

Herbert Diess, Verwaltungsratsvorsitzender von The Mobility House und ehemaliger Vorstandsvorsitzender von Volkswagen, sieht darin die Grundlage für die weitere Entwicklung des Unternehmens. „Der Verkauf unseres erfolgreichen Flotten- und Ladelösungsgeschäfts an Edenred wird uns im Kern deutlich schneller und effizienter machen“, sagte Diess. „Wir wollen als Energieversorger der nächsten Generation Haushalte und Autos mit unvorstellbar günstiger Energie versorgen. Fokussierung ist dafür unverzichtbar.“

Mit der Entscheidung setzt Orsted auf eine interne Lösung. Muth ist seit 2021 für das Unternehmen tätig und leitete zuletzt die Abteilung Regulatory and Public Affairs (RPA) für Zentraleuropa. „Darunter fiel auch die Verantwortung der deutschen Hauptstadtrepräsentanz des Unternehmens“, heißt es vonseiten Orsteds.

Vor seinem Wechsel zu den Dänen arbeitete Muth von 2016 bis 2021 für die staatliche Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ). Dort leitete er unter anderem das Sekretariat der deutsch-mexikanischen Energiepartnerschaft in Mexiko-Stadt. Später war er als externer Experte für das Bundeswirtschaftsministerium in Berlin tätig. Zuvor war Muth als Generalsekretär des europäischen Branchenverbands European Renewable Energy Council (EREC) in Brüssel.

Alana Kühne, Leiterin des europäischen Entwicklungsgeschäfts bei Orsted, über den neuen Deutschland-Chef: „In seinen Funktionen in der regulatorischen und politischen Arbeit unseres Unternehmens hat Josche Muth ganz erheblich dazu beigetragen, Offshore-Wind in Deutschland und Europa voranzubringen.“

Orsted entwickelt, baut und betreibt Offshore-Windparks sowie weitere Projekte im Bereich erneuerbarer Energien. Deutschland zählt zu den wichtigsten Märkten des Unternehmens in Europa.

Sofern alle beteiligten Kommunen ihr Ja-Wort zu den vorgesehenen Schritten geben und die kommunalaufsichtlichen Verfahren abgeschlossen sind, soll die Fusion im August 2026 notariell vollzogen werden, heißt es in einer Mitteilung.

Die neue Gesellschaft soll ihren Sitz in Bad Dürkheim haben, gleichzeitig sollen die Standorte in Deidesheim und Wachenheim erhalten bleiben. Fest steht inzwischen, wie sich die Anteile an der „Stadtwerke an der Weinstraße GmbH“ verteilen sollen. Stadt Bad Dürkheim werde mit 64,24 Prozent, die Stadt Deidesheim mit 18,31 Prozent, die Stadt Wachenheim mit 12,87 Prozent sowie die Gemeinde Niederkirchen mit 4,58 Prozent beteiligt, heißt es weiter.

Geführt werden soll die neue Gesellschaft von einem Trio: Alexander Will, bisheriger Geschäftsführer der Stadtwerke Deidesheim, und Dieter Panzer, bisheriger Werkleiter in Wachenheim sowie dem Dürkheimer Stadtwerke-Chef Peter Kistenmacher.

Beste Lösung für Zukunft: „Vollfusion“

Die Fusion sei „der richtige Schritt, um die Stadtwerke nachhaltig und zukunftssicher aufzustellen“, erklärte Bürgermeister Dieter Dörr (CDU) aus Deidesheim im Mai den geplanten Schritt. Für die Kundschaft wie für die Beschäftigten soll sich kaum etwas ändern. Ein Stellenabbau sei nicht geplant, die Kundenzentren vor Ort blieben mit den Ansprechpersonen erhalten.

Die Stadtväter begründen den Zusammenschluss mit steigenden Anforderungen an kommunale Versorgungsunternehmen. „Energiewende, zunehmende regulatorische Vorgaben, Fachkräftemangel und wachsender wirtschaftlicher Druck stellen insbesondere kleinere Stadtwerke vor große Herausforderungen“, betonen sie. Ein gemeinsames Strategieprojekt habe ergeben, dass eine Vollfusion die besten Voraussetzungen biete, „um Synergien zu nutzen und die Zukunftsfähigkeit dauerhaft zu sichern“.

Geplant ist, dass das Gemeinschaftsunternehmen im kommenden Jahr die Arbeit aufnimmt. Die Stadtwerke an der Weinstraße werden über insgesamt 30.000 Abnahmestellen für Strom, Gas und Wasser verfügen.

Zukünftig wird Johannes Viehmann laut Mitteilung des Unternehmens alle Business Bereiche bei Next Kraftwerke leiten, darunter Product Management, Business Development, Trading und Commercial. „Ursprünglich liegt mein Schwerpunkt im Trading. Indem wir in Zukunft alle kommerziellen Aktivitäten bündeln, können wir Markt- und Kundenperspektive noch viel enger verzahnen“, sagte Johannes Viehmann. 

Das Management von Next Kraftwerke besteht somit künftig aus Marc Rühs, Chief Executive Officer (CEO), Katrin Jedamzik, Chief Financial Officer (CFO), Johannes Viehmann, Chief Commercial Officer (CCO) und Yannik Kern, Chief Technology Officer (CTO).

Laut anderen Medienberichten könnte dem Iran Zugriff auf eingefrorene Vermögenswerte zugebilligt werden. Im Gegenzug soll das Mullah-Regime die Blockade der Straße von Hormus beenden und sich verpflichten, dauerhaft auf die Entwicklung von Atomwaffen zu verzichten.

Strom: Der deutsche OTC-Strommarkt hat sich zur Wochenmitte uneinheitlich gezeigt und damit auf unterschiedliche Vorgaben der Nachbarmärkte reagiert. Während CO2 zulegte, zeigte sich Erdgas mit weiteren Abgaben. Der Day-ahead gewann in der Grundlast um 22,25 auf 140,25 Euro je Megawattstunde. Die Spitzenlast gab dagegen um 7,75 auf 86,50 Euro je Megawattstunde nach. An der Börse kostete der Donnerstag 139,92 Euro im Base und 86,18 Euro im Peak.

Händler führten die Aufschläge in der Grundlast auf sehr hohe abendliche Preise zurück, da vorübergehend sehr wenig Windstrom anfallen dürfte. So wurde für die Viertelstunde zwischen 20.45 und 21.00 Uhr ein Börsenpreis von 544,75 Euro erzielt. Insgesamt dürften am Donnerstag in der Grundlast laut Eurowind 22,5 Gigawatt an Erneuerbarenstrom zusammenkommen. Das ist etwas mehr als die 20,8 Gigawatt, die für den Berichtstag angegeben wurden. An den Folgetagen dürften die Beiträge von Wind und Solar ähnliche Größenordnungen wie am Dienstag und Mittwoch erreichen.

Am langen Ende verlor das Frontjahr um 0,07 auf 92,24 Euro.

CO2: Die CO2-Preise haben sich am Mittwoch fester gezeigt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.22 Uhr 0,85 auf 80,70 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 7,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 80,89 Euro, das Tief bei 79,71 Euro. Die Nettolongpositionen am CO2-Markt sanken an der ICE in der Vorwoche um 4,3 Millionen Tonnen auf 44,9 Millionen Tonnen.

Laut Marktbeobachtern reagiert CO2 mit den Zugewinnen auf das niedrigere Preisniveau von Gas und Öl. Die von niedrigeren Energiepreisen ausgehende Belebung der Weltwirtschaft dürfte die Nachfrage nach CO2-Zertifikaten stimulieren. Zudem sind offenbar weitere Fortschritte gemacht worden, was die Verknüpfung des britischen mit dem EU-ETS betrifft. Weitere Gespräche hierüber könnten im Juli erfolgen.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Mittwoch leichter gezeigt. Der Frontmonat Juli am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.12 Uhr 0,874 auf 41,126 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 0,845 auf 41,455 Euro je Megawattstunde.

Erdgas steht damit weiter unter dem Eindruck einer vorläufigen Einigung im Irankrieg. Allerdings ist sich der Markt darüber im Klaren, dass eine schnelle Rückkehr auf die alten Preisniveaus angesichts der Zerstörungen der katarischen LNG-Infrastruktur, der niedrigen europäischen Speicherstände und des beginnenden El Nino nicht so leicht möglich sein dürfte. Der Gasflow aus Norwegen beträgt am Berichtstag laut Gassco nur moderate 295,8 Millionen Kubikmeter.