Nach Angaben der DUH gefährdet der Gesetzentwurf die Erreichung der gesetzlich verankerten Klimaschutzziele. DUH-Bundesgeschäftsführerin Barbara Metz erklärte, das Gesetz ermögliche den Weiterbetrieb fossiler Heizungen über Jahrzehnte hinweg. Dadurch würden die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten und die Kostenrisiken für Haushalte steigen. Sollte das Gesetz verabschiedet werden, werde die DUH versuchen, es auf juristischem Weg zu stoppen.

Rechtliche Einwände

Verfassungsrechtliche Zweifel äußerte auch der Berliner Rechtsanwalt Remo Klinger. Nach seiner Einschätzung steht insbesondere die vorgesehene sogenannte Bio-Treppe mit den Anforderungen des Klimaschutzes im Grundgesetz in Konflikt. Zudem kritisierte er die geplante Streichung des Betriebsverbots für Gas- und Ölheizungen nach dem Jahr 2044. Klinger erklärte während der Anhörung, es spreche vieles dafür, dass das Gesetz vor dem Bundesverfassungsgericht keinen Bestand haben werde.

Dem widersprach der Staatsrechtler Johann-Christian Pielow. Nach seiner Auffassung darf ein neu gewählter Bundestag bestehende Klimaschutzregelungen ändern. In einem Gutachten für die Anhörung kommt er zu dem Ergebnis, dass die geplanten Änderungen das Ziel der Klimaneutralität bis 2045 nicht grundsätzlich infrage stellen.

Die Bundestagsfraktion von Bündnis 90/Die Grünen sieht sich durch die Anhörung in ihrer Kritik bestätigt. Der baupolitische Sprecher Kassem Taher Saleh erklärte, es drohten nach seiner Einschätzung steigende Heizkosten sowie mögliche Konflikte mit europäischen Klimavorgaben.

Energiebranche fordert Änderungen

Auch mehrere Branchenverbände sehen Nachbesserungsbedarf. Kerstin Andreae, Hauptgeschäftsführerin des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), betonte die Bedeutung von Planungs- und Investitionssicherheit für die Energiewirtschaft. Laut Andreae müsse die kommunale Wärmeplanung ihre Steuerungswirkung behalten. Gleichzeitig warnte sie vor dem Aufbau paralleler Infrastrukturen für unterschiedliche Heiztechnologien. Für die Ausgestaltung von Bio-Treppe und Grüngasquote forderte der Verband eine realistische Bewertung der verfügbaren Biomassepotenziale.

Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) mahnte ebenfalls verlässliche Rahmenbedingungen an. Kai Roger Lobo, stellvertretender Hauptgeschäftsführer des VKU, erklärte, die Wärmewende benötige langfristig tragfähige Regeln. Ständige Änderungen seien für die Infrastrukturplanung problematisch.

Der Deutsche Wasserstoff-Verband (DWV) begrüßte grundsätzlich die geplante Neuausrichtung des Gebäudeenergierechts. Der Verband mit Sitz in Berlin warnte jedoch davor, dass eine Grüngasquote den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft behindern könnte. Vorstandsvorsitzender Andreas Kuhlmann forderte deshalb eine eigenständige Wasserstoff-Unterquote. Andernfalls bestehe die Gefahr, dass vor allem bestehende Erdgasnetze länger genutzt würden, ohne den Aufbau neuer Wasserstoffinfrastrukturen ausreichend voranzutreiben.

Kommunen fürchten um Wärmeplanung

Kritik kam zudem von kommunalen Spitzenverbänden. Vertreter des Deutschen Städte- und Gemeindebundes, des Deutschen Landkreistages und des Deutschen Städtetages erklärten in einer gemeinsamen Stellungnahme, die geplante Abschaffung zentraler Regelungen des bisherigen Gebäudeenergiegesetzes nehme Kommunen eine wichtige Grundlage für Investitionsentscheidungen in die Wärmeinfrastruktur.

Auch der Deutsche Mieterbund sieht Risiken. Bundesdirektor Florian Becker warnte vor steigenden Heizkosten für Mieterinnen und Mieter. Besonders Haushalte in unsanierten Gebäuden mit Öl- und Gasheizungen seien von Preissteigerungen betroffen. Der Verband fordert deshalb einen technologieneutralen Heizkostendeckel. Zudem solle der CO2-Preis vollständig von Vermietern getragen werden.

Der Eigentümerverband Haus & Grund bewertet den Gesetzentwurf dagegen grundsätzlich positiv. Präsident Kai Warnecke begrüßte insbesondere den Wegfall der bisherigen Vorgabe, wonach neue Heizungen zu mindestens 65 Prozent mit erneuerbaren Energien betrieben werden müssen. Gleichzeitig kritisierte er zusätzliche Nachweis- und Dokumentationspflichten durch die geplante Bio-Treppe.

Auch Vertreter des Heizungshandwerks und der Heizungsindustrie verlangten Änderungen. Michael Hilpert, Präsident des Zentralverbandes Sanitär Heizung Klima, sprach von erheblicher Unsicherheit in den Betrieben.

Der Rat der Sprecherinnen und Sprecher der Klima-Allianz Deutschland hat Raddatz bis zur dauerhaften Neubesetzung der Position als Interims-Geschäftsführerin berufen. Sie soll die politische Arbeit des Bündnisses, das rund 150 Mitgliedsorganisationen vertritt, ohne Unterbrechung fortführen. 

Averbeck leitete die Klima-Allianz seit 2015. In dieser Zeit entwickelte sich das Bündnis zu einer Plattform, die Umweltverbände, Wohlfahrtsorganisationen, Jugendverbände und kirchliche Akteure zusammenführen will. Ein Schwerpunkt von Averbecks Arbeit lag nach Angaben der Allianz darauf, Klimaschutz stärker mit Fragen der sozialen Gerechtigkeit zu verknüpfen.

„Über elf Jahre lang durfte ich erleben, welche enorme Kraft entsteht, wenn die Breite der Zivilgesellschaft mit einer Stimme spricht“, lässt sich Averbeck zum Abschied zitieren. Die politischen Herausforderungen würden nicht kleiner, sie sehe das Bündnis aber „bei Viviane Raddatz und allen anderen Engagierten in den besten Händen“. 

Raddatz ist bislang Sprecherin der Klima-Allianz Deutschland sowie Bereichsleiterin für Klimaschutz und Energiepolitik beim WWF Deutschland. Für die kommenden Monate kündigte sie an, den Fokus auf eine sozial ausgewogene Energie- und Wärmewende zu legen. „Klimaschutz duldet keine Pause – weder politisch noch gesellschaftlich“, lässt sich Raddatz zitieren. Die kommenden Monate seien entscheidend, um die Energie- und Wärmewende voranzubringen und die Energiesouveränität Deutschlands im europäischen Kontext zu stärken. 

Der Prozess zur langfristigen Neubesetzung der Geschäftsführung ab Januar 2027 sei bereits eingeleitet, teilte die Klima-Allianz mit. Beim WWF Deutschland übernehmen für die Zeit des Übergangs Fentje Jacobsen und Vanessa Klocke kommissarisch die Leitung des Fachbereichs Klimaschutz und Energiepolitik von Viviane Raddatz.

Für die Wärmewende braucht es nach seinen Worten sowohl Gestaltungsfreiheit als auch die Fähigkeit, auf veränderte Anforderungen zu reagieren. Verschiedene Modelle könnten dabei nebeneinander bestehen. Entscheidend sei, für jedes Projekt die passende Systemlogik zu finden. Zugleich forderte Dworschak, Contracting energiepolitisch nicht länger als „Sonderfall“ zu behandeln, sondern als festen Bestandteil der Wärmewende anzuerkennen.

Unterschiedliche Regelwerke, unterschiedliche Logiken

Mit Blick auf die aktuelle Energie- und Wärmepolitik verwies Dworschak auf die Unsicherheit in der Branche. Derzeit würden zahlreiche Regelwerke parallel überarbeitet, darunter das Gebäudemodernisierungsgesetz, die Novelle der AVBFernwärmeV, die Fernwärme- und Fernkälte-Verbrauchserfassungs- und Abrechnungsverordnung (FFVAV) sowie die Wärme-Lieferverordnung (WärmeLV). Nach seiner Einschätzung treffen dabei unterschiedliche Systemlogiken aufeinander, die nicht reibungslos ineinandergreifen. Daraus entstünden Unsicherheiten und Investitionsrisiken.

Die häufig diskutierten Akzeptanzprobleme der Wärmewende seien daher vielfach auf Schnittstellenprobleme zurückzuführen. Für eine erfolgreiche Transformation müssten die einzelnen Regelungen und ihre Auswirkungen auf Kosten und Investitionen stärker aufeinander abgestimmt werden.

Debatte über Definition und Regulierung des Contractings

In der Podiumsdiskussion zum Wärmenetzpaket stand unter anderem die Frage im Mittelpunkt, ob der Gesetzgeber den Begriff Contracting künftig genauer definieren sollte und wie weit die geplanten Regelungen zur Preisaufsicht reichen sollen. Sandra Wittmann, Head of Legal bei der EGC Energie- und Gebäudetechnik Control GmbH, sprach sich für eine stärkere Differenzierung zwischen Fernwärme und Contracting aus. Insbesondere bei der Preistransparenz müssten die unterschiedlichen Geschäftsmodelle berücksichtigt werden. Kleine Contractoren hätten andere Kostenstrukturen als große Versorger, seien für die Wärmewende aber ebenso erforderlich. Eine mögliche Abgrenzung könne sich an der Größe der Anlagen orientieren.

Dirk Legler von der Kanzlei Günther Partnerschaft zeigte sich dagegen skeptisch gegenüber einer festen gesetzlichen Definition. Contracting umfasse eine Vielzahl unterschiedlicher Modelle, darunter auch Anwendungen außerhalb der Wärmeversorgung. Tobias Dworschak schloss sich dieser Einschätzung an und betonte, dass Contracting nicht mit Fernwärme gleichgesetzt werden könne.

Preisaufsicht bleibt umstritten

Auch die geplante Preisaufsicht war Gegenstand der Diskussion. Legler hält die bestehenden Regelungen für ausreichend. Kunden könnten Vertragsangebote annehmen oder ablehnen, zudem greife im Contracting nicht automatisch das Kartellrecht.

Wittmann verwies ebenfalls auf den Wettbewerb zwischen den Anbietern. Dieser sorge bereits heute für marktliche Kontrollmechanismen, die eine zusätzliche Regulierung nur begrenzt erforderlich machten. Einzelne Ausreißer werde es zwar weiterhin geben, grundsätzlich funktioniere die Preisbildung jedoch über den Wettbewerb.

             

„Dass das BSH die Flächenplanung stärker am tatsächlichen Stromertrag ausrichten will, ist ein wichtiges Signal. Wer mehr Energie aus einer Fläche herausholt und gleichzeitig die Wirtschaftlichkeit der Projekte verbessert, schafft bessere Voraussetzungen für Investitionen in Offshore-Windenergie. Aber eine bessere Flächenplanung allein reicht nicht aus“, erklärt dazu BWO-Geschäftsführer Stefan Thimm in einer Verbandsmitteilung.

Jetzt müsse die Politik das Windenergie-auf-See-Gesetz ebenso konstruktiv weiterentwickeln. Dazu gehörten ein indexiertes zweiseitiges CfD-only-Modell sowie ein gesetzlich geregelter Mechanismus, mit dem wirtschaftlich nicht mehr realisierbare Projekte der Ausschreibungsjahre 2023 bis 2025 freiwillig zurückgegeben und zügig neu ausgeschrieben werden könnten. Thimm: „Nur so bleibt die Projektpipeline verlässlich und die Lieferkette erhält die Planungssicherheit, die sie für Investitionen benötigt.“

Anpassungen ohne Gebote und Ausschreibung 

Für die 2025 ohne Gebote gebliebenen Flächen N-10.1 und N-10.2 schlägt das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) drei Varianten für einen neuen Flächenzuschnitt vor, mit dem Ziel, die Leistungsdichte zu verringern und damit die Wirtschaftlichkeit der Projekte zu verbessern. So sollen die Flächen für die erneute Ausschreibung im Jahr 2027 attraktiver werden. „Die Ideen für eine Aufwertung der 2025 gescheiterten Flächen zeigen, dass die Bundesregierung aus dem Scheitern richtige Konsequenzen zieht. Dabei muss sorgfältig geprüft werden, welche Auswirkungen die verschiedenen Optionen auf die bislang vorgesehene Fläche für Offshore-Wasserstoff haben“, so Thimm. 

Entscheidend ist aus Sicht des BWO, dass die gewählte Lösung den größtmöglichen Stromertrag ermöglicht, wirtschaftlich tragfähige Projekte schafft und langfristig den größten Nutzen für das Energiesystem bietet. Für die Ausschreibung 2027 sind laut Änderungsantrag insgesamt vier Offshore-Windflächen mit einer Leistung von 4.000 MW vorgesehen: N-10.1 und N-10.2 mit zusammen 2.500 MW sowie N-13.1 mit 500 MW und N-13.2 mit 1.000 MW. Für die Flächen N-12.4 und N-12.5, deren Ausschreibung für 2026 ausgesetzt wurde, sieht der Änderungsentwurf dagegen zunächst keine neue Ausschreibung im Jahr 2027 vor. Das BSH will den Zeitpunkt der Ausschreibung zu einem späteren Zeitpunkt festlegen. 

Der BWO fordert in seiner Mitteilung auch, dass die Anpassungen des Flächenentwicklungsplans den gesetzlich festgelegten Ausbaupfad der Offshore-Windenergie auf 70.000 MW bis 2045 unterstützen müssten. Nach dem Windenergie-auf-See-Gesetz sollen ab 2027 jährlich mindestens 4.000 MW Offshore-Windleistung ausgeschrieben werden. „Ein verlässliches Ausschreibungsvolumen ist entscheidend, damit die Lieferkette langfristig mit einer planbaren Projektpipeline rechnen kann. Nur ein kontinuierlicher Ausbau der Offshore-Windenergie schafft die Grundlage für nachhaltige Wertschöpfung und sichere Beschäftigung“, so der BWO-Geschäftsführer. Deshalb sollten die 2026 nicht ausgeschriebenen Kapazitäten umgehend nachgeholt werden.

Nach Angaben des Fraunhofer ISE kann ein Energiesystem auf Basis erneuerbarer Energien auch ohne fossile Energieträger zuverlässig betrieben werden. Dafür seien ein Zusammenspiel aus Stromnetzen, Batteriespeichern, flexiblen Verbrauchern sowie regelbaren Kraftwerken erforderlich, die mit klimaneutralen Gasen betrieben werden. Laut der Studie ergänzen sich Wind- und Solarenergie zeitlich so, dass Versorgungslücken weitgehend ausgeglichen werden können.

Die Wissenschaftler gehen zudem davon aus, dass eine stärkere Nutzung heimischer Energiequellen die Abhängigkeit von Energieimporten reduziert. Dies könne die Anfälligkeit gegenüber geopolitischen Krisen und Preisschwankungen auf den internationalen Rohstoffmärkten verringern.

Erneuerbare rund um die Uhr als Schwerpunkt

Im Mittelpunkt der Messe steht in diesem Jahr das Leitmotiv „Renewables 24/7“. Eine Sonderschau in Halle C5 soll die Zusammenhänge zwischen Stromerzeugung, Speicherung, Verteilung und Verbrauch veranschaulichen. Die Ausstellung gliedert sich in die Bereiche Industrie, Gewerbe, Wohnen und Mobilität. Thematisiert werden unter anderem Netzintegration, Speichertechnologien, Wasserstoffanwendungen sowie der Umgang mit schwankender erneuerbarer Stromerzeugung und zeitweisen Stromüberschüssen.

Begleitend zur Ausstellung fand eine Podiumsdiskussion zur Umsetzbarkeit eines vollständig erneuerbaren Energiesystems statt. Zu den angekündigten Teilnehmern gehören Michael Kellner, Ursula Heinen-Esser, Christian Stöcker und Luisa Neubauer. Im Fokus standen regulatorische und administrative Hürden beim Ausbau erneuerbarer Energien.

E-Mobilität und Wasserstoff

Ein weiterer Schwerpunkt der Veranstaltung ist die Elektromobilität. In der sogenannten „Bidirectional Zone“ in Halle C6 zeigen Unternehmen Anwendungen für bidirektionales Laden und intelligentes Lademanagement. Zudem soll dort die Studie „Plug, Store, Profit – Wirtschaftliche Potenziale bidirektionaler Flotten“ vorgestellt werden. Mit den erstmals angebotenen „Fleet Transformation Days“ richtet sich die Messe darüber hinaus an Unternehmen, die elektrische Fahrzeugflotten und Ladeinfrastruktur aufbauen wollen.

Auch die Wasserstoffwirtschaft erhält auf der diesjährigen Veranstaltung mehr Raum. Der Bereich „Hydrogen Dialogue Forum & Expo“ in Halle B2 beschäftigt sich mit Technologien und Marktentwicklungen rund um grünen Wasserstoff. Ergänzend dazu findet am 24. und 25. Juni der Hydrogen Dialogue Summit statt.

Zum weiteren Fachprogramm gehören Themen wie Großbatteriespeicher, Netzstabilität, Demand-Side-Flexibility, digitale Zwillinge, negative Strompreise und Photovoltaik-Hybridkraftwerke. Insgesamt umfasst das Rahmenprogramm vier Fachkonferenzen und sieben Messeforen.

Sektorintegration ermöglichen

Nach Angaben der Veranstalter präsentieren bis zum 25. Juni rund 2.800 Aussteller ihre Produkte und Dienstleistungen auf dem vollständig belegten Messegelände in München. Erwartet werden mehr als 100.000 Fachbesucher aus dem In- und Ausland.

Die inhaltliche Ausrichtung der Messe verdeutlicht die aktuellen Schwerpunkte der Energiewirtschaft. Neben dem Ausbau von Wind- und Solarenergie gewinnen Fragen der Systemintegration, der Flexibilisierung von Verbrauch und Erzeugung sowie der Einsatz von Speichern zunehmend an Bedeutung. Auch die sektorübergreifende Elektrifizierung von Wärme, Verkehr und Industrie gehört zu den zentralen Themen der Branche.

Die Fraunhofer-ISE-Studie steht gegen Registrierung kostenfrei zum Download bereit.

Die bestehende Governance-Struktur der Allianz soll jedoch unverändert bleiben. Kiwigrid trete dem bestehenden Gesellschaftervertrag bei und ergänze die bisherigen Aktivitäten um eigene Technologien für Energiemanagement, Geräteanbindung und Strommarktintegration.

Die Partner erklärten, ihre jeweiligen Systeme zu einer gemeinsamen Infrastruktur verbinden zu wollen. Während Kiwigrid lokale Energiemanagementsysteme und Gerätekonnektivität einbringe, stelle die Energy Hub Alliance eine cloudbasierte Vernetzungsplattform bereit. Auf dieser Grundlage sollen Energieversorger, Stadtwerke und weitere Marktteilnehmer digitale Produkte sowie Anwendungen für virtuelle Kraftwerke entwickeln können.

Schnittstellen zu mehr als 160 Gerätemarken

Die 2023 von Hager und P3 gegründete Energy Hub Alliance hat nach eigenen Angaben bereits mehr als 40 Industriepartner technisch angebunden. Mit dem Beitritt von Kiwigrid entstehe ein herstelleroffenes Konnektivitätsnetzwerk – mit Anbindungen zu mehr als 200 Herstellern. Kiwigrid bringe dabei eine Bibliothek mit Schnittstellen zu meh als 160 Gerätemarken sowie offene Programmierschnittstellen seiner Plattform „KiwiOS“ ein.

Die Allianz verfolgt zudem das Ziel, Flexibilitäten dezentraler Energieanlagen zu bündeln. Nach Angaben der Unternehmen sollen über die Plattform Heimspeicher, Photovoltaikanlagen, Ladeeinrichtungen und Wärmepumpen aggregiert und für Anwendungen in virtuellen Kraftwerken nutzbar gemacht werden. Die Marke E3/DC von Hager Energy verwalte derzeit rund 180.000 Heimspeicher. Kiwigrid ergänze den Verbund um mehr als 200.000 installierte Geräte sowie Funktionen zur Erfassung und Steuerung flexibler Lasten.

Auch Künstliche Intelligenz soll eine zentrale Rolle spielen. Die Partner erklärten, KI künftig sowohl bei der Entwicklung und Pflege von Geräteschnittstellen als auch bei Prognosen für Erzeugung und Verbrauch einzusetzen. Zudem seien Anwendungen zur Optimierung des Strombezugs und zur netzdienlichen Steuerung dezentraler Anlagen vorgesehen.

Carsten Bether betont, die technische Machbarkeit virtueller Kraftwerke sei bewiesen. „Die eigentliche Herausforderung ist die Industrialisierung – Tausende Anlagen effizient einzubinden, zuverlässig zu steuern und wirtschaftlich zu vermarkten, und das bei steigenden regulatorischen Anforderungen“, so der Chief Product Officer von Kiwigrid.

Und Jozsef Farkas, Managing Director der Energy Hub Alliance: „Wir bauen die Energy Hub Alliance bewusst mit strategischen Partnern auf, die unsere DNA teilen: ein sicheres, nachhaltiges und smartes Energienetz für Deutschland und Europa – über offene Interoperabilität statt geschlossener Silos.“

Nach Angaben der EIWA soll das Programm den Hochlauf der heimischen Wasserstoffwirtschaft beschleunigen und zugleich die Finanzierung großer Elektrolyseprojekte erleichtern. Die Allianz verweist auf eine Analyse des Wuppertal Instituts. Das Wuppertal Institut kommt laut EIWA zu dem Ergebnis, dass sich die Förderkosten im Vollausbau auf weniger als 800 Millionen Euro pro Jahr begrenzen lassen.

Das vorgeschlagene Fördermodell sieht Differenzverträge zwischen Staat und Elektrolyseurbetreibern vor. Sie sollen die Lücke zwischen den Kosten der Wasserstoffproduktion und den am Markt erzielbaren Erlösen schließen. Liegt der Marktpreis unter einem festgelegten Referenzwert, erhalten Betreiber eine Ausgleichszahlung. Steigt der Marktpreis darüber, zahlen sie die zusätzlichen Erlöse zurück. Nach Ansicht der EIWA schafft dieser Mechanismus Planungssicherheit für Investitionen in neue Elektrolysekapazitäten.

„Deutschland braucht jetzt einen investitionsfähigen Marktmechanismus für die heimische Wasserstoffproduktion“, sagte EIWA-Sprecher Andreas Rimkus (SPD). Ohne zusätzliche Maßnahmen erreiche Deutschland die Ausbauziele nicht. Das CfD-Modell schaffe Investitions- und Finanzierungssicherheit und ermögliche zugleich einen marktwirtschaftlichen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft.

Absatz über den Erdgasmarkt

Ein zentraler Punkt des Konzepts betrifft die Vermarktung des Wasserstoffs. Laut EIWA sollen Betreiber neuer Elektrolyseure nicht auf den schnellen Aufbau eigenständiger Wasserstoffmärkte angewiesen sein. Stattdessen will die Allianz bestehende Handelsstrukturen des Erdgasmarktes nutzen. Etablierte Gashändler könnten den erzeugten Wasserstoff vermarkten und so den Marktzugang erleichtern. Deutschland habe 2025 rund 864 Milliarden kWh Erdgas verbraucht. Die durch das Fördermodell abgesicherte Wasserstoffproduktion von rund 26 Milliarden kWh entspreche lediglich etwa 3 Prozent dieses Volumens.

Die „EIWA“ sieht darin einen Vorteil für Investoren und Projektentwickler. Der Absatz hinge nicht von einzelnen industriellen Großabnehmern oder langfristigen bilateralen Abnahmeverträgen ab. Gashändler verfügten bereits über Handels- und Beschaffungsstrukturen, Bilanzkreis- und Portfoliomanagement sowie Kundenbeziehungen in der Industrie. Dadurch könnten Betreiber von Elektrolyseanlagen Preis- und Absatzrisiken senken.

Die Allianz verweist zudem auf bestehende Handelsplattformen wie Trading Hub Europe (THE) und den europäischen Referenzmarkt Title Transfer Facility (TTF). Transparente Preisbildung und standardisierte Abwicklung könnten aus Sicht der EIWA die Finanzierung neuer Anlagen erleichtern.

Flexibilität für Windstrom

Das Fördermodell soll nach Angaben der Allianz auch den Ausbau erneuerbarer Energien unterstützen. Die ersten 10.000 MW Elektrolyseleistung würden eine zusätzliche flexible Stromnachfrage von rund 26 Milliarden kWh im Jahr schaffen. Vor allem in windstarken Netzengpassgebieten könnten Elektrolyseure Strom aufnehmen, der sonst wegen Netzengpässen nicht vollständig genutzt würde.

Die Allianz argumentiert, dass flexible Elektrolyseure die Abregelung von Windenergie verringern und Redispatchkosten senken könnten. Zugleich entstünden zusätzliche Vermarktungsmöglichkeiten für erneuerbaren Strom. Das könne Investitionen in neue Windenergieanlagen anreizen und den Wasserstoffhochlauf stärker mit dem Stromsystem verbinden.

Das CfD-Modell soll Direktvermarktung nicht ausschließen, wie es weiter seitens der Allianz heißt. Produzenten könnten weiterhin direkte Lieferverträge mit Industrieunternehmen abschließen, wenn die Marktbedingungen dies erlauben. Das Programm soll damit einerseits Einnahmen absichern und andererseits Anreize für eigenständige Wasserstoffmärkte erhalten.

Die EIWA stellt den Vorschlag auch in den Kontext der Versorgungssicherheit. Heimische Elektrolysekapazitäten könnten langfristig Importabhängigkeiten verringern und die industrielle Souveränität stärken. Wasserstoff könne als speicherbarer Energieträger in Industrie, Stromversorgung und Energiespeicherung eingesetzt werden. Die Allianz sieht ihr Modell daher als Baustein, um das nationale Ausbauziel von 10.000 MW Elektrolyseleistung bis 2030 zu erreichen.

Der regionale Übertragungsnetzbetreiber kann nun im Bedarfsfall auf die Stromproduktion des 15,25-MW-Parks zugreifen. Die Sekundärreserve muss binnen fünf Minuten die erste Reservestufe ablösen können. Dauert eine Netzschwankung länger als 15 Minuten, greifen andere Maßnahmen und Einrichtungen der Tertiärreserve. In der Vergangenheit stellten in der Regel Pumpspeicherkraftwerke, Gasturbinen, Biogasanlagen oder BHKWs Leistung zur Verfügung, weil sie gut regelbar und vollautomatisch schaltbar sind.

Für Recap, ein Beratungsunternehmen für institutionelle Investoren im Erneuerbaren-Bereich, ist die gemeinsame Initiative Teil innovativer Vermarktungs- und Flexibilisierungskonzepte von Erneuerbaren-Kraftwerken. „Wir erschließen zusätzliche Erlöspotenziale und leisten gleichzeitig einen aktiven Beitrag zur Netzstabilität“, so Adrian Renfer, Recaps Head of Energy Markets Optimisation.

Für MVV Trading, die Handelstochter des Mannheimer Energieunternehmens MVV Energie AG, zeigt die Integration des Windparks in die Sekundärreserve, „dass erneuerbare Energien nicht nur nachhaltig Strom erzeugen, sondern auch einen wesentlichen Beitrag zur Systemsicherheit leisten können“, so Sarah Jungbauer, Leiterin Green Solutions bei MVV Trading.

Der Windpark Kürrenberg ging 2015 ans Netz. Er besteht aus fünf Enercon-Anlagen vom Typ E-101 mit je 3,05 MW Leistung. Der Ortsteil Kürrenberg liegt westlich von Mayen. Die rheinland-pfälzische Große kreisangehörige Stadt ist Sitz der Verbandsgemeinde Vordereifel im Landkreis Mayen-Koblenz.

Grund dafür sei die gestiegene Wassertemperatur in den Flüssen, aus denen das Kühlwasser für die Kraftwerke entnommen wird. Verhindert werden solle, dass durch das Wiedereinleiten des aufgeheizten Kühlwassers die Temperatur in den Flüssen über festgelegte Grenzwerte ansteigt. 

Neben dem Kraftwerk Golfech könnte es an dem ebenfalls an der Garonne gelegenen Atommeiler Blayais zu Einschränkungen kommen, teilte EDF mit. Ins Auge gefasst werden diese außerdem für die an der Rhône gelegenen Kraftwerke Bugey und Saint-Alban. 

Nach Angaben von EDF sind die Auswirkungen der Maßnahmen auf die Stromproduktion derzeit zu vernachlässigen. Das Drosseln oder Herunterfahren von Atomkraftwerken während Hitzeperioden habe seit dem Jahr 2000 zu einer Reduzierung der jährlichen Stromproduktion von durchschnittlich 0,3 Prozent geführt. Wenn Hitzeperioden aber häufiger und intensiver werden, können die Auswirkungen größer werden.

 
Die Statistik zeigt den Energieverbrauch der Industrie weltweit im Jahr 2022 und eine Prognose bis 2050. Im Jahr 2022 lag der Energieverbrauch des globalen Industriesektors bei 257 Billiarden British Thermal Units. Das entspricht 293 Billionen kWh.

Wie die Polizeiinspektion der oberbayerischen Marktgemeinde auf Anfrage dieser Redaktion mitteilt, beschädigten bislang unbekannte Täter in der Nacht auf den 20. Juni mehrere Stromkabel auf dem Gelände. Zuvor hatten sie ein Loch in einen Metallzaun geschnitten, um auf den Bereich der Anlage zu gelangen.

Laut Angaben der Polizei hat eine Überwachungskamera auf dem Areal insgesamt drei Unbekannte in der fraglichen Zeit festgehalten. Keine Erkenntnisse gibt es darüber, wie lange die mutmaßlichen Einbrecher sich auf dem Gelände aufhalten konnten. Der Einbruch fiel erst am 21. Juni auf, als ein Spaziergänger das Loch im Zaun entdeckte.

Die Geothermieanlage selbst sei in ihrem Betrieb nicht beeinträchtigt gewesen, so die Polizei weiter. Die Stromkabel wiesen Schäden an der Ummantelung auf. Den Schaden beziffern die Ordnungshüter auf etwa 1.000 Euro.

Deutlich teurer schlugen in der Vergangenheit andere Vorfälle zu Buche. Seitdem die Anlage 2018 in Betrieb ging, gab es neun Ausfälle der Tiefenpumpe. Jede Reparatur kostet laut Medienberichten etwa 350.000 Euro, an einem Tag ohne Stromproduktion entgehen den Gemeindewerken etwa 15.000 Euro Einnahmen aus der EEG-Vergütung.

Bei einem Großprojekt, das Holzkirchen sich rund 40 Millionen Euro kosten ließ, sind regelmäßige Instandhaltungskosten und Einnahmeausfälle Gift. Denn die hohe Kreditsumme will bedient werden. Die Marktgemeinde ist bisher eingesprungen, wenn die kommunalen Gemeindewerke und deren Tochter Geothermie Holzkirchen GmbH den nächsten Pumpenwechsel nicht stemmen konnten. So betrachtet, sorgt eine fehlerfreie Geothermie-Produktion über bald ein Jahr, wie zuletzt, für Aufatmen. Einbrecher können den Beteiligten da gestohlen bleiben.

Der BNE sieht die Energiewende in einer neuen Phase. Nachdem erneuerbare Energien zu einer tragenden Säule des Stromsystems geworden seien, rückten nun die Integration der Anlagen in das Energiesystem und die Versorgungssicherheit stärker in den Mittelpunkt.

The smarter E Europe gilt als größte Messeallianz der Energiewirtschaft in Europa. Mehr als 2.800 Aussteller und über 100.000 erwartete Besucherinnen und Besucher präsentieren dort Lösungen für erneuerbare Energien, Batteriespeicher, Elektromobilität und digitale Energienetze.

Flexibilitäten nutzen

Nach Angaben des Verbands haben sich Stromnetze in den vergangenen Jahren nicht im erforderlichen Umfang entwickelt. Bundesweit warteten Batteriespeicher, Erneuerbare-Energien-Anlagen, Industrieprojekte und Rechenzentren auf Netzanschlüsse. Gleichzeitig würden jedes Jahr erhebliche Mengen erneuerbaren Stroms abgeregelt, weil Netzkapazitäten fehlten. Als Beispiel nennt der Verband den Transport von Windstrom aus Norddeutschland in Verbrauchszentren im Süden des Landes. Der BNE spricht deshalb von einer Netzkrise.

Neben dem Netzausbau gewinnt nach Auffassung des Verbands die Versorgungssicherheit an Bedeutung. Auf der Sonderschau „Renewables 24/7“, an der der BNE als Kooperationspartner beteiligt ist, werden Konzepte für ein klimaneutrales und zugleich verlässliches Stromsystem vorgestellt. Im Mittelpunkt stehen dabei Batteriespeicher, Lastflexibilität und gesicherte Backup-Kapazitäten.

Laut BNE entwickeln sich diese drei Bereiche bereits dynamisch. Der Verband verweist auf steigende Investitionen in Batteriespeicher, eine zunehmende Nutzung von Flexibilitätsoptionen in der Industrie sowie Planungen für zusätzliche steuerbare Erzeugungskapazitäten.

Wettbewerb zulassen

Vor diesem Hintergrund warnt der Verband vor neuen Förderinstrumenten oder einer technologiepolitischen Neuausrichtung. Wettbewerb, Innovation und funktionierende Märkte seien die Grundlage für eine widerstandsfähige Energieversorgung und die Wettbewerbsfähigkeit des Wirtschaftsstandorts Deutschland. Eine politische Bevorzugung einzelner Technologien könne dagegen Abhängigkeiten verlängern und hohe Energiepreise verstetigen, argumentiert der BNE.

Auf der Fachmesse EM-Power Europe ist der Verband gemeinsam mit den Mitgliedsunternehmen Energiewerk, Inexogy, Metiundo und Re.venture vertreten. Der Messestand befindet sich in Halle B5 am Stand 109.

Der flächendeckende Einbau intelligenter Messsysteme läuft bei Mitnetz Strom seit dem Jahr 2020. Tobias Sauer, Leiter Mess- und Zähldienste des Unternehmens, führt den bisherigen Fortschritt auf eine schrittweise Anpassung der Abläufe zurück. Zu Beginn habe zunächst der Umgang mit der neuen Technologie im Vordergrund gestanden. Inzwischen seien die Montageprozesse weiterentwickelt worden.

Der Einbau in Neubauten mit modernen Zählerschränken erfolge zwar in der Regel problemlos, hieß es in der Mitteilung. Die Nachrüstung in älteren Gebäuden jedoch stelle die Monteure jedoch teilweise vor technische Herausforderungen. Sauer verweist insbesondere auf Zählerstandorte in Kellerräumen mit massiven Mauerwerken. Dort könne die Erreichbarkeit des Kommunikationsmoduls für die Datenübertragung eingeschränkt sein. Für solche Situationen seien inzwischen geeignete technische Lösungen entwickelt worden.

Neben der herkömmlichen Mobilfunkanbindung ist beispielsweise auch die Anbindung über Breitband-Powerline oder LTE-450 eine Möglichkeit, intelligente Messsysteme hinter dicken Mauern zu erreichen.

Der Austausch der Zähler erfolgt nach Angaben von Mitnetz Strom entweder im Rahmen der regulären Wechselzyklen oder anlassbezogen, etwa bei der Installation einer Photovoltaikanlage. Betroffene Kunden würden in der Regel drei Monate vor dem geplanten Einbau schriftlich informiert.

Zu den Vorhaben zählt ein von Flower entwickelter Batteriespeicher in Hamburg mit einer Leistung von 100 MW und einer Speicherkapazität von 400 MWh. Hinzu kommt ein kürzlich übernommenes Projekt im sachsen-anhaltischen Döllnitz mit 63 MW Leistung und 257 MWh Speicherkapazität.

Die Partner wollen ihre jeweiligen Kompetenzen bündeln. Flower bringt nach eigenen Angaben sein Anlagenportfolio und seine Optimierungstechnologie ein. Engie übernimmt vor allem Aufgaben in den Bereichen Strukturierung, Energiehandel und Risikomanagement. Dadurch sollen Markt- und Betriebsrisiken reduziert und die wirtschaftliche Grundlage für weitere Speicherprojekte geschaffen werden.
Katrin Fuhrmann, Vorständin der Engie Deutschland AG, erklärte, die Zusammenarbeit solle dazu beitragen, Kunden verlässliche Flexibilitätslösungen anzubieten und sie gegen Preisschwankungen abzusichern.

Flower-Gründer und CEO John Diklev bezeichnete die Vereinbarung als wichtigen Schritt für den Ausbau der europäischen Flexibilitätsinfrastruktur. Langfristige Vereinbarungen seien erforderlich, um Investitionen in Batteriespeicher anzureizen und die Finanzierung entsprechender Projekte zu ermöglichen.

Nach Angaben der Unternehmen eröffnet die Vereinbarung zugleich ein neues Geschäftsmodell für Flower. Beide Partner kündigten an, weitere Kooperationsmöglichkeiten im europäischen Flexibilitätsmarkt prüfen zu wollen.

Im Mittelpunkt der Transaktion steht der Finanzierungsbedarf für den Netzausbau. Die Amprion GmbH mit Sitz in Dortmund (Nordrhein-Westfalen) betreibt als einer von vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern ein rund 11.000 Kilometer langes Höchstspannungsnetz in sieben Bundesländern und versorgt darüber etwa 29 Millionen Menschen mit Strom. Amprion plant bis 2030 Investitionen von rund 42 Milliarden Euro und gehört damit zu den Akteuren, die einen wesentlichen Teil des deutschen Übertragungsnetzausbaus umsetzen sollen.
 
Amprion-Geschäftsführer Christoph Müller wertete den Einstieg von RWE als Vertrauensbeweis in die Strategie des Netzbetreibers. Die Beteiligung unterstütze die Finanzierung der anstehenden Investitionen und das weitere Wachstum von Amprion.

Netzgeschäft wird dritter Investitionsschwerpunkt

Auch RWE begründet den Ausbau der Beteiligung mit den langfristigen Perspektiven des Netzgeschäfts. Vorstandschef Markus Krebber erklärte, die Aufstockung ergänze die bestehenden Investitionen in erneuerbare Energien, Batteriespeicher und flexible Erzeugungskapazitäten. Zugleich erweitere RWE sein Portfolio um regulierte Netzinfrastruktur.

Nach Angaben von RWE will der Konzern über seine Beteiligung bis 2031 insgesamt 6,5 Milliarden Euro in den Ausbau der deutschen Übertragungsnetze investieren. Davon entfallen rund 4 Milliarden Euro auf den zusätzlichen Kapitalbedarf infolge der jetzigen Aufstockung. Die bisher vorgesehenen Investitionen von rund 2,5 Milliarden Euro sollen bestehen bleiben.

Zur Finanzierung des Erwerbs hat RWE eigenen Angaben nach eine Kapitalmaßnahme eingeleitet. Der Konzern plant die Ausgabe neuer Aktien sowie den Verkauf eigener Aktien im Umfang von bis zu 10 Prozent des Grundkapitals. Der erwartete Bruttoerlös liegt laut RWE bei rund 4 Milliarden Euro. Als Ankerinvestoren haben die Qatar Investment Authority und Norges Bank Investment Management bereits Interesse an Aktienkäufen im Gesamtwert von rund 1 Milliarde Euro signalisiert.

Nach Angaben von Amprion bleibt die regulatorische Stellung des Netzbetreibers von der Transaktion unberührt. Amprion agiert weiterhin unabhängig nach den gesetzlichen Entflechtungsvorschriften. Auch Marke, Management und Organisationsstruktur bleiben unverändert. RWE rechnet mit dem Abschluss der Transaktion im dritten Quartal 2026. Voraussetzung sind die erforderlichen behördlichen Genehmigungen.

In einer Mitteilung verleihen die kommunalen Unternehmen aus dem Speckgürtel von Düsseldorf der Hoffnung Ausdruck, gemeinsam ihre Leistungsfähigkeit nachhaltig zu stärken. Dafür wollen sie Synergien nutzen und Kompetenzen bündeln. Für kleine, dezentrale Einheiten sehen sie wachsende Herausforderungen, die Investitionen und gesetzlichen Anforderungen der Energiewende meistern zu können.

Außerdem wollen sie sich nicht länger Konkurrenz um die für den Umbau des Energiesystems erforderlichen Fachkräfte machen. Dies erschwere notwendige Transformationsprozesse zusätzlich. Schon jetzt seien viel Personal und Geld nötig, um die Betriebsabläufe mit Back-up-Lösungen sicher und stabil zu halten.

Die Südkreis-Versorger sehen eine gewachsene Vertrauensbasis für ihre kommende Zusammenarbeit. Sie kennen sich aus früheren Projekten in unterschiedlicher Zusammensetzung, Langenfeld etwa versorgt auch Monheim über das Verbandswasserwerk mit Trinkwasser. Nach dem Auftakt der Gespräche, in die auch die Aufsichtsgremien und Gesellschafter der drei Energieversorger einbezogen waren, beraten die Stadtwerke nun im nächsten Schritt über mögliche Modelle der Kooperation.

Über die genaue Dauer der Kontrakte lässt die Mitteilung sich nicht aus. Eine Anfrage dieser Redaktion dazu liegt den Stadtwerken vor. Mit der Vertragsverlängerung wolle der Aufsichtsrat des kommunalen Versorgers ein „deutliches Zeichen für Kontinuität und Stabilität“ setzen.

Hanzlik ist seit seinem Wechsel von EnviaM im Oktober 2024 kaufmännischer Geschäftsführer bei den Stadtwerken. Bei Amtsantritt übernahm er zugleich für zwei Jahre interimsweise die Gesamtleitung beim Unternehmen, das zuvor über eine alleinverantwortliche Geschäftsführerin verfügt hatte.

Ulrike Mathis hatte indes Ende 2024 ihr Amt aufgeben müssen, nachdem das Unternehmen das Geschäftsjahr 2023 – statt erwarteter Gewinne in Höhe von 2,7 Millionen Euro – erstmals mit einem Verlust von 600.000 Euro abgeschlossen hatte.

Zum 1. Januar 2025 war dann Denny Gerstenberger als technischer Geschäftsführer zum Unternehmen in der Bergstadt, südlich der Landeshauptstadt Magdeburg, gestoßen. Seither gibt es an der Saale eine Doppelspitze.

Das aktuelle Führungsduo habe laut Aufsichtsratsvorsitzendem Stefan Ruland (CDU) erfolgreiche Arbeit geleistet und das Unternehmen in einem herausfordernden Marktumfeld strategisch und wirtschaftlich weiterentwickelt. Neben der Kommune sind auch die mitteldeutsche EnviaM (45 Prozent) und die Energie- und Wasserversorgung aus dem westfälischen Rheine (EWR; mit vier Prozent) an den Stadtwerken beteiligt.

Die USA haben die Sanktionen gegen iranisches Rohöl und petrochemische Produkte für 60 Tage ausgesetzt. Andererseits werden die Energiepreise auch durch die sich möglicherweise sogar noch etwas intensivierende Hitzewelle in Europa beeinflusst. Der höhere Bedarf an fossilen Brennstoffen und der hitzebedingte Rückgang der Produktion der französischen Kernkraftwerke stützen die Preise. Am Rhein könnten die Kohletransporte wegen niedriger Wasserstände beeinträchtigt werden.

Strom: Ohne klare Tendenz hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt. Die Strompreise spiegelten damit das wenig veränderte Preisniveau der Primärenergieträger wider. Der Day-ahead gewann um 33,00 Euro auf 208,25 Euro je Megawattstunde im Base und um 19,00 Euro auf 138,25 Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse wurde die Grundlast mit 207,84 Euro ermittelt, die Spitzenlast mit 137,91 Euro. Für die Viertelstunde zwischen 20.45 Uhr und 21 Uhr ergab sich börslich der Rekordwert von 747,10 Euro.

Händler verwiesen auf die Hitzewelle, die insbesondere das kurze Ende des Markts unterstützte. In Frankreich bremsen Temperaturen bis zu 43 Grad voraussichtlich einige der Atomkraftwerke des Landes aus. Angesichts der extremen Temperaturen fuhr der staatliche Stromkonzern EDF das Kernkraftwerk Golfech im Süden des Landes in der Nacht zu Dienstag herunter. Für drei weitere Kraftwerke kündigte EDF ebenfalls Einschränkungen des Betriebs an. Das Strom-Frontjahr gewann 0,26 Euro auf 92,84 Euro.

CO2: Leichter haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.30 Uhr um 0,80 Euro auf 80,77 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 82,28 Euro, das Tief bei 80,75 Euro. Marktbeobachter sprachen von Gewinnmitnahmen. Die am Montagabend von der EU-Kommission mitgeteilte Kürzung der EU-Emissionen war am Markt bereits erwartet worden. Die Kommission begründete den Schritt damit, dass das Einnahmeziel für Repower EU teilweise erreicht wurde.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Dienstag etwas leichter gezeigt. Der Frontmonat Juli am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.30 Uhr um 0,250 Euro auf 41,750 Euro je Megawattstunde. Der Day-ahead am deutschen THE notierte mit einem Abschlag von 0,520 Euro auf 41,905 Euro je Megawattstunde. Gas zeigt sich im Schlepptau von Öl, das dank einer gewissen Entspannung im Konflikt zwischen den USA und Iran etwas nachgab. Allerdings dürfte Gas infolge der Hitzewelle in Europa mit einem erhöhten Gasbedarf zu Kühlzwecken und dem hohen Bedarf an Einspeichermengen nicht mehr allzu viel verlieren.