Die geplanten Maßnahmen weisen aus Sicht des BDEW „in die richtige Richtung“, seien aber nicht ausreichend. Die Rückführung der Regelungen auf europäisches Recht sei ein entscheidender Schritt in Richtung Entbürokratisierung und zur Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit in Europa. „Darüber hinaus wäre dieses Gesetz eine gute Möglichkeit gewesen, die besonderen Sicherheitsanforderungen der Unternehmen der kritischen Infrastruktur zu berücksichtigen und deren Berichts- und Transparenzanforderungen zu begrenzen. Diese Chance wurde verpasst“, so Andreae.

Positiv beurteilt man beim BDEW die Vorgaben zur Abwärmenutzung aus Rechenzentren. „Dass die Nutzung und Integration von Abwärme aus Rechenzentren in Wärmenetzen nun einen gesetzlichen Rahmen bekommen, ist zu begrüßen“, kommentiert Andreae und spricht von einem „Baustein zur Dekarbonisierung der Wärmenetze“.

VKU: Endlich Planungssicherheit für Unternehmen

Dass das Warten vorüber ist, sorgt auch beim Verband kommunaler Unternehmen für Aufatmen. „Endlich“, so VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing, „bekommen Unternehmen Planungssicherheit, ob und, wenn ja, welche Maßnahmen sie durchführen müssen“. In Summe stutze die Koalition wesentliche Teile des Gesetzes endlich auf das EU-Mindestmaß zurück. „Jedoch bleibt die Bundesregierung hinter ihren Möglichkeiten zurück“, moniert Liebing.

Zufrieden zeigt sich der VKU mit dem Ansatz, dass zukünftig nur noch Unternehmen mit einem durchschnittlichen Gesamtendenergieverbrauch von mehr als 23,6 Millionen kWh pro Jahr ein Energie- oder Umweltmanagementsystem einführen müssen. „So können sich Energieberater auf die Unternehmen mit größerem Einsparpotenzial konzentrieren“, so Liebing.

Mit der Plattform für Abwärme gehe Deutschland weiterhin über die EU-Richtlinie hinaus. Die Plattform sei jedoch in dem Entwurf praxistauglicher ausgestaltet. Hintergrund: Künftig sollen allein Unternehmen mit einem Gesamtendenergieverbrauch von mehr als 23,6 Millionen kWh jährlich sowie Betreiber von Rechenzentren mit einem nominalen Gesamtenergieinput von mehr als 1 MW ihre unmittelbar anfallenden Abwärmepotenziale registrieren müssen.

DIHK: Wachstumshemmende Vorgaben

Kritik übt der VKU an „kurzen Fristen“. Unternehmen, die nun erstmals zu einem Energieaudit verpflichtet werden, haben nur ein Jahr Zeit. „Da die Zahl der Auditoren begrenzt ist, ist die Frist schon kurz und sollte verlängert werden“, empfiehlt Liebing.

Nicht weit genug geht die Novelle auch der Deutschen Industrie- und Handelskammer (DIHK). „Das Gesetz streicht oder entschärft zahlreiche Schwellenwerte, Fristen und Zusatzanforderungen, die die Vorgängerregierung eingefügt hat. Das ist eine erhebliche Erleichterung für die betroffenen Unternehmen, insbesondere für den ohnehin akut durch Bürokratie belasteten Mittelstand“, kommentiert DIHK-Präsident Peter Adrian. Gleichwohl werde das Ziel verfehlt, das Energieeffizienzgesetz konsequent auf die EU-Vorgaben zurückzuführen. Der Entwurf enthalte weiterhin überschießende Anforderungen, wachstumshemmende Vorgaben und praxisferne Regelungen.

Massive Kritik kommt vom Bundesverband Breitbandkommunikation (Breko): „Die Effizienzvorgaben im Kabinettsentwurf gefährden den weiteren Ausbau der dringend notwendigen Rechenzentrumskapazitäten in Deutschland“, meint Geschäftsleiter Sven Knapp. Der Entwurf konterkariere die Nationale Rechenzentrumsstrategie und bremse insbesondere den deutschen IT-Mittelstand als wichtigen Treiber der regionalen Digitalisierung und digitalen Souveränität aus.

Zuspruch bekommt Reiche von ihrem sozialdemokratischen Kabinettskollegen Carsten Schneider (SPD). „Energieeffizienz ist neben den erneuerbaren Energien der zentrale Baustein für eine Energieversorgung, die uns unabhängiger macht von teuren fossilen Energieimporten. Dazu gehört: Rechenzentren sollen künftig effizienter und nachhaltiger arbeiten“, so der Bundesumweltminister. „Strom ist in erster Linie für die Rechenleistung da und nicht für veraltete Kühltechnik.“

Kerstin Andreae, Hauptgeschäftsführerin des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), erklärte, der Gesetzentwurf der Bundesregierung enthalte wichtige Vorschläge für den Zubau neuer steuerbarer Leistung. Nun müsse der Bundestag das Verfahren zügig voranbringen und zugleich zentrale Regelungen überarbeiten. Zur gesicherten Leistung gehörten wasserstofffähige Gaskraftwerke ebenso wie Batteriespeicher, Sektorkopplung und Flexibilitäten auf Verbrauchsseite. Die ersten Ausschreibungen für sogenannte H2-ready-Gaskraftwerke müssten rasch starten, damit Unternehmen noch 2026 Investitionsentscheidungen treffen könnten.

Der Verband fordert insbesondere mehr Planungssicherheit vor Beginn der Ausschreibungen. Eine beihilferechtliche Genehmigung der Europäischen Kommission sollte nach Ansicht des BDEW vor dem Start der Ausschreibungen vorliegen. Falls dies nicht möglich sei, müssten Unternehmen Zuschläge ohne finanzielle Nachteile zurückgeben können. Zudem brauche die Branche frühzeitig Klarheit über mögliche Einspeiseentgelte und Baukostenzuschüsse.

Kritisch bewertet der BDEW auch die geplante Gebotsobergrenze. Diese könne dazu führen, dass Kraftwerks- und Speicherprojekte wirtschaftlich nicht darstellbar seien und deshalb nicht an den Ausschreibungen teilnehmen. Sollte der Gesetzgeber an einem Höchstpreis festhalten, müsse dieser die tatsächlichen Projektkosten abbilden und ausreichend Spielraum für Investitionen bieten.

Auch der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) sieht Nachbesserungsbedarf. Der VKU begrüßt zwar den Kabinettsbeschluss zum StromVKG, warnt jedoch vor Wettbewerbsnachteilen für kommunale Unternehmen. Hohe finanzielle Sicherheitsleistungen und kurze Fristen könnten speziell kleinere Marktteilnehmer benachteiligen.

Um eine langfristige Versorgungssicherheit sowohl für die Strom- als auch für die Fernwärmeversorgung sicherzustellen, sei neben den geplanten Ausschreibungen im Rahmen des StromVKG ein zeitnah novelliertes und langfristig tragfähiges Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) notwendig, erinnert der VKU.

Chancen für Stadtwerke öffnen

Aus Sicht des VKU sollte der Wettbewerb durch eine Begrenzung von Gebots- oder Zuschlagsvolumina einzelner Anbieter gestärkt werden. Außerdem fordert der Verband eine Anhebung des Höchstwertes sowie längere Vorlaufzeiten vor Ausschreibungen. Die Anforderungen an die Bereitstellung von Momentanreserve müssten technisch umsetzbar und wirtschaftlich tragfähig bleiben.

Der Deutsche Gewerkschaftsbund (DGB) unterstützt die Kraftwerksstrategie grundsätzlich. Er kritisiert allerdings die bisherigen Verzögerungen bei der Umsetzung und fordert schnelle Ausschreibungen. Zudem mahnt der Gewerkschaftsbund, bei der regionalen Verteilung der neuen Anlagen Verbesserungen an.

Laut Gesetzentwurf sollen zwei Drittel der neuen Kapazitäten im netztechnischen Süden und ein Drittel im Norden entstehen. „Insbesondere an
den ostdeutschen Kohlekraftwerksstandorten müssen ebenfalls neue
Kapazitäten entstehen können“, kritisiert der DGB-Experte Felix Fleckenstein. Diese bisherige Leerstelle des Gesetzentwurfs sei strukturpolitisch unvermittelbar und erscheine auch aus energiewirtschaftlichen Erwägungen nicht sachgerecht.

Positiv bewertet der DGB die im Gesetzentwurf vorgesehenen Resilienzanforderungen. Nach Auffassung des Gewerkschaftsbundes stärken Mindestanteile europäischer Wertschöpfung die industrielle Basis in Europa. Kritisch sieht der DGB dagegen die geplante Kapazitätsumlage ab 2031. Deren konkrete Ausgestaltung sei bislang offen, obwohl dadurch zusätzliche Kosten für Stromverbraucher entstehen könnten.

Keine fossile Falle aufstellen

Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) kritisiert vor allem die aus seiner Sicht starke Ausrichtung des Gesetzes auf fossile Gaskraftwerke. Der Verband fordert einen technologieoffenen Kapazitätsmechanismus, der Batteriespeicher, Bioenergie, Lastflexibilitäten und Sektorkopplung gleichberechtigt berücksichtigt. Zudem müsse für neue Gaskraftwerke ein verbindlicher Dekarbonisierungspfad mit klimaneutralen Energieträgern festgelegt werden.
 Der Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz betont, dass neue Kapazitäten nicht nur in ausreichender Menge, sondern auch an den richtigen Standorten entstehen müssten. Der vorgesehene Südbonus sei ein geeignetes Instrument, müsse aber so weiterentwickelt werden, dass auch im Norden und Osten ausreichend neue Kraftwerke entstehen.

Prof. Martin Wietschel, Leiter der Abteilung Energietechnologien am Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung (ISI) in Karlsruhe, sieht batterieelektrische Antriebe klar im Vorteil. E-Fuels würden dauerhaft höhere Kosten verursachen als die Elektromobilität. Zudem würden E-Fuels überwiegend außerhalb Europas produziert. Angesichts anhaltender geopolitischer Unsicherheiten sei dies ein Nachteil.

Wietschel verwies zudem auf die geringere Energieeffizienz von Verbrennungsmotoren. E-Fuels und andere alternative Kraftstoffe wie Wasserstoff oder Biokraftstoffe seien daher für Anwendungen geeignet, die sich nur schwer elektrifizieren lassen. Dazu zählten etwa der Flug- und Schiffsverkehr. Für diese Bereiche würden nach Wietschels Angaben künftig zwischen 150 und 180 Milliarden kWh alternativer Energieträger benötigt. Diese Mengen stünden zugleich in Konkurrenz zum Bedarf der Industrie.

Auch Schwerlasttransport elektrisch möglich

Auch im Schwerlastverkehr sieht Wietschel größere Potenziale für batterieelektrische Antriebe als häufig angenommen. Nach seiner Einschätzung könnten rund 50 Prozent der Fahrten batterieelektrisch erfolgen. Dafür genüge häufig das Laden während gesetzlicher Ruhezeiten oder über Nacht auf Betriebshöfen. Teilnehmer der Diskussion verwiesen auf geringere Wartungskosten und Mautvorteile, die elektrisch angetriebene Lastwagen zusätzlich wirtschaftlicher machten.

Kritik an der Ausgestaltung der Förderung für Elektrofahrzeuge äußerte Julian Joswig, Bundestagsabgeordneter von Bündnis 90/Die Grünen. „Auch Plug-in-Hybride und Fahrzeuge mit Range Extender die Kaufprämie einzubeziehen, verringert den möglichen Klimaschutzeffekt“, sagte er. Zudem sprach er sich gegen eine Förderung ohne Berücksichtigung der Herkunft der Fahrzeuge aus. Nach seiner Einschätzung komme sie insbesondere Herstellern aus China zugute. 

Ladeinfrastruktur wächst

Die Regierung setzt nach Angaben von Eva Ackermann, Leiterin des Referats Erneuerbare Energien im Bundesverkehrsministerium (BMF), auf einen weiteren Ausbau der Ladeinfrastruktur für LKW. Vorgesehen seien 350 Lade-Standorte entlang der Autobahnen sowie Ladepunkte in Depots und an öffentlichen Standorten. Ziel sei eine stärkere Elektrifizierung des Güterverkehrs.

Christian Küchen, Hauptgeschäftsführer des Wirtschaftsverbands Fuels und Energie (en2x) mit Sitz in Berlin, verwies darauf, dass die Auslastung vieler Ladesäulen derzeit noch nicht ausreiche, um deren Betrieb wirtschaftlich zu gestalten. Die Branche setze jedoch auf einen wachsenden Markt. Laut Küchen leisten Biokraftstoffe derzeit den größten Beitrag zur Dekarbonisierung des Verkehrs und das Potenzial sei noch deutlich größer.
 
E-Fuels ohne Sicherheit

Zugleich kritisierte Küchen die aus seiner Sicht fehlenden langfristig verlässlichen politischen Rahmenbedingungen für E-Fuels. Allein für die Versorgung des heutigen Fahrzeugbestands seien solche Investitionen nicht wirtschaftlich. Investitionen in entsprechende Produktionsanlagen seien mit hohen Risiken verbunden. Unternehmen benötigten Planungssicherheit darüber, dass die Dekarbonisierung auch europaweit und international voranschreite und langfristig Nachfrage nach Wasserstoff und anderen alternativen Kraftstoffen bestehe.

Für Technologieoffenheit sprach sich auch Stephan Herbst aus, der bei Toyota Motor Europe den Bereich Wasserstoff-Cluster verantwortet. PKW würden in Deutschland derzeit durchschnittlich zwölf Jahre beim Erstbesitzer genutzt. Dies sei auch auf die Verunsicherung vieler Kunden hinsichtlich neuer Antriebstechnologien zurückzuführen. Mit Blick auf den internationalen Wettbewerb hob Herbst die Entwicklung in China hervor. Dort seien 2025 rund 17.000 Brennstoffzellen-Lkw neu zugelassen worden. Europa müsse den technologischen Anschluss halten, um Wertschöpfung in diesem Bereich zu sichern.

Marc Krüger, Senior Policy Advisor bei der Dekra, sieht die Elektromobilität insgesamt auf einem positiven Entwicklungspfad. Nach seinen Angaben existiert bislang zudem nur ein begrenzter Markt für gebrauchte E-Fahrzeuge. Ursache sei die Unsicherheit vieler Käufer hinsichtlich der Haltbarkeit von Batterien. Mit Verfahren zur Prüfung von Batterien während ihrer gesamten Nutzungsdauer will die Dekra die Akzeptanz gebrauchter Elektrofahrzeuge erhöhen.

Den Studienautoren zufolge geht Kreislaufwirtschaft deutlich über das klassische Recycling hinaus. Ziel müsse es sein, Produkte und Materialien möglichst lange im Wirtschaftskreislauf zu halten und dadurch Abfallmengen, Kosten sowie die Abhängigkeit von Primärrohstoffen zu verringern. Vor dem Hintergrund wachsender geopolitischer Risiken und steigender Rohstoffabhängigkeiten gewinne dieser Ansatz zusätzlich an Bedeutung.

Die Untersuchung identifiziert mehrere Maßnahmen, die sich nach Einschätzung der Verfasser bereits kurzfristig und mit überschaubarem Aufwand umsetzen lassen. So könnten beschädigte Photovoltaikmodule aus Bau und Betrieb an spezialisierte Dienstleister zur Wiederaufbereitung oder zum hochwertigen Recycling weitergegeben werden. Erste Praxistests hätten gezeigt, dass dies kostenneutral möglich sei und teilweise sogar Erlöse generiere. Auch die Reparatur und Wiederverwendung von Wechselrichtern und Modulen könne die Betriebskosten senken und die Nutzungsdauer der Anlagen verlängern.

Chancen duch den Rückbau großer PV-Parks 

Lothar Rieth, Leiter Nachhaltigkeit bei EnBW, erklärte, Kreislaufwirtschaft werde im Unternehmen nicht als abstraktes Nachhaltigkeitsthema betrachtet, sondern als betriebswirtschaftliche Herausforderung. Die Studie zeige, dass in diesem Bereich ein erhebliches Potenzial für die Energiewirtschaft liege. Der Fokus verschiebe sich zunehmend von grundsätzlichen Konzepten hin zu konkreten operativen Maßnahmen.

Größere wirtschaftliche Chancen sehen die Autoren allerdings mittel- und langfristig. Mit dem erwarteten Rückbau der ersten großen Photovoltaik-Parks ab etwa 2035 würden erhebliche Mengen an Sekundärrohstoffen wie Stahl, Aluminium, Kupfer und Silizium verfügbar.

Unternehmen, die früh Erfahrungen mit Reparatur-, Wiederverwendungs- und Recyclingverfahren sammeln, könnten sich in entstehenden Märkten für Sekundärmaterialien positionieren und von steigenden Rohstoffpreisen profitieren. Voraussetzung sei jedoch, Materialkreisläufe entlang der gesamten Wertschöpfungskette neu zu organisieren und Kooperationen mit Dienstleistern sowie weiteren Marktpartnern aufzubauen.

Die Studie weist zugleich darauf hin, dass einzelne Unternehmen die Transformation nicht allein bewältigen können. Erforderlich seien branchenweite Initiativen, neue Geschäftsmodelle für Sekundärrohstoffe und geeignete politische Rahmenbedingungen. Dazu zählten unter anderem die Förderung von Recyclingkapazitäten, einheitliche Standards und mehr Transparenz in den Lieferketten.

Deloitte-Partner Matthias Schmidt betonte, dass sich die Vorteile der Kreislaufwirtschaft bereits dort zeigten, wo Unternehmen direkten Einfluss auf ihre Prozesse hätten. Um geschlossene Materialkreisläufe zu etablieren, müssten jedoch Märkte geschaffen, Technologien weiterentwickelt und Standards harmonisiert werden. Unternehmen sollten deshalb nicht auf regulatorische Vorgaben warten, sondern frühzeitig Erfahrungen sammeln und ihre Geschäftsmodelle anpassen.

Die Studie mit dem Titel „Ressourcen sparen, Kosten senken und Resilienz stärken?“ steht auf der Internetseite von Deloitte zum Download zur Verfügung.

Der Energieversorger hat dafür zwei neue Batteriespeicherprodukte angekündigt. Die Lösungen mit den Namen „Powerbank“ und „Powerbank XL“ wurden am 22. Juni vorgestellt und richten sich an unterschiedliche Kundengruppen.

Die größere Variante „Powerbank XL“ ist für Eigenheimbesitzer ohne eigene Solaranlage vorgesehen. Das Paket umfasst laut Octopus einen Batteriespeicher mit rund 10 kWh Kapazität. Gegen eine Einmalzahlung von 1.999 Euro sollen Kunden zehn Jahre lang für die ersten 2.000 kWh Jahresverbrauch keine Stromkosten zahlen. Für darüber hinausgehenden Verbrauch gelte der reguläre Arbeitspreis des Anbieters.

Mit der kleineren „Powerbank“ adressiert das Unternehmen insbesondere Mieterhaushalte. Der Speicher mit einer Kapazität von rund 2 kWh wird über eine Steckdose angeschlossen. Der Anbieter spricht in diesem Zusammenhang von „Feierabendstrom“ für nachfragestarke Stunden, der zu Zeiten günstiger Strompreise eingespeichert worden sei.

„Die Energiewende darf kein Privileg für Menschen mit Eigenheim und Solardach sein“, sagt Bastian Gierull, CEO von Octopus Energy Germany und richtet sein Augenmerk besonders auf Mieter.

Darüber hinaus kündigte das Unternehmen an, seine Speicherangebote ab 2027 auch mit eigener Hardware auszustatten. Die Einführung ist zunächst für Großbritannien, Deutschland, Frankreich, Italien und Spanien vorgesehen. Weitere Einzelheiten will Octopus nach eigenen Angaben in der zweiten Jahreshälfte bekanntgeben. Interessenten können sich jedoch bereits für beide Produkte registrieren. Angaben zu Lieferterminen oder verfügbaren Stückzahlen machte das Unternehmen bislang nicht.

Jochen Schneider, seit über 25 Jahren in der Energieversorgung aktiv, erläutert als Geschäftsführer der Wattstor die kommerziellen Vorteile des innovativen Price-Protect-Tarifs.

Damit verliere das frühere „Entweder-Oder“ zwischen Marktbezug und Eigenversorgung zunehmend an Bedeutung. Stattdessen setzen sich hybride Modelle durch, die unterschiedliche Elemente kombinieren: lokale Erzeugung, Speicherlösungen und eine flexible Beschaffungsstrategie. Entscheidend ist dabei nicht die einzelne Technologie, sondern ihr Zusammenspiel, das Wattstor als Dienstleister und Versorger anbietet. Erst die Integration der Komponenten schaffe laut Schneider ein Energiesystem, das sowohl wirtschaftlich tragfähig als auch langfristig resilient gegenüber Marktveränderungen ist.

Gesprächspartner:

• Jochen Schneider, Geschäftsführer der Wattstor Deutschland GmbH

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Für das Jahr 2025 wird prognostiziert, dass weltweit rund 35 Billarden BTU Energie aus Kernkraft verbraucht werden. BTU steht für British thermal unit. BTU ist definiert als die Wärmeenergie, die benötigt wird, um ein britisches Pfund Wasser um ein Grad Fahrenheit zu erwärmen.

An dem Vorhaben beteiligen sich Eon Business Solutions Deutschland, DMT, Deutsche Erdwärme, Fernwärmeversorgung Niederrhein, Iqony Fernwärme, Iqony Wärme und die Hertener Stadtwerke. Die Unternehmen verfolgen das Ziel, die Potenziale der tiefen Geothermie für die Wärmeversorgung der Metropolregion Ruhr zu erschließen und damit zur Dekarbonisierung des Wärmesektors beizutragen, teilte die Unternehmen am 24. Juni mit. 

„Das Ruhrgebiet ist Wärmewende-Pionier“, sagte Matthias Ohl, CEO des Fernwärmegeschäfts von Iqony. Die Region hat laut Ohl „großes Fernwärmepotenzial“ – dicht, industriell, voller ungenutzter Wärmequellen. Die Geothermie könne dort ein starkes Standbein der Wärmeversorgung der Zukunft sein. 

​Seismische Untersuchungen als erster Projektschritt

Die Aufsuchungserlaubnis bildet die rechtliche Grundlage für die Erkundung möglicher geothermischer Reservoirs. In einer ersten Phase wollen die Projektpartner vorhandene Daten auswerten und geophysikalische Untersuchungen durchführen. Geplant sind zunächst zweidimensionale seismische Messungen, um die geologischen Strukturen im Untergrund zu erfassen.

Auf Basis dieser Ergebnisse sollen anschließend dreidimensionale seismische Untersuchungen folgen. Sie dienen einer detaillierteren Abbildung potenziell geeigneter Reservoirstrukturen und sollen die Grundlage für mögliche Explorationsbohrungen schaffen. Die beteiligten Unternehmen planen zudem die Gründung eines Gemeinschaftsunternehmens. Die Umsetzung steht noch unter dem Vorbehalt der fusionskontrollrechtlichen Prüfung durch die zuständigen Behörden.

Perspektivisch soll die geothermische Wärme in bestehende und neue Wärmenetze eingespeist werden. Damit könnten fossile Energieträger in der Wärmeversorgung ersetzt werden. Das Ruhrgebiet gilt aufgrund seiner dichten Besiedlung, seiner industriellen Struktur und seiner umfangreichen Fernwärmeinfrastruktur als potenziell geeigneter Standort für großskalige Geothermieprojekte.

Beitrag zum Geothermie-Ausbau in Nordrhein-Westfalen

Die Projektpartner ordnen das Vorhaben in die Geothermie-Strategie des Landes Nordrhein-Westfalen ein. Der Masterplan Geothermie des nordrhein-westfälischen Wirtschaftsministeriums geht davon aus, dass Geothermie langfristig einen relevanten Anteil der Wärmeversorgung des Landes übernehmen könnte. Demnach ließen sich perspektivisch bis zu 20 Prozent des Wärmebedarfs in Nordrhein-Westfalen durch geothermische Quellen decken.

Mit der Erteilung der Aufsuchungserlaubnis beginnt zunächst die Explorationsphase. Ob und an welchen Standorten später geothermische Anlagen entstehen, hängt von den Ergebnissen der geologischen Untersuchungen und möglicher Probebohrungen ab. Das Vorhaben zählt nach Auskunft der Projektpartner zu den größten Geothermieprojekten in Deutschland und könnte wichtige Erkenntnisse für den weiteren Ausbau der tiefen Geothermie in urbanen Regionen liefern.

Geplant ist, den regulären Betrieb Ende 2027 zu beginnen. Kühtai 2 ist eine zweite Oberstufe des Kraftwerks Sellrain-Silz etwa 40 Kilometer westlich von Innsbruck mit derzeit etwa 781 MW Gesamtleistung. Auf die bestehende Oberstufe, den Pumpspeicher Kühtai, entfallen davon bis zu 289 MW. Die exakten Werte hängen vom Füllstand der Speicher ab. Das auf etwa 2.100 Metern Seehöhe gelegene Kühtai 2 verfügt über einen Speichersee mit 31 Millionen Kubikmetern Fassungsvermögen, der den Speicher Finstertal mit 60 Millionen Kubikmetern und den 400 Meter tiefer gelegenen Speicher Längental mit 3 Millionen Kubikmetern ergänzt.

Der neue See liegt etwa 180 Meter tiefer als der Speicher Finstertal. Er ist mit ihm über einen nach Westen verlaufenden 1.600 Meter langen Triebwasserweg samt dem neuen im Berg verbauten Kraftwerk Kühtai 2 mit seinen zwei je 95 MW starken Pumpturbinen verbunden. Eine Verbindung zum Speicher Längental besteht indirekt über den Speicher Finstertal. 

Die Tiwag wird den Speicher Finstertal und den neuen Speicher Kühtai nutzen, um abhängig von den Preisen im Stromgroßhandel Wasser hin und her zu pumpen respektive zu turbinieren sowie Spitzenstrom zu erzeugen, wenn dies wirtschaftlich attraktiv ist. So kann sie die Flexibilität von Sellrain-Silz erheblich steigern. Dies ist angesichts der steigenden witterungsbedingt schwankenden Stromproduktion mit Windparks und Photovoltaikanlagen von zunehmender Bedeutung.

Im bestehenden Pumpspeicherkraftwerk Kühtai wird das Wasser nochmals zur Stromproduktion genutzt und gelangt über den Speicher Längental sowie den daran anschließenden Triebwasserweg zum 1.250 Meter tiefer im Inntal gelegenen Kraftwerk Silz mit 500 MW, wo es ein weiteres Mal abgearbeitet wird. 

 
Lange Verfahren 

Von Silz aus lässt sich das Wasser nicht neuerlich emporpumpen. Statt dessen wird es über ein im Zuge des Projekts Kühtai 2 errichtetes Ausgleichsbecken mit 300.000 Kubikmetern Volumen in den Inn abgegeben. Durch das Becken lässt sich die Schwallproblematik entschärfen: Die maximale Schwallhöhe kann um etwa ein Drittel reduziert werden. Insgesamt erhöht sich die jährliche Stromerzeugung der Kraftwerksgruppe Sellrain-Silz mit Kühtai 2 um 41 Prozent oder 216 Millionen kWh auf 747 Millionen kWh. 

Der zuständige Vorstandsdirektor der Tiwag, Alexander Speckle, berichtete, Kühtai 2 sei eines der derzeit größten Pumpspeicherprojektvorhaben Europas. Mit den Planungen begann die Tiwag 2006, drei Jahre später leitete sie die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) ein. Nach der Genehmigung durch den Verfassungs- und den Verwaltungsgerichtshof begann sie 2019 mit dem Bau.

Speckle konstatierte bei dem Vor-Ort-Termin, die Genehmigungsverfahren für Kraftwerksprojekte dauerten zu lange. Auf Anfrage der Redaktion, was er sich von der kommenden Novelle des UVP-Gesetzes erhoffe, beschied Speckle sinngemäß, verständlicherweise solle diese so gestaltet werden, dass sie die raschere Genehmigung von Vorhaben ermögliche: „Wir beteiligen alles und jeden an den Verfahren und wundern uns dann, dass nichts weitergeht.“ 

Ausbau im Kaunertal 

Die Kosten für Kühtai 2 beziffert die Tiwag mit rund 1,13 Milliarden Euro. In seiner bestehenden Form wurde Sellrain-Silz in den Jahren 1977 bis 1981 errichtet und ist das bislang stärkste Kraftwerk der Tiwag. Die Stufe Silz mit den genannten 500 MW ist für sich genommen nach wie vor das leistungsstärkste Speicherkraftwerk Österreichs. Sie übertrifft auch den neuesten Pumpspeicher Österreichs, Limberg III, der auf 480 MW kommt. Noch stärker wird erst das Lünerseewerk II der Vorarlberger Illwerke-VKW mit 1.000 MW, das 2037 in Betrieb gehen soll. 

Die Tiwag selbst arbeitet an einer Erweiterung des Kraftwerks Kaunertal etwa 40 Kilometer westlich von Sellrain-Silz. Dieses kommt zurzeit auf 392 MW. Rechtskräftige Genehmigungen für den Bau des Speichers Platzertal mit 42 Millionen Kubikmetern Volumen sowie des 400 MW leistenden Pumpspeicherkraftwerks Versetz erstrebt die Tiwag für 2029.

Das 1,6 Milliarden Euro teure Vorhaben ist umstritten. Umweltorganisationen argumentieren mit der angeblichen Zerstörung hochalpiner Lebensräume. Nicht zerstreuen konnten diese Bedenken bis dato die umfangreichen Ausgleichsmaßnahmen, die die Tiwag im Rahmen von Kühtai 2 setzte und die mit rund 80 Millionen Euro zu Buche schlugen. Unter anderem renaturierte Abschnitte sie Teile der Ötztaler Ache sowie Teile der Innauen bei Langkampfen südlich von Kufstein.

Der Standort Klingenberg zählt zu den größten Erzeugungsanlagen im Berliner Fernwärmesystem und versorgt insbesondere den Osten der Hauptstadt. Die Investitionen sollen den Umbau des Areals an der Köpenicker Chaussee zu einem Energiepark ermöglichen. Die BEW plant, die Arbeiten während des laufenden Betriebs umzusetzen. Der Standort feiert im Jahr 2026 sein 100-jähriges Bestehen. Laut BEW soll die Anlage künftig Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und einen steigenden Anteil CO2-freier Wärmeerzeugung miteinander verbinden.

Franziska Giffey, Berliner Wirtschaftssenatorin (SPD) und Vorsitzende des BEW-Aufsichtsrats, bezeichnete die Entscheidung als wichtigen Schritt für die Wärmewende in der Hauptstadt. Mit den Investitionen werde der traditionsreiche Standort langfristig klimaneutral ausgerichtet. Ziel sei es, die Wärmeversorgung der Berliner Bevölkerung nachhaltig und bezahlbar zu sichern.

Technologiemix geplant

Nach Angaben der BEW sieht das Konzept für Klingenberg einen Technologiemix aus mehreren Erzeugungsformen vor. Geplant sind eine neue Kraft-Wärme-Kopplungsanlage auf Basis von Ersatzbrennstoffen, Power-to-Heat-Anlagen sowie wasserstofffähige Gas-Heißwassererzeuger. Perspektivisch soll zudem Abwärme aus einem Rechenzentrum über Großwärmepumpen in das Fernwärmesystem eingebunden werden. Das Unternehmen erwartet dadurch eine höhere Flexibilität bei der Wärmeerzeugung und eine langfristige Absicherung der Versorgung im Berliner Osten.

BEW-CEO Christian Feuerherd erklärte, die Entscheidung des Aufsichtsrats ermögliche es dem Unternehmen, die nächsten Planungsschritte mit größerer Verbindlichkeit voranzutreiben und den Umbau weiter zu konkretisieren.

Personelle Kontinuität

Parallel zum Investitionsbeschluss verlängerte der Aufsichtsrat den Vertrag von Technikgeschäftsführerin Kerstin Busch um weitere fünf Jahre. Busch verantwortet seit 2024 den technischen Betrieb, die Wärmeerzeugung sowie die Umsetzung zentraler Transformationsprojekte des Unternehmens.

Nach Angaben der BEW soll die Vertragsverlängerung die Kontinuität bei der Umsetzung der Wärmewende sichern. Giffey verwies in diesem Zusammenhang auf die technische Expertise von Busch und ihre Rolle bei der Realisierung der laufenden Projekte. Auch Feuerherd betonte die Bedeutung ihrer Erfahrung für die anstehenden Investitionen.

Der Umbau von Klingenberg ist Teil des aktualisierten Dekarbonisierungsfahrplans der BEW, den das Unternehmen wie berichtet im Mai vorgestellt hatte. Dieser sieht einen Ausstieg aus der Kohleverstromung bis 2030 vor. Bis 2045 soll die Fernwärmeversorgung nach Unternehmensangaben klimaneutral werden.

Die Tunnelröhre verbindet Wewelsfleth in Schleswig-Holstein mit Wischhafen in Niedersachsen. Sie verläuft auf einer Länge von 5,2 Kilometern unter der Elbe. Laut Tennet stellte die Unterquerung hohe Anforderungen an Planung und Bauausführung. Die Bohrmaschine arbeitete sich durch unterschiedliche Boden- und Sedimentschichten. Unter der Schifffahrtsrinne der Elbe mussten die Bauarbeiten zudem unter erhöhtem Druck erfolgen. Nach Angaben des Netzbetreibers begannen die Bohrungen Anfang Februar 2025. 

Sechs Kabel sollen durch den Tunnel führen

Mit dem Erreichen des Zielschachts endet das Projekt an dieser Stelle noch nicht. In den kommenden Monaten baut Tennet die Tunnelbohrmaschine aus und bereitet die Röhre für den späteren Kabeleinzug vor. Nach Unternehmensangaben sollen insgesamt sechs Kabel verlegt werden. Vorgesehen sind jeweils zwei Kabel pro Übertragungssystem sowie zwei zusätzliche Ersatzkabel. Diese sollen spätere Wartungsarbeiten erleichtern und die Verfügbarkeit der Verbindung erhöhen.

Südlink gehört zu den zentralen Netzausbauprojekten der Energiewende. Die Gleichstromverbindung soll künftig Windstrom aus Norddeutschland nach Bayern und Baden-Württemberg transportieren. Verantwortlich für den nördlichen Abschnitt ist Tennet. Den südlichen Teil der Trasse realisiert die Transnet BW GmbH aus Stuttgart, die das Übertragungsnetz in Baden-Württemberg betreibt.

Inbetriebnahme Ende 2028 geplant

Die Inbetriebnahme der gesamten Leitung ist weiterhin für Ende 2028 vorgesehen. Der Netzbetreiber wertet den abgeschlossenen Tunnelvortrieb als wichtigen Baufortschritt auf dem Weg zu diesem Termin. Die Elbquerung gilt innerhalb des Gesamtprojekts als einer der technisch anspruchsvollsten Abschnitte.

Südlink wird seit dem Sommer 2023 gebaut. Die Verbindung soll nach ihrer Fertigstellung große Mengen erneuerbaren Stroms zwischen Nord- und Süddeutschland transportieren und damit zur Integration weiterer Windkraftanlagen in das Stromsystem beitragen.

Besonders stark wächst der Markt für große Batteriespeicher. Ende 2025 verfügte die EU über rund 3.000 MW Batteriespeicher je 100.000 MW installierter Wind- und Solarkapazität. Bis 2030 soll dieses Verhältnis auf 12 Prozent steigen. Zudem könnten große Batteriespeicher kurzfristige Flexibilität dann rund 20 Prozent günstiger bereitstellen als neue Gaskraftwerke. 

Auch dezentrale Batteriespeicher in Wohn- und Gewerbegebäuden gewinnen laut Ember an Bedeutung. Ihre Kapazität dürfte sich bis 2030 verdoppeln. Dadurch kann ein wachsender Anteil des tagsüber erzeugten Solarstroms vom Dach in die Abendstunden verschoben und direkt genutzt werden. 

Neben Speichern sieht Ember großes Potenzial bei der Nachfragesteuerung. Bis 2030 könnte jedes sechste Auto in der EU elektrisch fahren. Etwa die Hälfte dieser Fahrzeuge könnte ihre Ladezeiten flexibel an Phasen mit hoher Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien anpassen. Gleichzeitig könnte rund jeder fünfte Haushalt über eine Wärmepumpe verfügen. Ein Teil ihres Stromverbrauchs ließe sich zeitlich verschieben, ohne den Komfort der Nutzer zu beeinträchtigen. 

Zusammen könnten diese Technologien Lastspitzen senken, Netzengpässe reduzieren und den Bedarf an fossilen Reservekapazitäten deutlich verringern. Voraussetzung dafür sind laut Ember jedoch verlässliche politische Rahmenbedingungen, Anreize für flexible Stromnutzung sowie ein schnellerer Ausbau intelligenter Stromzähler. Ab 2027 sollen alle EU-Mitgliedstaaten erstmals nationale Ziele für Speicher und flexible Stromnachfrage vorlegen. Ambitionierte Vorgaben könnten den Ausbau klimafreundlicher Alternativen zu Gaskraftwerken zusätzlich beschleunigen.

Laut GP Joule stehen mit dem Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG), dem Netzpaket und einer Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) wichtige Entscheidungen für die weitere Ausgestaltung der Energiewende bevor. Die neue Gesellschafterstruktur soll das Unternehmen darauf vorbereiten und den Fokus auf die Geschäftsfelder Projektentwicklung, Anlagenbau sowie Betrieb und Services schärfen.
 
Für das operative Geschäft ändert sich zunächst wenig. Ove Petersen bleibt Gesellschafter der Holding und führt das Unternehmen weiterhin als Chief Executive Officer. Gemeinsam mit Finanzchef Torben Menke bildet er künftig die Geschäftsführung. Petersen erklärte, Lehmann kenne das Unternehmen seit Jahren und könne zusätzliche Finanzierungsmöglichkeiten sowie Synergien mit der Minol-Zenner-Gruppe erschließen.

Mitgründer konzentriert sich auf Wärmesparte

Eine weitere Veränderung betrifft Mitgründer Heinrich Gärtner. Der bisherige Technikvorstand verlässt den Gesellschafterkreis der Holding und konzentriert sich künftig auf die GP Joule Wärme GmbH & Co. KG. Dort hält er nun die Mehrheit der Anteile. Nach Angaben des Unternehmens bleibt die Wärmesparte jedoch Teil der GP-Joule-Gruppe. Um dies zu unterstreichen, beteiligt sich die Holding als Gesellschafterin an der Gesellschaft.

Gärtner begründete den Schritt mit der Bedeutung der Wärmewende für das gesamte Energiesystem. Seinen Fokus wolle er künftig noch stärker auf den Ausbau einer nachhaltigen, sicheren und wirtschaftlichen Wärmeversorgung richten.

GP Joule sieht in der neuen Struktur die Grundlage, um sein Geschäftsmodell entlang der gesamten energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette fortzuführen. Das Unternehmen entwickelt, baut und betreibt Solar- und Windparks, Wärmenetze, Batteriespeicher, Wasserstoffanlagen sowie Ladeinfrastruktur. Künftig wolle man Produkte und Dienstleistungen noch stärker auf die Bedürfnisse von Kommunen und Unternehmen ausrichten. Dabei setzt GP Joule insbesondere auf Projekte in der Nähe von Erzeugungsanlagen oder direkt bei den Verbrauchern.

Nach Darstellung von Petersen sollen Kunden dadurch unabhängiger von politischen und regulatorischen Veränderungen werden. Ziel sei es, Erzeugung, Verteilung und Nutzung von Energie stärker miteinander zu verzahnen und eine stabile Energieversorgung zu ermöglichen.

Im Mittelpunkt steht das Commercial Energy Management System (CEMS) von Energielenker, das künftig auch mit einer neuen EZA-Regler-Lösung zusammenarbeiten soll. Energie & Management sprach mit Dennis Rohde, Senior Data Scientist bei Energielenker Solutions, über die anstehenden Projekte.

Ein Erzeugungsanlagenregler, kurz EZA-Regler, wird bei größeren Stromerzeugungsanlagen benötigt, um Vorgaben des Netzbetreibers umzusetzen. Er übernimmt die netzseitige Steuerung und überwacht Photovoltaikanlagen, Batteriespeicher oder Windkraftanlagen. Dazu verarbeitet er Messdaten, setzt Leistungsbegrenzungen um und sorgt für die Kommunikation mit dem Netzbetreiber. Mit dem wachsenden Ausbau erneuerbarer Energien steigt auch der Bedarf an dieser Regelungstechnik.

Gemeinsam entwickelten die Kooperationspartner ein vollständiges System mit passender Hardware und Software. Ziel war ein EZA-Regler, der die Anforderungen unterschiedlicher Anlagen und Netzbetreiber erfüllt, sich einfach montieren lässt und sowohl als standardisierte Komponente als auch als kundenspezifische Lösung eingesetzt werden kann.

In der Kooperation mit Weidmüller bringt Energielenker vor allem seine Erfahrung bei EZA-Reglern, Netzanschlussbedingungen und der Projektumsetzung ein. Weidmüller steuert die Hardware, Schaltschranktechnik und sein Know-how in der Steuerungs- und Automatisierungstechnik bei.

 Während der EZA-Regler die Anforderungen des Netzbetriebs erfüllt, soll das CEMS die wirtschaftliche Optimierung der gesamten Anlage übernehmen. „Am Ende des Tages sind das keine singulären Komponenten, die aneinander vorbeiarbeiten, sondern das bildet die Gesamtanlage“, sagte Rohde.

Nach Angaben von Rohde verfolgt Energielenker das Ziel, ein standardisiertes Ökosystem für Gewerbe- und Industriekunden aufzubauen. Statt jedes Projekt individuell zu entwickeln, sollen bereits erprobte Komponenten und Softwarebausteine kombiniert werden können. „Wir möchten ein Ökosystem aufbauen, das möglichst alle Anforderungen abdeckt“, so Rohde weiter.

Im Mittelpunkt steht die Vernetzung verschiedener Energiekomponenten. Dazu gehören Photovoltaikanlagen, Batteriespeicher, Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge, Blockheizkraftwerke und Wärmepumpen. Ohne eine übergreifende Steuerung könnten dabei unerwünschte Wechselwirkungen entstehen. So könnte Ladeinfrastruktur gerade dann hohe Leistungen abrufen, wenn diese an anderer Stelle benötigt werden. Ebenso könnten Batteriespeicher zum ungünstigen Zeitpunkt geladen oder entladen werden.

Das CEMS von Energielenker soll solche Konflikte vermeiden. Sämtliche relevanten Komponenten werden dafür in einer Plattform zusammengeführt. Das System berücksichtigt Erzeugung, Verbrauch, Speicherzustände und Strompreise und soll dadurch Lastspitzen reduzieren sowie die Wirtschaftlichkeit der Anlagen verbessern.

Laut Energielenker richtet sich die Lösung an Kunden vom kleineren Gewerbebetrieb bis hin zu großen Industrieunternehmen. Das System soll auch längere Transformationsprozesse begleiten können. Unternehmen können zunächst bestehende Energieanlagen optimieren und später weitere Komponenten wie Batteriespeicher oder Wärmepumpen integrieren.

Ein weiterer Vorteil liegt in der Aktualisierung der Software. Das System nutzt Cloud-Komponenten, über die Updates und regulatorische Anpassungen zentral ausgerollt werden. Angesichts häufiger Änderungen gesetzlicher Vorgaben soll dadurch sichergestellt werden, dass Kunden nicht bei jeder Anpassung individuelle Softwareänderungen beauftragen müssen.

2025 lieferte die Windenergie an Land mit 131.300 Arbeitsplätzen den stärksten Beschäftigungsbeitrag. Es folgten Biomasse mit 96.800 Beschäftigten, Solarenergie mit 88.200 und Wärmepumpen mit 72.200 Arbeitsplätzen. Die Offshore-Windenergie kommt auf 41.000 Beschäftigte. 

Die Stiftung analysiert eigenen Angaben zufolge die Beschäftigungsentwicklung seit Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) im Jahr 2000. Dabei unterscheiden die Autoren fünf Phasen: den Hochlauf der Energiewende bis 2011, den Einbruch der Solarindustrie ab 2012, den Strukturbruch in der Windenergie ab 2017, eine anschließende Stagnationsphase sowie den erneuten Aufschwung seit 2022. 
 
„Ausbau alleine reicht nicht“

Die Beschäftigung in den erneuerbaren Energien, schreiben die Autoren, reagiere besonders sensibel auf politische Rahmenbedingungen. So ging die Zahl der Arbeitsplätze in der Solarbranche nach Förderkürzungen und dem Markteintritt chinesischer Hersteller zwischen 2011 und 2017 von 156.700 auf 39.900 zurück. Auch die Windbranche verlor nach der Umstellung auf neue Ausschreibungsverfahren und Genehmigungsproblemen innerhalb weniger Jahre mehrere zehntausend Arbeitsplätze. 

„Die Beschäftigung wächst dort, wo durch Planungssicherheit private Investitionen in den Ausbau der erneuerbaren Energien fließen“, lässt sich Mitautorin Jana Fingerhut zitieren. Um Beschäftigung zu sichern, reiche aber der Ausbau allein nicht aus. Es brauche auch inländische Produktion und Herstellung, wie das Beispiel Photovoltaik beweise: „Obwohl immer mehr Photovoltaik-Anlagen installiert werden, sinkt die Zahl der Beschäftigten aktuell. Denn die Solar-Module werden im Ausland produziert. Die vor 15 Jahren noch so starke Fertigung in Deutschland ist verschwunden. Diesen Fehler dürfen wir bei der Produktion von Windkraftanlagen, Wärmepumpen und Wechselrichtern nicht wiederholen. Es geht dabei nicht nur um Arbeitsplätze, sondern auch um eine strategische Unabhängigkeit im Energiebereich. Dafür braucht es eine verlässliche Energiepolitik, auch über Wahlperioden hinweg.“
 
Für die aktuelle Legislaturperiode bewerten die Autoren insbesondere vier geplante Gesetzesvorhaben als beschäftigungspolitisch relevant: das Netzpaket, die EEG-Novelle, das Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) sowie das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG). 

Kritisch sehen sie dabei unter anderem den geplanten Redispatch-Vorbehalt in netzbelasteten Regionen. Dieser könnte Investitionen in Wind- und Solarprojekte erschweren und damit Beschäftigung entlang der gesamten Wertschöpfungskette beeinträchtigen. Auch die vorgesehene Abschaffung der Förderung für kleine Photovoltaikanlagen birgt aus Sicht der Autoren Risiken für Handwerk, Planung und Installation. Positiv bewertet die Studie dagegen den Ausbau von Windenergie an Land. Verbesserte Genehmigungsverfahren und höhere Investitionen hätten hier zuletzt zu einem deutlichen Beschäftigungsaufbau geführt. 

Die Autoren fordern deshalb, energiepolitische Reformen künftig stärker auf ihre Arbeitsmarktwirkungen zu prüfen. Neben Ausbauzielen müssten auch Planungssicherheit, regionale Wertschöpfung und Fachkräftesicherung berücksichtigt werden.„In Zeiten wirtschaftlicher Krise, in denen wir um jeden Job kämpfen, sollten wir die Fehler aus der Vergangenheit nicht wiederholen“, kommentiert Mitautor Roman Wirk die Ergebnisse der Studie: „Wir dürfen den Ausbau der erneuerbaren Energien kein weiteres Mal abwürgen. Es geht um Jobs, um mehr Unabhängigkeit von fossilen Importen und letztlich um unsere Wettbewerbsfähigkeit“.

Die vollständige Studie „Beschäftigung in den erneuerbaren Energien: Entwicklung und politische Reformen“ ist auf den Internetseiten der Bertelsmann Stiftung abrufbar.

Der Umbenennung vorangegangen war ein Umbruch bei den Eigentumsverhältnissen. Im März vergangenen Jahres hatte der US-Finanzinvestor Kohlberg Kravis Roberts, kurz KKR, eine Mehrheit an dem Düsseldorfer Unternehmen übernommen. Seither ist EGC durch Zukäufe gewachsen. 

Im September 2025 erwarb EGC das Berliner Contracting-Unternehmen Green Way Energy GmbH. Im Oktober übernahmen die Rheinländer von der Berliner Energie und Wärme (BEW) deren Erzeugungsanlagen außerhalb Berlins. Der Deal umfasste dem Vernehmen nach 140 Anlagen, verteilt auf acht Bundesländer; der Großteil der Anlagen befindet sich in Hamburg und Umgebung.

Ex-Baywa-Tochter soll in neuer Marke aufgehen

Kurz darauf erwarb EGC die Baywa Energie Dienstleistungs GmbH („BayWaEDL“) – eine Akquisition, mit der der Aktionsradius nach Süddeutschland erweitert wurde. Die ehemalige Baywa-Tochter soll diesen Sommer „vollständig“ in Fastr aufgehen, wie es heißt. 

Ein Umbruch fand auch in der Geschäftsführung statt. Im Oktober 2025 übernahm Jean-Marc Bazenet die Leitung des Unternehmens. Corinna Pitz und Dirk Pitz aus der Familie der Gründer wechselten in den Beirat.

Das Geschäftsjahr 2024 hatte die EGC Energie- und Gebäudetechnik Control GmbH & Co. KG mit einem Ergebnis nach Steuern von 5,1 Millionen Euro (2023: 3,7 Millionen Euro) abgeschlossen. Die Umsatzerlöse hatten sich auf 52,8 Millionen Euro summiert (2023: 55,1 Millionen Euro).

CO2 dagegen zeigte sich etwas befestigt. Strom notierte uneinheitlich. Tendenziell etwas bearish für die Märkte dürfte sich auch das absehbare Ende der Hitzewelle in Deutschland mit Beginn der neuen Woche auswirken. Allerdings prognostizieren die Wetterdienste für Südeuropa und auf dem Balkan weiter sehr hohe Temperaturen.

Strom: Der deutsche OTC-Strommarkt hat zur Wochenmitte uneinheitlich notiert und damit auf unterschiedliche Vorgaben der Nachbarmärkte reagiert. Während CO2 zulegte, zeigte sich Erdgas mit weiteren Abgaben. Der Day-ahead verlor in der Grundlast um 74,50 auf 133,75 Euro je Megawattstunde. Die Spitzenlast gab um 47,00 auf 91,25 Euro je Megawattstunde nach. An der Börse kostete der Donnerstag 133,54 Euro im Base und 90,93 Euro im Peak.

Händler führten die Abschläge in der Grundlast auf die etwas höhere Erneuerbaren-Einspeisung zurück. Diese soll am Donnerstag auf 23,5 Gigawatt von 20,8 Gigawatt am Berichtstag steigen. Insbesondere für die Abendstunden wird für Donnerstag etwas mehr Wind prognostiziert, sodass die Rekordpreise, die sich am Dienstag für diesen Zeitraum eingestellt hatten, in der Auktion vom Berichtstag weit verfehlt wurden.

Die Meteorologen von Eurowind erwarten für die kommenden Tage eine Erneuerbaren-Einspeisung von jeweils 20 bis 25 Gigawatt. Die Hitzewelle in Deutschland soll zum Start der neuen Woche durch kühlere Witterung abgelöst werden.

Am langen Ende verlor das Frontjahr um 0,22 auf 92,62 Euro.

CO2: Die CO2-Preise haben sich am Mittwoch etwas fester gezeigt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.41 Uhr 0,34 auf 81,05 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 81,94 Euro, das Tief bei 80,68 Euro. Die Nettolongpositionen am CO2-Markt legten an der ICE in der Vorwoche um kräftige 13,9 Millionen Tonnen auf 58,8 Millionen Tonnen zu. Händler führten den Kursanstieg auf die Entspannung in der Straße von Hormus zurück. Zudem wirke sich die Hitzewelle über Europa bullish auf die Preise aus, hieß es.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Mittwoch leichter gezeigt. Der Frontmonat Juli am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.20 Uhr 0,675 auf 41,440 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 0,470 auf 41,780 Euro je Megawattstunde.

Gas steht wie Öl unter dem Eindruck der zunehmenden Entspannung in der Straße von Hormus. Zudem zeichnet sich für die kommende Woche ein Rückgang der Temperaturen in Deutschland ab. In Südeuropa soll sich die Hitzewelle jedoch länger halten. Der Gasflow aus Norwegen beträgt am Berichtstag laut Gassco hohe 336,0 Millionen Kubikmeter. Die Kapazitätsauslastung der EU-Speicher liegt aktuell bei 47 Prozent. Das sind 9,5 Prozentpunkte mehr als zum gleichen Zeitpunkt des Vormonats.