Laut dem KWW können Bürgerinnen und Bürger die Wärmepläne in der Regel online einsehen. Viele Kommunen ergänzen die Unterlagen demnach durch Informationsveranstaltungen oder Ansprechpartner für Rückfragen. Die Pläne zeigen unter anderem, welche klimafreundliche Wärmeversorgung in einzelnen Stadtquartieren vorgesehen ist und wo beispielsweise Wärmenetze ausgebaut werden sollen.

Das KWW ist Teil der Deutschen Energie-Agentur (Dena) mit Sitz in Berlin. Nach seinen Angaben arbeiten auch zahlreiche kleinere und mittlere Kommunen bereits an ihrer Wärmeplanung oder haben diese abgeschlossen. Für Städte und Gemeinden mit weniger als 100.000 Einwohnerinnen und Einwohnern endet die gesetzliche Frist erst am 30. Juni 2028.

7.000 Wärmepläne in Arbeit

In Deutschland gibt es nach Angaben des KWW rund 10.700 Kommunen. Weil mehrere Gemeinden gemeinsame Planungen erstellen können, rechnet das Kompetenzzentrum mit insgesamt etwa 7.000 Wärmeplänen. Die Daten sollen im kommenden Jahr bundesweit zusammengeführt und ausgewertet werden.
Die kommunale Wärmeplanung gilt als Grundlage für den Umbau der Wärmeversorgung. Nach den gesetzlichen Klimazielen soll die Wärmeversorgung bis 2045 weitgehend ohne Erdgas und Heizöl auskommen.

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) begrüßte den fristgerechten Abschluss der Wärmepläne in den Großstädten. Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae erklärte, die Energieversorger hätten die Kommunen bei der Erstellung der Pläne unterstützt. Nun müsse der Schwerpunkt auf die Umsetzung gelegt werden.

Die Forderungen des BDEW, des Städtetags und des VKU

Nach Auffassung des BDEW benötigt die Wärmewende dafür einen verlässlichen politischen und regulatorischen Rahmen. Der Verband fordert unter anderem ein Wärmenetzpaket, langfristige Förderprogramme sowie eine Novelle des Wärmeplanungsgesetzes. Ziel müsse es sein, die kommunale Wärmeplanung stärker mit den Ausbauplänen für Strom-, Gas-, Wasserstoff- und Wärmenetze zu verzahnen.

Ähnliche Forderungen erheben unabhängig davon der Deutsche Städtetag und der Verband kommunaler Unternehmen (VKU). Beide Organisationen warnen, dass die von der Bundesregierung geplante Reform des Gebäudeenergiegesetzes zum Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) die Grundlagen vieler bereits erarbeiteter Wärmepläne verändern könnte.

Nach Angaben des VKU sieht knapp jedes dritte befragte Stadtwerk Überprüfungsbedarf, falls sich die gesetzlichen Rahmenbedingungen grundlegend ändern. Rund 71 Prozent der befragten Unternehmen halten ihre kommunalen Wärmepläne dagegen auch unter veränderten Vorgaben für belastbar.

„Wärme muss bezahlbar bleiben“

Auch Städtetag und VKU fordern die Bundesregierung auf, noch vor Abschluss der parlamentarischen Beratungen ein umfassendes Wärmepaket vorzulegen. Dieses müsse nach ihrer Einschätzung verlässliche Regelungen für den Ausbau der Wärmenetze sowie langfristig gesicherte Förderprogramme umfassen. Beide Verbände betonen, dass die kommunalen Wärmepläne nur dann Wirkung entfalten könnten, wenn anschließend ausreichend Investitionen in die notwendige Infrastruktur möglich seien.

„Neben dem GModG gibt es etwa noch keine Biomethanstrategie, die klärt, woher die zusätzlichen Mengen an grünen Gasen kommen sollen“, kritisiert VKU-Chef Ingbert Liebing. Auch fehle noch immer eine Novelle der AVB-Fernwärme-Verordnung und der Wärmelieferverordnung.

Zudem wanke die Förderkulisse, weil noch immer eine Reform des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG) aussteht und die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) bisher weder gesetzlich verankert noch aufgestockt wurde. „Die Wärmewende muss bezahlbar sein, damit sie gelingt“, mahnen beide Verbände.

Zur Erinnerung: Die sogenannten Energiepreisbremsen wurden während der Energiekrise 2022/23 eingeführt, um Verbraucher sowie Unternehmen bei den stark gestiegenen Kosten für Strom, Erdgas und Fernwärme zu entlasten. Für einen festgelegten Teil des Verbrauchs galt ein staatlich gedeckelter Energiepreis, während die Energieversorger die Differenz als Ausgleichszahlung vom Staat erhielten. Das Bundeskartellamt erhielt den Auftrag, zu prüfen, ob dabei alles mit rechten Dingen zuging. 

Mundt erinnerte daran, dass die Behörde für diese Aufgabe erhebliche personelle Ressourcen bereitstellen musste: „Wir haben diese Übung inzwischen abgeschlossen. Wir haben insgesamt 70 Verfahren geführt im Rahmen dieser Energiepreismissbrauchsüberprüfung gegen 33 Gasversorger, 17 Wärmeversorger und 20 Stromversorger.“

Nach Angaben des Bundeskartellamts wurden damit rund 14 Prozent des gesamten beantragten Entlastungsvolumens überprüft. Dieses umfasste staatliche Hilfen in Höhe von insgesamt 25 Milliarden Euro. Die Behörde erreichte nach eigenen Angaben Rückflüsse an den Bundeshaushalt von rund 218 Millionen Euro.

Die umfangreichen Prüfungen hatten nach Angaben Mundts auch Auswirkungen auf die übrige Arbeit der Wettbewerbsbehörde. Zeitweise musste sogar eine Kartellamts-Abteilung für die Aufgabe eingesetzt werden. Der Präsident verwies darauf, dass dies mit ein Grund dafür gewesen sei, dass andere Kartellverfahren vorübergehend weniger stark im Fokus standen.

Aus Sicht des Kartellamts zeigt das Verfahren zugleich, dass die Wettbewerbsbehörde auch außerhalb klassischer Kartellverfahren kurzfristig zusätzliche Aufgaben übernehmen kann. Während der Energiekrise habe das Bundeskartellamt seine Kapazitäten auf die Missbrauchsaufsicht konzentriert und die entsprechenden Prüfungen innerhalb weniger Jahre abgeschlossen.

Mundt enttäuscht über mediale Wirkung

Mundt bedauerte allerdings, dass die Ergebnisse in der öffentlichen Wahrnehmung kaum Beachtung gefunden hätten. „Ich finde, gerade die Übung bei den Energiepreisbremsen zeigt auch: Wir generieren auch echte Erfolge dann, die man auch dann irgendwie sehen muss.“ Häufig werde das Bundeskartellamt in Krisensituationen zum Handeln aufgefordert. Nach Abschluss der Verfahren gerieten die Ergebnisse jedoch schnell wieder aus dem Blickfeld.

Die drei größten Stromerzeuger

Der Jahresbericht verweist außerdem auf die Entwicklung der Strommärkte. Wenig positiv fällt die Einschätzung des Bundeskartellamts zur Marktmacht auf der Erzeugungsseite aus. Nach dem aktuellen Marktmachtbericht hat die Stellung der drei größten deutschen Stromerzeuger RWE (Essen), Leag (Cottbus) und EnBW (Karlsruhe) deutlich zugenommen.

Ursache ist vor allem der Rückgang steuerbarer Kraftwerkskapazitäten infolge weiterer Kraftwerksstilllegungen. Dadurch werden die verbleibenden Anlagen häufiger für die Deckung der Stromnachfrage unverzichtbar. Nach den Analysen der Behörde überschreitet RWE die Schwelle, ab der eine marktbeherrschende Stellung vermutet wird, deutlich. Auch für Leag werden Werte oberhalb dieser Grenze festgestellt, während EnBW knapp darunter liegt.

Im gemeinsamen Monitoringbericht von Bundeskartellamt und Bundesnetzagentur wird hingegen ein weiterer Rückgang der Energiepreise festgestellt. Gleichzeitig wechselten 2024 rund 7,1 Millionen Stromkunden und 2,3 Millionen Gaskunden ihren Anbieter.

Kartellamtspräsident Andreas Mundt bewertet die Marktöffnung positiv: „Die Entflechtung von Erzeugung, Netz und Vertrieb hat sich aus wettbewerblicher Sicht als Erfolgsgeschichte erwiesen. Im Bereich der Strom- und Gasvertriebsmärkte beobachten wir inzwischen eine Vielfalt an Angeboten, die weit über die ursprünglichen Erwartungen hinausgeht.“

Laut Agora Energiewende würde die verpflichtende Direktvermarktung die Kosten für viele Privathaushalte spürbar erhöhen. Für einen Vier-Personen-Haushalt in einem Bestandsgebäude entstünden je nach Eigenverbrauch jährliche Mehrkosten zwischen 185 und 277 Euro. Vor allem für Haushalte ohne Wärmepumpe oder Elektroauto ginge dadurch die Wirtschaftlichkeit einer Photovoltaikanlage verloren. Bisher liegt die Direktvermarktungsgrenze von Erneuerbaren-Anlagen, abgesehen von ganz alten Einheiten, bei 100 kW aufwärts.

Stromvermarktung zu teuer

Als Hauptgrund für die Verteuerung nennt der Thinktank die derzeit hohen Kosten für die Direktvermarktung. Diese liegen laut Agora bei rund 140 Euro pro Jahr. Damit sich die Vermarktung auch für Anlagen mit geringerem Eigenverbrauch rechne, müssten diese Kosten auf unter 50 Euro jährlich sinken.

Noch ungünstiger bewertet Agora die im Gesetzentwurf ebenfalls vorgesehene Möglichkeit der Nulleinspeisung. Dabei verzichten Anlagenbetreiber vollständig auf die Einspeisung ihres Solarstroms ins öffentliche Netz. Für einen Vier-Personen-Haushalt würden sich die jährlichen Mehrkosten nach Berechnungen des Thinktanks auf 281 bis 333 Euro belaufen. Zudem würde weniger Solarstrom ins Stromsystem gelangen, wodurch laut Agora der preisdämpfende Effekt an der Strombörse geringer ausfiele.

„Kleine PV-Dachanlagen stehen an der Schwelle zur Wirtschaftlichkeit. Doch die vom Gesetzgeber vorgesehene Direktvermarktung ist derzeit noch komplex und teuer für Privathaushalte“, erklärt Julia Bläsius, Direktorin Deutschland bei Agora Energiewende. Nach ihrer Einschätzung sollte die Bundesregierung zunächst die technischen und regulatorischen Voraussetzungen schaffen, bevor die verpflichtende Marktintegration umgesetzt wird.
 
Technische Voraussetzungen schaffen

Zu diesen Voraussetzungen zählen laut Agora standardisierte digitale Schnittstellen zwischen Solaranlagen und Strommarkt, ein flächendeckender Einbau intelligenter Messsysteme sowie verbindliche Umsetzungsfristen für Netzbetreiber.

Kritisch sieht der Thinktank auch die vorgesehene Übergangszeit. Der Gesetzentwurf sieht vor, dass neue Anlagen zwei Jahre lang den durchschnittlichen Marktwert für Solarstrom erhalten, bevor sie vollständig in die Direktvermarktung wechseln. Nach Einschätzung von Agora reicht dieser Zeitraum nicht aus, damit sich kostengünstige Vermarktungsangebote am Markt etablieren können.

Übergangsfrist verdoppeln

Stattdessen schlägt die Organisation eine Übergangsfrist von vier Jahren vor. Die dadurch entstehenden zusätzlichen Förderkosten für neue Anlagen würden sich nach Berechnungen von Agora im Jahr 2030 auf rund 160 Millionen Euro belaufen. Zum Vergleich verweist der Thinktank darauf, dass derzeit jährlich rund 8 Milliarden Euro aus dem EEG-Konto in die Förderung aller Solaranlagen fließen. Diese Ausgaben würden bis 2035 auf etwa 1,5 Milliarden Euro sinken, weil ältere Anlagen schrittweise aus der Förderung herausfallen.

Falls die Direktvermarktung innerhalb der Übergangszeit wirtschaftlich nicht tragfähig werde, empfiehlt Agora zudem eine Auffanglösung. In diesem Fall könnten Netzbetreiber den Solarstrom zum aktuellen Börsenstrompreis vermarkten und die Erlöse nach Abzug einer geringen Gebühr an die Anlagenbetreiber auszahlen.

Einkommensschwache zahlen höchsten Strompreis

Darüber hinaus spricht sich Agora für gezielte Fördermaßnahmen zugunsten einkommensschwächerer Haushalte aus. Nach Berechnungen des Thinktanks können Haushalte mit Photovoltaikanlage, Batteriespeicher, Wärmepumpe und Elektroauto ihre Energiekosten gegenüber konventionellen Technologien um rund ein Drittel senken.

Damit diese Einsparungen auch Haushalten mit geringerem Einkommen zugutekommen, seien unter anderem soziale Leasingangebote für Wärmepumpen und Elektroautos sowie gezielte Förderprogramme erforderlich.

Die Analyse basiert auf Berechnungen des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE), das im Auftrag von Agora Energiewende die Wirtschaftlichkeit verschiedener Vergütungsmodelle über einen Zeitraum von 20 Jahren untersucht hat. Dabei wurden Investitionskosten, Stromerlöse und verbleibende Stromkosten den Kosten eines Haushalts ohne Photovoltaik- und Batteriesystem gegenübergestellt.

Die Analyse „Vom Hausdach in den Strommarkt“ der Agora Energiewende steht als PDF zum Download bereit.

Hintergrund ist ein Urteil des Sächsischen Oberverwaltungsgerichts (OVG) in Bautzen aus dem März 2025. Das Gericht hatte den Begriff des „berechtigten Interesses“ bei Vorbescheiden eng ausgelegt. Nach dieser Entscheidung sollte ein Vorbescheid nach Paragraf 9 Absatz 1a BImSchG grundsätzlich nicht mehr außerhalb eines ausgewiesenen Windenergiegebiets in Betracht kommen. Dabei spielte nach Auffassung des OVG keine Rolle, ob ein entsprechender Regionalplan bereits vorlag oder sich erst in Aufstellung befand.

Höchstrichterliche Klärung kommt

Das OVG Bautzen ließ keine Rechtsmittel zu, dagegen wendete sich eine Windenergie-Projektiererin erfolgreich beim BVerwG mit einer Nichtzulassungsbeschwerde. Das BVerwG sieht nach eigenen Angaben einen grundsätzlichen Klärungsbedarf. Damit soll höchstrichterlich geklärt werden, unter welchen Voraussetzungen ein berechtigtes Interesse an einem Vorbescheidsantrag für die bauplanungsrechtliche Zulässigkeit einer Windenergieanlage nach Paragraf 35 Baugesetzbuch besteht und wann dessen Ablehnung rechtswidrig sein kann.

Dem Verfahren liegt der Antrag einer Projektentwicklerin auf einen bauplanungsrechtlichen Vorbescheid für zwei Windenergieanlagen im Außenbereich zugrunde. Nach Darstellung von Maslaton verzögerte die zuständige Behörde das Verfahren, während die beigeladene Gemeinde versuchte, die Standorte mithilfe eines Bebauungsplans planungsrechtlich auszuschließen.

Regionalplan versus Vorbescheid

Das OVG Bautzen kam laut der Kanzlei zwar zu dem Ergebnis, dass die Behörde den beantragten Vorbescheid zum 27. Februar 2025 hätte erteilen müssen. Den Hauptantrag auf Erteilung des Vorbescheids lehnte das Gericht dennoch unter Anwendung des inzwischen in Kraft getretenen Paragrafen 9 Absatz 1a Satz 2 BImSchG ab. Es vertrat die Auffassung, bereits der Beschluss zur Aufstellung eines Regionalplans lasse das berechtigte Interesse an einem Vorbescheid entfallen.

Nach Einschätzung von Maslaton schränkt diese Auslegung die praktische Bedeutung des beschleunigten Vorbescheids erheblich ein, weil sie bereits in einem frühen Stadium der Regionalplanung die Erteilung eines Vorbescheids ausschließen könne. Mit der Zulassung der Revision eröffne das BVerwG nun die Möglichkeit, diese Rechtsfrage höchstrichterlich zu klären.

Das BVerwG wies laut der Kanzlei auch eine Beschwerde der beigeladenen Gemeinde zurück. Diese hatte sich gegen die Feststellung des OVG gewandt, dass der Landkreis den Vorbescheid zu einem bestimmten Zeitpunkt hätte erteilen müssen. Laut Maslaton kann diese Feststellung für mögliche Amtshaftungs- oder Schadensersatzansprüche wegen einer verzögerten Genehmigung von Bedeutung sein.

Hoffnung auf mehr Rechtssicherheit

Nach Einschätzung der Kanzlei reicht die Bedeutung des Verfahrens über den Einzelfall hinaus. Eine Entscheidung des BVerwG könnte den Umgang mit Vorbescheiden nach Paragraf 9 Absatz 1a BImSchG bundesweit prägen und die Anforderungen an das berechtigte Interesse konkretisieren. Davon könnten Projektentwickler und Genehmigungsbehörden gleichermaßen betroffen sein.

Im nächsten Schritt muss die Revision begründet werden. Maslaton erwartet nach eigenen Angaben eine richtungsweisende Entscheidung des BVerwG, die für mehr Planungssicherheit bei Windenergieprojekten sorgen könnte.

Für einen Musterhaushalt mit einem Jahresverbrauch von 20.000 kWh sind der Auswertung zufolge die jährlichen Kosten in der Grundversorgung gegenüber dem Vorjahr von 2.802 auf 2.687 Euro gesunken. Das entspricht einer Entlastung von 115 Euro beziehungsweise 4,1 Prozent. Nach Angaben von Verivox profitieren davon rund 3,7 Millionen Haushalte.

Auch in den Sondertarifen der örtlichen Versorger liegen die Kosten unter dem Vorjahresniveau. Für einen Musterhaushalt sanken die durchschnittlichen Jahreskosten des günstigsten lokalen Sondertarifs nach Daten des Vergleichsportals von 2.292 auf 2.223 Euro. Dies entspricht einem Rückgang von 3 Prozent. Laut Verivox nutzen rund 7,5 Millionen Haushalte entsprechende Tarife.

„Die jüngsten Preissteigerungen am Großhandelsmarkt infolge des Nahost-Konflikts sind bislang bei vielen Haushalten noch nicht angekommen“, kommentiert Thorsten Storck, Energieexperte des Online-Portals. „Es ist aber durchaus möglich, dass einzelne Versorger bis Jahresende noch Preisanpassungen vornehmen.“

Am niederländischen Gashandelsplatz TTF lag der durchschnittliche Großhandelspreis im Jahr 2024 bei rund 3,4 Cent/kWh und im Jahr 2025 bei knapp 3,7 Cent/kWh. Im laufenden Jahr stieg der Preis infolge des Irankriegs zeitweise auf bis zu 6,6 Cent/kWh und liegt derzeit bei rund 4,2 Cent/kWh.

Gefälle zwischen lokalen und überregionalen Anbietern

Trotz der gesunkenen Preise blieben die Tarife der örtlichen Versorger laut Verivox im Durchschnitt teurer als Angebote überregionaler Anbieter. Während Gas in der Grundversorgung durchschnittlich 13,4 Cent/kWh koste und der günstigste lokale Sondertarif bei 11,4 Cent/kWh liege, betrage der günstigste Laufzeittarif eines überregionalen Anbieters im Mittel 9,3 Cent/kWh. Daraus ergebe sich je nach Tarif ein Preisunterschied von 18 bis 31 Prozent.

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft beziffert den durchschnittlichen Gaspreis für ein Einfamilienhaus mit einem Jahresverbrauch von 20.000 kWh bei neu abgeschlossenen Verträgen zum Stichtag 15. Juni auf 12,3 Cent/kWh – der gleiche Wert wie Anfang Mai. Zum 1. April ermittelte der BDEW einen durchschnittlichen Preis von 12,8 Cent/kWh. Am 1. Januar dieses Jahres betrug er 11,1 Cent/kWh. 

Verivox verglich für die Auswertung die aktuellen Kosten der Grundversorgung sowie des günstigsten lokalen Sondertarifs mit Neukundenbonus mit den entsprechenden Tarifständen des Vorjahres. Zusätzlich wurde für jede Postleitzahl der günstigste Laufzeittarif mit Preisgarantie ermittelt und daraus ein bundesweiter Durchschnittswert berechnet.

Allerdings hänge die tatsächliche Höhe der Emissionen eines Rechenzentrums maßgeblich vom Standort ab. „Identische Rechenleistungen können je nach Strommix ein Vielfaches an Emissionen verursachen“, lässt sich Patrick Hoffmann, Senior Klimaökonom bei der Allianz, zitieren. „In Ländern wie Indien, Indonesien oder Malaysia werden beispielsweise über 600 Gramm CO2 pro Kilowattstunde (kWh) ausgestoßen. In Norwegen und Schweden liegen die Werte bei unter 30 Gramm.“ Der vergleichsweise emissionsarme Strommix in Europa könne sich daher zu einem strukturellen Vorteil für den Ausbau klimafreundlicher KI entwickeln.

Deutschland sehen die Autoren dabei allerdings eher als Schlusslicht: „Hierzulande liegen die Emissionen durch den deutschen Strommix bei 329 Gramm CO2 pro Kilowattstunde. Das ist zwar unter dem Niveau der USA und Chinas, aber deutlich höher als beispielsweise in Skandinavien. Grund ist der weiterhin hohe Anteil an Kohleverstromung (20,6 Prozent) und Biomassenutzung (10 Prozent).“

Struktureller Treiber der Stromnachfrage

Weltweit investierten Unternehmen 2025 rund 580 Milliarden US-Dollar in Rechenzentren. Deren Stromverbrauch lag der Studie zufolge bei 515 Milliarden kWh und könnte sich bis 2030 auf etwa 1.111 Milliarden kWh mehr als verdoppeln.„Rechenzentren entwickeln sich von einer Randgröße zu einem strukturellen Treiber der Stromnachfrage in vielen Regionen“, sagt Patrick Hoffmann. 

Ohne weitere Dekarbonisierung der Stromversorgung würden die globalen Emissionen von Rechenzentren bis 2030 auf 643 Millionen Tonnen CO2 steigen. Bei ambitionierter Dekarbonisierung könnten sie dagegen trotz wachsender Rechenleistung auf 329 Millionen Tonnen CO2 begrenzt werden. Gleichzeitig gewännen dann Emissionen aus der Lieferkette, insbesondere aus der Produktion von Halbleitern und Servern, an Bedeutung.

Der Wasserverbrauch steigt

Neben dem Energieverbrauch rückt die Studie den Wasserbedarf in den Fokus. Rechenzentren verbrauchten 2025 weltweit rund 814 Milliarden Liter Wasser. Bis 2030 könnte der Bedarf auf 1,3 bis 1,8 Billionen Liter steigen. Etwa drei Viertel entfallen indirekt auf die Stromerzeugung, der Rest auf Kühlung und Halbleiterfertigung. Besonders kritisch sei der Ausbau von Rechenzentren in Regionen mit hoher Wasserknappheit.

KI kann Mehrverbrauch überkompensieren

KI-Anwendungen verursachen der Studie zufolge derzeit etwa 15 bis 20 Prozent des Stromverbrauchs von Rechenzentren. Bis zum Ende des Jahrzehnts könnte ihr Anteil auf rund 40 Prozent steigen.

Darin sehen die Autoren aber auch eine große Chance: Bei breitem Einsatz in Industrie, Energiewirtschaft, Gebäuden und Verkehr könnte KI die weltweiten CO2-Emissionen bis 2035 um 1,4 Milliarden Tonnen pro Jahr senken und damit ihre eigenen Emissionen überkompensieren. Voraussetzung seien jedoch ein schneller Ausbau erneuerbarer Energien, leistungsfähigere Stromnetze sowie mehr Transparenz über Energie-, Emissions- und Wasserverbrauch von Rechenzentren.

„KI hat das Potenzial, netto emissionsmindernd zu wirken – vorausgesetzt, ihre Effizienzgewinne skalieren schneller als der Ausbau der Infrastruktur. Entscheidend ist dabei die Transformation der Energiesysteme: Der Schlüssel zu ‚Green AI‘ liegt in sauberem Strom“, so das Fazit von Klimaökonom Hoffmann. 

Die vollständige Studie „Code, carbon, kilowatts“ ist auf der Internetseite der Allianz Trade zu finden.

An der Spitze des weltweiten Rankings behauptete sich allerdings erneut Tesla, gefolgt von Sungrow. BYD gelang mit dem Sprung von Rang fünf auf Platz drei der größte Aufstieg. Obwohl der gemeinsame Marktanteil der drei führenden Unternehmen leicht zurückging, werten die Analysten von Woodmac dies als Folge des insgesamt stark wachsenden Marktes und des Aufstiegs weiterer Anbieter.

Europa gewinnt an Dynamik

Während Tesla den nordamerikanischen Markt dominiert, entwickelt sich Europa zunehmend zu einem Schwerpunkt für chinesische Integratoren. Sungrow verteidigte dort seine Spitzenposition, BYD landet vor Huawei auf Platz zwei. Neben den etablierten Märkten Großbritannien, Deutschland und Italien gewinnen Länder wie Bulgarien, Rumänien, Belgien, Spanien, die Niederlande und Griechenland an Bedeutung für die Speicherhersteller.

Gleichzeitig verschärft die Europäische Union mit dem Net Zero Industry Act, der Batterieverordnung und weiteren industriepolitischen Initiativen die Anforderungen an Lieferketten und lokale Wertschöpfung. Dadurch könnten europäische Produktionskapazitäten künftig an Bedeutung gewinnen.

Auch in Nordamerika verändern regulatorische Vorgaben den Wettbewerb. Neue Anforderungen an den Anteil heimischer Wertschöpfung bei geförderten Speicherprojekten dürften den Marktzugang chinesischer Anbieter künftig erschweren.

Wettbewerb verlagert sich auf Technologie und Software

Im asiatisch-pazifischen Raum bleibt China mit einem Marktanteil von 85 Prozent die dominierende Kraft. Gleichzeitig entwickeln sich die Philippinen, Vietnam, Indonesien, Thailand und Malaysia zu neuen Wachstumsmärkten für Batteriespeicher. Auch im Nahen Osten entstehen zunehmend Speichergroßprojekte im Gigawatt-Maßstab. In Lateinamerika gilt Chile dank stabiler regulatorischer Rahmenbedingungen als Vorreiter. 

Nach Einschätzung von Wood Mackenzie verändert sich der Wettbewerb im Markt für BESS-Anbieter grundlegend. Neben der Produktionskapazität gewinnen heute die Einhaltung regulatorischer Vorgaben, netzdienliche Speichertechnologien, intelligente Software zur Vermarktung der Speicherkapazitäten sowie Finanzierungslösungen an Bedeutung. Unternehmen, die diese Kompetenzen miteinander verbinden, dürften ihre Wettbewerbsposition in den kommenden Jahren weiter ausbauen.

Mainova-Netz hält Tageshöchstlast stand

Nun wurde am 27. Juni 2026 in Frankfurt mit 41,2 Grad ein Allzeithoch gemessen. Schon in den Tagen davor war die Temperatur über die 40-Grad-Marke gestiegen. Die Mitteilung des Kommunalversorgers Mainova ließ nicht lange auf sich warten. Innerhalb eines Tages, jeweils am 25. und am 26. Juni, sei die Tageshöchstlast in der Mainmetropole auf mehr als 900 MW geklettert. Ein wesentlicher Grund dafür seien die sehr hohen Temperaturen gewesen, die einen entsprechend großen Kühlungsbedarf mit sich gebracht haben. Frankfurt am Main, Finanzmetropole und Sitz eines zentralen europäischen Datenknotens, weist eine der größten Rechenzentrums-Dichten Deutschlands auf.

Peter Arnold zeigte sich „stolz“, dass das Verteilnetz auch unter „extremen Bedingungen“ die Versorgung gewährleistet. Die hohen Investitionen ins Netz hätten sich entsprechend ausgezahlt und würden auch noch gesteigert, so der Mainova-Vorstand. Laut Arnold sollen in den nächsten fünf Jahren insgesamt 900 Millionen Euro investiert werden, um die Kapazität des Stromnetzes zu verdoppeln.

Vorfälle in Rüsselsheim, Lahr und Fürth

Die Netze anderer Energieunternehmen zeigten sich in den vergangenen Tagen indessen weniger robust. Die Stadtwerke Rüsselsheim, ebenfalls in Hessen, meldeten am 25. Juni spätabends einen Stromausfall, von dem rund 2.000 Haushalte im Netzgebiet betroffen waren. Das Zusammentreffen mehrerer Faktoren habe zu dem Störfall geführt. „Die außergewöhnlich hohen Temperaturen der vergangenen Tage sorgten für eine sehr hohe Stromnachfrage. Hinzu kam am Abend eine zusätzliche Belastung des Netzes, unteranderem durch das zeitgleich stattfindende WM-Spiel“, teilte der Versorger mit. Er bezog sich dabei auf das deutsche Fußballspiel gegen Ecuador; fünf Tage später kickte Paraguay die DFB-Elf aus der WM.

Die hohe Netzbelastung am 25. Juni habe dazu geführt, dass mehrere Betriebsmittel ausfielen, vor allem Kabelmuffen, also Verbindungselemente, so die Rüsselsheimer. Die dadurch entstandenen Erdschlüsse hätten zu einer Kettenreaktion und schließlich zu einem großflächigen Ausfall geführt.

Außergewöhnliche Häufung von Betriebsmittel-Ausfällen

„Einzelne Defekte an Verbindungselementen kommen in einem Stromnetz immer wieder vor. Dass jedoch mehrere Betriebsmittel nahezu gleichzeitig ausfallen und sich die Auswirkungen gegenseitig verstärken, ist außergewöhnlich“, erklärte Rüsselsheims Stadtwerke-Geschäftsführer Maik Landwehr.

Im badischen Lahr hatte die E-Werk Netze, Tochtergesellschaft des E-Werks Mittelbaden (EWM), die bis 2025 noch Überlandwerk Mittelbaden (ÜWM) hieß, am 26. Juni einen hitzebedingten Kabelfehler gemeldet, in dessen Folge es zu einem Stromausfall gekommen sei. Dieser sei allerdings bereits innerhalb von knapp 45 Minuten wieder behoben gewesen.

Im mittelfränkischen Fürth kam es seit dem 26. Juni zu mehreren Stromausfällen. „Die Rekord-Temperaturen am vergangenen Wochenende haben das Stromnetz in Fürth stark belastet und zu einer ungewöhnlichen Häufung von Kabelstörungen im Mittelspannungsnetz geführt. Betroffen waren die Stadtteile Hardhöhe, Poppenreuth und Ronhof“, hieß es von Seiten des kommunalen Versorgers. Zum Teil dauerten die Ausfälle nur wenige Minuten.

In Ronhof habe es am Nachmittag des 28. Juni allerdings drei zunächst voneinander unabhängige Kabelschäden gegeben, die sich dann aber zu einer etwa vierstündigen „komplexen Großstörung“ entwickelt haben. Rund 2.000 Haushalte waren laut Infra Fürth, so der Eigenname des Stadtwerks, betroffen.

Als eMSP vermittelt Electra den Zugang zu Ladepunkten verschiedener Betreiber. Fahrer können Ladepunkte suchen, vergleichen, ansteuern und den Ladevorgang starten, ohne für jedes Ladenetz eine eigene App oder ein separates Nutzerkonto zu benötigen. Nach Angaben des Unternehmens lässt sich der Ladevorgang zudem mit einer einzigen Electra-Ladekarte an den angeschlossenen Ladenetzen freischalten.

Empfehlungen statt Kartenansicht

Ein Schwerpunkt der neuen App-Funktionen liegt auf der Auswahl geeigneter Ladepunkte. Ein Algorithmus bewertet verfügbare Stationen anhand von Ladeleistung, aktueller Verfügbarkeit, technischer Zuverlässigkeit, Standort und Preis. Nutzer können außerdem eigene Kriterien wie Preishöhe, Entfernung oder Ladeleistung festlegen. Der integrierte Routenplaner berücksichtigt Ladestopps automatisch bei der Streckenplanung.

Je nach Betreiber erfolgt die Freischaltung des Ladevorgangs über die App oder die Electra-Ladekarte. An den eigenen Schnellladestationen bietet Electra zudem Autocharge an. Nach einer einmaligen Registrierung erkennt die Ladesäule das Fahrzeug automatisch und startet den Ladevorgang nach dem Anschließen ohne weitere Freigabe.

Nach Angaben des Unternehmens sollen Nutzer den jeweiligen Ladepreis bereits vor Beginn des Ladevorgangs sehen. Für Ladevorgänge in fremden Ladenetzen erhebt Electra nach eigenen Angaben keine zusätzlichen Gebühren. Damit will das Unternehmen die Preisübersicht beim öffentlichen Laden verbessern.

Ausbau in Deutschland

Parallel setzt Electra den Ausbau seines Schnellladenetzes in Deutschland fort. Am 1. Juli eröffnet das Unternehmen nach eigenen Angaben in Hannover seinen bislang größten urbanen Schnellladepark in Deutschland. Am Standort an der Herschelstraße nahe dem Hauptbahnhof sollen dann 14 Ladepunkte an sieben Ladesäulen mit einer Ladeleistung von jeweils bis zu 400 kW zur Verfügung stehen. Weitere Ladeparks nahm Electra zuletzt unter anderem in Leipzig, Peine, Detmold und Krefeld in Betrieb.

Electra wurde 2020 gegründet und betreibt nach eigenen Angaben Ladeparks in zehn europäischen Ländern. Bis 2030 will das Unternehmen sein Netz auf 15.000 Schnellladepunkte ausgebaut haben.

Eku Energy hat „Dion“ nach eigenen Angaben vom deutschen Projektierer Nion erworben und mit ihm einen Vertrag über die Weiterentwicklung geschlossen. Dabei soll Nion für die Umsetzung bis zum Financial Close zuständig sein und Eku Energy die strategische Steuerung in den Bereichen Entwicklung, Design und Technologie übernehmen. Das Vorhaben sei, so Eku Energy, der erste Schritt einer langfristigen Deutschland-Strategie. Auch die Eröffnung eines Büros in Deutschland sei geplant. 

„Unsere besondere Stärke liegt in der Verbindung von Technologie-Knowhow und fundierter Vermarktungserfahrung. In unseren Multi-Use-Projekten kombinieren wir beispielsweise langfristige Abnahmeverträge mit der Teilnahme an Strombörsen“, erklärte dazu Erin Lee, Chief Financial Officer von Eku Energy mit Sitz in London. Die Expertise in Vertragsgestaltung und Speichertechnologie sorge für eine höhere Ertragsstabilität und bessere Planbarkeit bei den Projekten.

Die Verpachtung bildet den ersten Schritt einer Zusammenarbeit zwischen der EWS Elektrizitätswerke Schönau und Badenova Netze. Beide Unternehmen wollen den Netzbetrieb gemeinsam weiterentwickeln und die Verteilnetze auf die Anforderungen der Energiewende ausrichten. 

„Insbesondere auf Ebene der Verteilnetze sind die Herausforderungen durch Integration dezentraler Stromerzeugungsanlagen, der Digitalisierung der Netze sowie der voranschreitenden Elektrifizierung von Mobilität und Wärmerzeugung deutlich gestiegen. Gleichzeitig werden die Regulierungsauflagen immer höher, was gerade bei kleinen Netzbetreibern zu sehr hohen Netzentgelten geführt hat“, erklärte Alexander Sladek, Vorstand der EWS Schönau. Mit Badenova habe die Genossenschaft einen regional verankerten und kommunal getragenen Partner gefunden, um einen sicheren und zukunftsfähigen Netzbetrieb sicherzustellen.

Um den Übergang zu erleichtern, wechselt ein Großteil des operativen Stromnetz-Teams der EWS Netze GmbH zur Badenova Netze GmbH. Die Unternehmen erwarten dadurch einen weitgehend nahtlosen Übergang im laufenden Netzbetrieb.

Die neun Anlagen entstanden auf Flächen des ehemaligen Braunkohle-Tagebaus Amynteo und wurden von Meton Energy entwickelt, errichtet und in Betrieb genommen. Das Gemeinschaftsunternehmen gehört zu 51 Prozent RWE und zu 49 Prozent PPC. Nach Angaben der Unternehmen soll die Stromerzeugung rechnerisch den Jahresbedarf von rund 400.000 griechischen Haushalten decken.

Mit den jetzt abgeschlossenen Projekten bauen RWE und PPC ihre Zusammenarbeit in Griechenland weiter aus. Bereits 2021 hatten beide Unternehmen die Gründung von Meton Energy vereinbart, um Photovoltaikprojekte auf rekultivierten Braunkohle-Flächen zu entwickeln. Das Gemeinschaftsunternehmen konzentriert sich auf ehemalige Tagebau-Gebiete in Westmakedonien, die im Zuge des griechischen Kohleausstiegs für die Erzeugung erneuerbarer Energien genutzt werden sollen.

Die nun vollständig in Betrieb genommenen Anlagen sind Teil dieses Programms. Die Solarparks wurden zu drei Clustern zusammengefasst und auf dem früheren Tagebaugelände Amynteo errichtet. Sie zählen mit ihrer Gesamtleistung zu den größten Photovoltaikprojekten Griechenlands.

Die Kooperation soll in den kommenden Jahren weiter ausgebaut werden. Derzeit errichten RWE und PPC in der Verwaltungsregion Zentralmakedonien zwei weitere Photovoltaikprojekte. Zusammen sollen sie eine installierte Leistung von 567 MWp beziehungsweise eine Wechselrichterleistung von 518 MWac erreichen. Die Inbetriebnahme ist für 2027 vorgesehen. Nach Unternehmensangaben soll deren jährliche Produktion ausreichen, um den Bedarf von mehr als 240.000 griechischen Haushalten zu decken.

Mit Abschluss dieser beiden Vorhaben würde das gemeinsame Solarportfolio der Partner auf knapp 1.500 MW anwachsen. Die Projekte sind Teil des Umbaus der ehemaligen Braunkohleregionen Griechenlands, in denen konventionelle Kraftwerksstandorte schrittweise durch Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ersetzt werden.

Die erste Tranche hat eine Laufzeit von sechs Jahren. Sie wurde mit einem Kupon von 3,375 Prozent und einem Ausgabepreis von 99,35 Prozent begeben. Daraus ergibt sich eine Rendite bis zur Fälligkeit von 3,49 Prozent.

Die zweite Tranche weist eine Laufzeit von elf Jahren auf. Sie wurde mit einem Kupon von 4 Prozent und einem Ausgabepreis von 99,54 Prozent ausgegeben. Die Rendite bis zur Fälligkeit beträgt 4,05 Prozent.

Nach Angaben des Unternehmens stieß die Emission auf eine hohe Nachfrage am Kapitalmarkt. Die Anleihe sei mehrfach überzeichnet worden. Angaben zur Höhe des Orderbuchs oder zur Zusammensetzung der Investoren machte RWE nicht.

Mittel für Investitionsprogramm vorgesehen

RWE will mit den Nettoerlösen sein laufendes Investitionsprogramm finanzieren. Voraussetzung ist, dass die finanzierten Vorhaben die Anforderungen des unternehmenseigenen Green Financing Frameworks erfüllen. Solche Finanzierungsrahmen legen fest, für welche Projekte Mittel aus grünen Anleihen eingesetzt werden dürfen und nach welchen Kriterien die Verwendung der Erlöse dokumentiert wird.

Mit der aktuellen Emission erweitert RWE sein Portfolio an nachhaltigen Finanzierungsinstrumenten. Das Unternehmen nutzt den Green-Bond-Markt regelmäßig, um Investitionen in Projekte zu finanzieren.

Angerer steht seit November 2021 an der Spitze der AEA. Nach Angaben der Agentur hat sie in seiner Amtszeit ihre Rolle als wissenschaftliche Kompetenzstelle für Energie- und Klimafragen in dieser Zeit ausgebaut und die Zusammenarbeit mit Politik, Verwaltung, Wirtschaft und den Bundesländern vertieft. 

Den Vorsitz des Vorstands übernimmt künftig das Bundeswirtschaftsministerium Österreich. Erster Stellvertreter ist das Bundesklimaministerium Österreich, zweiter Stellvertreter der jeweilige Vorsitzende der Landeshauptleutekonferenz, des österreichischen Pendant zur deutschen Ministerpräsidentenkonferenz. 

Energie-Staatssekretärin Elisabeth Zehetner von der konservativen ÖVP bezeichnete die Wiederbestellung als „ein wichtiges Signal für Kontinuität und Stabilität in einer Phase, in der wir den Umbau unseres Energiesystems konsequent vorantreiben und gleichzeitig Versorgungssicherheit, Leistbarkeit und Wettbewerbsfähigkeit stärken müssen.“ 

Die Österreichische Energieagentur ist ein gemeinnütziger wissenschaftlicher Verein. Sie berät Bund, Bundesländer, Unternehmen und internationale Organisationen zu Energie-, Klima- und Transformationsfragen. Mitglieder sind der Bund, alle Bundesländer sowie Unternehmen, Interessenvertretungen und wissenschaftliche Einrichtungen. Die Agentur setzt zudem im Auftrag des Bundes die Klimaschutzinitiative „klimaaktiv“ um.

 
Seit 2008 steigt die Zahl der Photovoltaikeinheiten (inklusive Balkonkraftwerke) in Deutschland stetig an, besonders seit dem Jahr 2020. Zum 12. Februar 2026 wurden mehr als 5,68 Millionen Photovoltaikeinheiten registriert. Die meisten Anlagen befanden sich in Bayern.

Der CO2-Markt erhielt Rückenwind durch die jüngsten Energiepreissteigerungen, blickt aber zunehmend auf die für Mitte Juli erwarteten Reformvorschläge zum EU-Emissionshandel. Insgesamt bleibt das Marktumfeld von einer hohen Nervosität geprägt. Geopolitische Schlagzeilen, Wetterprognosen und das Auffüllen der Gasspeicher bestimmen derzeit die Richtung an den Energiemärkten.

Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Eine Ausnahme bildete allerdings der Day-ahead, der im Base um 35,75 auf 151,75 Euro je Megawattstunde verlor. Im Peak ging es um 33,50 auf 123,75 Euro je Megawattstunde nach unten.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Mittwoch in etwa auf dem Niveau vom Dienstag liegen, bevor ab Donnerstag eine deutliche Steigerung erwartet wird. Der Höhepunkt der kommenden Tage dürfte am Sonntag mit einer Einspeiseleistung von mehr als 47 Gigawatt erreicht werden. 

Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 um 0,71 auf 92,77 Euro je Megawattstunde hinzu.

CO2: Mit deutlichem Plus hat sich der CO2-Markt am Dienstag gezeigt. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 1,27 auf 80,05 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 80,25 Euro, das Tief bei 78,63 Euro.

Während die Temperaturen in Nordwesteuropa etwas nachgegeben haben, hat sich die jüngste Hitzewelle nach Süd- und Osteuropa verlagert, wie die Analysten von Vertis betonen. In Polen, Österreich und Tschechien könnten die Temperaturen in den nächsten Tagen in die Nähe von Rekordwerten steigen.

Die Wettermodelle deuten zudem darauf hin, dass in der Woche ab dem 6. Juli erneut eine Hitzewelle in Nordwesteuropa bevorstehen könnte. Damit bliebe der wetterbedingte Aufwärtsimpuls für die europäischen Gas- und Strommärkte bestehen.
Gleichzeitig wird eine teilweise Erholung der Windeinspeisung erwartet, insbesondere in Deutschland. Dies dürfte die Stromerzeugung aus fossilen Kraftwerken und damit auch den Gasverbrauch im Energiesektor etwas verringern. Bis etwa 7. Juli sieht das US-Wettermodell eine teils deutlich überdurchschnittliche Wind-Einspeiseleistung.

Was die politische Ebene angeht, dürften die Diskussionen um die Reform des EU-Emissionshandels sich weiter intensivieren, je näher der für den 15. Juli angekündigte Vorschlag der Europäischen Kommission rückt.

Medienberichten zufolge hat die Europäische Volkspartei (EVP), die größte Fraktion im Europäischen Parlament, unter anderem vorgeschlagen, spekulative Aktivitäten einzuschränken, den linearen Reduktionsfaktor zu senken und Stromerzeugern in Ausnahmefällen kostenlose Zertifikatszuteilungen zu gewähren. Derzeit bleibt allerdings unklar, wie groß die politische Unterstützung für diese Vorschläge ist. Sollten einzelne Maßnahmen umgesetzt werden, könnten sie die Funktionsweise des CO2-Marktes jedoch spürbar verändern.

Die Energiemärkte haben zu Wochenbeginn nach den neuen Angriffen im Nahen Osten am Wochenende zugelegt und damit ebenfalls Aufwärtsimpulse für CO2 geliefert.

Erdgas: Die Gaspreise haben am Dienstag weiter hinzugewonnen. Der neue Frontmonat August am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 1,00 auf 43,65 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 1,175 auf 44,025 Euro nach oben.

Die europäischen Erdgaspreise waren zwischenzeitlich auf den höchsten Stand seit mehr als zwei Wochen gestiegen. Die Marktteilnehmer richten ihren Blick laut Trading Economics auf die Gespräche zwischen den USA und dem Iran in Katar, nachdem die gegenseitigen Angriffe am Wochenende die Sorgen über mögliche Versorgungsstörungen wieder angefacht hatten.

US-Präsident Donald Trump erklärte, dass die Verhandlungen mit Teheran wieder aufgenommen werden sollen, nachdem sich beide Seiten auf ein Ende der gegenseitigen Angriffe im Bereich der Straße von Hormus verständigt hatten.
Zusätzliche Unterstützung erhält der Gasmarkt durch die hohen Temperaturen in Europa. Die Hitzewelle treibt die Stromerzeugung in Gaskraftwerken zur Deckung des steigenden Kühlbedarfs an und verschärft damit die Angebotslage am Markt.

Zugleich hat Europa weiterhin Schwierigkeiten, seine Gasspeicher auf das historische Niveau aufzufüllen. Die Speicheranlagen sind derzeit im Durchschnitt nur zu rund 48 Prozent gefüllt. Dies schürt die Sorge, dass die Region mit den niedrigsten Gasreserven seit 15 Jahren in die kommende Wintersaison starten könnte. Trotz des jüngsten Preisanstiegs steuern die europäischen Gaspreise im Monatsvergleich weiterhin auf einen Rückgang von mehr als 5 Prozent zu. Für das zweite Quartal zeichnet sich derzeit ein Minus von rund 14 Prozent ab.