2. Juli 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
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Inhalt
POLITIK & RECHT
STUDIEN: Fraunhofer sieht Milliarden Sparpotenzial durch Speicher
BERLIN: Berliner Wärmeakteure fordern Planungssicherheit
BIOMASSE: Kabinett verschärft Förderung für Holzbiomasse
HANDEL & MARKT
STROMNETZ: Thüga-Pilotprojekt soll Verteilnetze entlasten
WINDKRAFT ONSHORE: Heinsbergs Vorrangzone für ungehemmten Kupferklau
SCHLESWIG-HOLSTEIN: Lyten bekennt sich zur Übernahme der Northvolt-Baustelle
ÖSTERREICH: Netze und Speicher stehen bei EVN im Mittelpunkt
TECHNIK
STROMNETZ: Erster Erdkabel-Abschnitt für Südlink fertig
WASSERSTOFFINFRASTRUKTUR: EWE baut Anschluss ans H2-Kernnetz
FERNWÄRME: Hansewerk bündelt Wärmeversorgung in Tarp
PERSONALIE: Gleichstrom-Stiftung mit Wechsel an der Spitze
BATTERIESPEICHER: BW ESS startet Großspeicherprojekt in Sachsen-Anhalt
UNTERNEHMEN
BILANZ: Badenova hofft auf Eigenkapitalspritze
PERSONALIE: Stadtwerke Ahrensburg wechseln Geschäftsführung
BILANZ: Entega übertrifft Gewinnerwartungen
PERSONALIE: Führungswechsel bei Goldgas
PERSONALIE: Ingmar Schmitt übernimmt Finanzressort bei Alterric
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: Mehr Wind drückt Strompreise
TOP-THEMA
Der „Klimaturm“ als (möglicher) Gamechanger der Wärmewende
Der Klimaturm mit Wärmespeicher in Bremen. Quelle: Hauke Dressler
WäRME.
In Bremen nahm das Unternehmen Towergy eine vertikale Großwärmepumpe in Betrieb. Der Turm soll das Platzproblem von Wärmeanlagen in Städten lösen.
Der neu entwickelte „Klimaturm“ des Bremer Unternehmens Towergy soll den Einsatz von Großwärmepumpen in dicht bebauten Stadtquartieren einfacher ermöglichen. Bei einer Online-Pressekonferenz erläuterten die beiden Geschäftsführer Rolf Strauß und Tobias Werner das Konzept. Am 30. Juni ging in Bremen das erste Referenzprojekt offiziell in Betrieb.
Dort versorgt der Klimaturm nun den „Klimacampus Bremen“ sowie benachbarte Künstlerateliers mit Wärme. Doch die Macher von Towergy denken groß, zum Jahresende soll bereits die Serienfertigung in Bremerhaven starten. Anfang 2028 soll der Klimaturm dann in größerer Stückzahl die Städte erobern, so die Ansage der Geschäftsführung.
Ausgangspunkt der Entwicklung sei die Frage gewesen, wie sich Luft-Wasser-Großwärmepumpen auch dort einsetzen lassen, wo Platz knapp ist, hieß es bei dem Pressetermin. Nach den Worten von Strauß, seines Zeichen auch Professor für Energietechnik an der Hochschule Bremen, stoßen herkömmliche Anlagen in Städten häufig an Grenzen.
Freiflächen seien kaum vorhanden, Dachflächen stünden wegen statischer Anforderungen, Photovoltaikanlagen oder anderer Nutzungen oft ebenfalls nicht zur Verfügung. „Der Klimaturm ist die Lösung für die Wärmewende in verdichtetem Wohnraum und in Quartieren – insbesondere dort, wo Schallproblematik und Platzmangel herrschen“, sagte Strauß. Die Anlage sei so leise, dass sie auch in Wohngebieten eingesetzt werden könne.
So funktioniert das Ganze: Die eigentliche Wärmepumpe befindet sich im unteren Bereich des Turms. Die Verdichter sind in einer massiven Betonhülle untergebracht, um insbesondere tieffrequente Geräusche abzuschirmen. Verdampfer und Ventilatoren sitzen darüber und werden zusätzlich durch Schalldämpfer auf der Ansaug- und Druckseite ergänzt.
Nach Unternehmensangaben unterschreitet selbst die größte Ausführung in zehn Metern Entfernung einen Schallpegel von 35 Dezibel, was für eine Großwärmepumpe ein sehr niedriger Wert sei. Damit eigne sich das System auch für Wohnquartiere.
Wirtschaftlicher Betrieb im Mittelpunkt
Neben der Bauweise stellte Towergy zudem den wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen in den Mittelpunkt. Bestandteil des Systems ist ein Wärmespeicher, der Energie über mehrere Stunden oder bis zu einem Tag vorhalten kann. Dadurch lassen sich die Wärmepumpe gezielt in Zeiten niedriger Strompreise betreiben. „Damit sind wir in der Lage, diese günstigen Börsenpreise letztendlich auch in günstige Wärmepreise umzuwandeln“, erläuterte Strauß.
Ergänzt wird das Konzept durch eine selbst entwickelte Steuerung. Sie analysiert Wetterprognosen, Strombörsenpreise sowie den erwarteten Wärme- und Kältebedarf der kommenden 72 Stunden und erstellt daraus einen Betriebsfahrplan.
Die nun in Betrieb genommene Anlage verfügt über eine Heizleistung von 500 kW bei einer Außentemperatur von minus 8 Grad Celsius. Werner betonte, dass Towergy die Leistungsangaben bewusst auf diesen Auslegungspunkt beziehe. „Viele Wärmepumpen geben ihre Leistung bei plus 5 oder plus 7 Grad Celsius an“, sagte er.
Für die Auslegung eines Wärmenetzes seien jedoch die winterlichen Temperaturen entscheidend. Die nächste Turmgeneration werde eine thermische Leistung von 1,5 MW erreichen. Davon entfallen 1 MW auf die Wärmepumpe und 500 kW auf eine integrierte elektrische Direktheizung. Nach Unternehmensangaben kann ein solcher Turm etwa 400 Haushalte versorgen.
Ein weiterer Schwerpunkt der Präsentation war die Möglichkeit, mit derselben Anlage nicht nur zu heizen, sondern auch zu kühlen. Gerade in dicht bebauten Quartieren steige der Kühlbedarf. Nach Darstellung von Werner könnten Projektentwickler dadurch auf separate Kältemaschinen verzichten. Wärme- und Kälteversorgung könnten dabei sogar gleichzeitig erfolgen.
Den Turm gibt es auch als Contracting-Modell
Für die Vermarktung verfolgt Towergy drei Modelle. Stadtwerke können die Anlagen erwerben und selbst betreiben. Alternativ übernimmt Towergy Investition und Betrieb im Rahmen eines Contracting-Modells. Darüber hinaus sehen die Gründer Potenzial für genossenschaftliche Projekte, bei denen Anwohner gemeinsam in einen Klimaturm investieren und diesen gemeinschaftlich betreiben.
Als wichtigste Zielgruppe sieht Towergy die Stadtwerke. Werner stellte dafür ein dezentrales Konzept vor. Statt zunächst eine große Heizzentrale und ein umfangreiches Wärmenetz zu errichten, könnten einzelne Quartiere schrittweise erschlossen werden.
Mehrere Klimatürme ließen sich dabei zu einem Verbund zusammenschalten. Das reduziere Investitionsrisiken und Vorfinanzierungskosten, während Stadtwerke flexibler auf die tatsächliche Nachfrage reagieren könnten. Nach Angaben des Unternehmens stoße dieser Ansatz in Gesprächen mit kommunalen Versorgern auf großes Interesse.
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| Mit Werbung am Klimaturm lässt sich sogar zusätzliches Geld verdienen Quelle: Visualisierung Jeannette Bergen |
Quelle: Fraunhofer IEE
Fraunhofer sieht Milliarden Sparpotenzial durch Speicher
STUDIEN. Ein schnellerer Ausbau von Batteriespeichern könnte laut einer Studie des Fraunhofer IEE die Stromsystemkosten in Deutschland deutlich senken und Erneuerbare besser integrieren.
Der schnellere Ausbau von Batteriespeichern und mehr Flexibilität im Stromsystem könnten Verbraucherinnen und Verbraucher sowie den Bundeshaushalt jährlich um Milliarden Euro entlasten. Zu diesem Ergebnis kommt eine Kurzstudie des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (Fraunhofer IEE) aus Kassel.
Das Institut erarbeitete die Analyse im Auftrag des Bundesverbands Erneuerbare Energie (BEE), des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW) und des Bundesverbands Windenergie (BWE). Die Verbände stellten die Ergebnisse am 1. Juli in Berlin vor.
Milliarden Euro Einsparpotenzial
Laut der Untersuchung hätte eine zusätzliche kurzfristige Speicherleistung von 20 GW mit einer Speicherdauer von vier Stunden im Zeitraum von Januar 2025 bis Ende Mai 2026 volkswirtschaftliche Einsparungen von 5,6 Milliarden Euro ermöglicht. Auf ein Jahr umgerechnet entspreche dies rund 3,9 Milliarden Euro. Die Einsparungen würden durch höhere Marktwerte für erneuerbaren Strom, geringere Förderkosten, niedrigere Preise am Spotmarkt sowie einen günstigeren Stromhandel mit dem Ausland entstehen.
Mit dem steigenden Anteil von Windenergie- und Photovoltaikanlagen wächst nach Angaben des Fraunhofer IEE zugleich der Bedarf an Flexibilität im Stromsystem. Immer häufiger träten Hellbrisen auf, also Phasen mit gleichzeitig hoher Wind- und Solarstromerzeugung. In diesen Zeiten fielen die Börsenstrompreise häufig stark oder würden sogar negativ. Das schmälere die Erlöse erneuerbarer Energien, erhöhe den Förderbedarf und führe dazu, dass Anlagen zeitweise abgeregelt oder Strom zu niedrigen Preisen exportiert werde.
Die Wissenschaftler kommen zu dem Ergebnis, dass zusätzliche Batteriespeicher diese Effekte deutlich abmildern könnten, preiswerter als die jetzt geplanten Backup-Gaskraftwerke. Nach ihren Berechnungen würden negative Börsenstrompreise um nahezu 70 Prozent zurückgehen. Die Menge an marktbedingten Abregelungen ließe sich um rund 3,3 TWh beziehungsweise etwa 55 Prozent verringern.
Vorteile für erneuerbaren Ausbau
Zudem würden sich laut Studie die Finanzierungsrisiken neuer Anlagen reduzieren, die sich aus § 51 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ergeben. Für Photovoltaikanlagen beziffern die Autoren den Rückgang auf rund 75 Prozent, für Windenergie an Land auf fast 55 Prozent und für Offshore-Windenergie auf nahezu 60 Prozent.
Die Untersuchung zeigt außerdem, dass bereits der bisherige Ausbau erneuerbarer Energien die Stromkosten gesenkt hat. Auch ohne zusätzliche Speicher habe der Ausbau von Wind- und Solaranlagen im untersuchten Zeitraum Nettoeinsparungen von rund 0,3 Milliarden Euro bewirkt. Nach Angaben der Studienautoren fiel der preisdämpfende Effekt zusätzlicher erneuerbarer Stromerzeugung höher aus als die dadurch verursachten Förderkosten.
Forderungen an die Politik
Vor dem Hintergrund der Ausbauziele der Bundesregierung sieht der BEE weiteren Handlungsbedarf. Nach Angaben des Verbands sollen jährlich 20.000 MW Photovoltaik und 15.000 MW Windenergie neu installiert werden. Damit diese Kapazitäten besser in das Stromsystem integriert werden können, sei ein zusätzlicher Ausbau der Speicher erforderlich. Eine vereinfachte Extrapolation der Fraunhofer-Analyse komme auf einen jährlichen Bedarf von etwa 8.000 MW zusätzlicher Speicherleistung beziehungsweise 32 Milliarden kWh Speicherkapazität.
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| Fazit der IEE-Studie - Für Vollbild auf die Grafik klicken Quelle: Fraunhofer IEE |
Der BEE fordert deshalb den Abbau regulatorischer Hürden. Dazu zählen aus Sicht des Verbands beschleunigte und standardisierte Netzanschlussverfahren, die Möglichkeit, Batteriespeicher mehrfach zu nutzen, ein stärkerer Einsatz von Speichern bei Redispatch-Maßnahmen und Netzengpässen sowie vereinfachte Anschlussregeln an bestehenden Netzanschlüssen.
BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser erklärte, die Analyse zeige, dass Speicher sowohl Stromkundinnen und Stromkunden als auch den Bundeshaushalt entlasten könnten. Die Zahl der Netzanschlussanfragen aus der Branche belege nach ihrer Einschätzung, dass der Markt bereitstehe. „Jetzt muss die Politik dafür sorgen, dass aus Anfragen auch Projekte werden“, forderte sie.
Die komplette IEE-Studie zur Stromflexibilität steht im Internet bereit.
Berliner Wärmeakteure fordern Planungssicherheit
Quelle: Pixabay / betexion
BERLIN. Vertreter aus Energiebranche, Politik und Wohnungswirtschaft haben am 1. Juli die Folgen des geplanten Gebäudemodernisierungsgesetzes (GModG) für die Wärmewende in Berlin diskutiert.
Mit dem Kabinettsbeschluss vom 12. Mai 2026 hat die Bundesregierung das Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) auf den Weg gebracht. Es soll die bisherige Pflicht ersetzen, neue Heizungen zu mindestens 65 Prozent mit erneuerbaren Energien zu betreiben. Welche Folgen das für die Wärmewende in Ballungsräumen hat, war Thema einer Webdiskussion der Gasag am 1. Juli. Im Mittelpunkt standen Versorgungssicherheit, Kosten und Investitionsschutz.
Georg Friedrichs, CEO des Berliner Energieversorgers Gasag, sprach sich für einen technologieoffenen Ansatz aus. „Der Wechsel zur Klimaneutralität braucht alle Lösungen und alle Infrastrukturen, weil wir mit dem Umbau des Energiesystems zu lange gewartet haben“, sagte Friedrichs.
Wärmewende kostet Geld
Hausbesitzer seien zudem noch nicht flächendeckend auf dem Weg zur Wärmewende. Statt weiterer Verbote brauche es gute Beratungsangebote. Zugleich müsse offen kommuniziert werden, dass die Wärmewende Kosten verursache.
Mit Blick auf die Fernwärme verwies Friedrichs auf Planungen der Berliner Energie und Wärme (BEW). Das kommunale Unternehmen rechne künftig mit einem Biomasseanteil von bis zu 45 Prozent im Fernwärmenetz, weil die Dekarbonisierung nach Einschätzung des Unternehmens andernfalls kaum zu erreichen sei. Deren Beschaffung und Kosten seien ungeklärt.
Mieterschutz im Blick
Helmut Kleebank (SPD), Mitglied des Energieausschusses des Deutschen Bundestages, erklärte, bereits die bisherige Gesetzeslage sei technologieoffen gewesen. Das GModG eröffne Gebäudeeigentümern nun zusätzliche Freiheiten. Gleichzeitig betonte er die Regelungen im Gesetz, die Vermieter bei fossilen Heizsystemen stärker an den CO2-Kosten beteiligen und dadurch Anreize für klimafreundliche Investitionen schaffen sollen.
Besonderen Handlungsbedarf sieht Kleebank nach eigenen Angaben bei der Fernwärme. Da Mieter dort keine direkten Vertragspartner des Energieversorgers seien, müssten sie geschützt werden. Deshalb solle die Teilnahme an einer Preistransparenz verpflichtend werden. „Man kann nicht versprechen, dass es nicht teurer wird, aber es wird fair zugehen“, versprach Kleebank.
Rechtliche Sicherheit unklar
Nach seiner Einschätzung müsse zudem die verfassungsrechtliche Absicherung des GModG weiter verbessert werden. Als Beispiel nannte er die rasche Verabschiedung einer Biomethanstrategie der Bundesregierung, um alternative Brennstoffe zu bekommen. Langfristig werde die Elektrifizierung den Erdgasbedarf deutlich reduzieren, hofft Kleebank.
Künftig werde Gas vor allem noch in der Industrie, als chemischer Rohstoff und in einzelnen Verkehrsbereichen benötigt. Dieser Wandel könne nach seiner Einschätzung nicht allein dem Markt überlassen werden, um wirtschaftliche Fehlentwicklungen wie eine Abwanderung energieintensiver Industrie zu verhindern.
Zudem sprach sich Kleebank dafür aus, die Ergebnisse der kommunalen Wärmeplanung verbindlicher auszugestalten. Der parallele Erhalt von Gasnetzen und gleichzeitig verstärkten Stromnetzen sei auf Dauer nicht finanzierbar.
Wohnungswirtschaft will Vorgaben
Jan Kowalewski, Energie-Bereichsleiter beim Verband Berlin-Brandenburgischer Wohnungsunternehmen (BBU), forderte verlässliche Rahmenbedingungen. Investitionen in Heiztechnik, Gebäudesanierung und Infrastruktur wirkten über Jahrzehnte und dürften nicht durch spätere Gerichtsentscheidungen infrage gestellt werden. Wenn das Gesetz Gas- und Ölheizungen über das Jahr 2045 hinaus zulasse, kollidiere das mit dem Klimaschutzgesetz.
Zugleich verwies Kowalewski auf die wirtschaftlichen Belastungen für Mieter. Fernwärme sei in Berlin weit verbreitet, die Kosten der Energieversorger wirkten sich unmittelbar auf die Betriebskosten aus. Beim Austausch bestehender Gasheizungen müssten praktikable Alternativen verfügbar sein. Häufig müsse zunächst das Stromnetz ausgebaut werden, bevor Wärmepumpen eingesetzt werden könnten. Dies liege außerhalb des Einflussbereichs der Gebäudeeigentümer.
Förderung fortsetzen
Außerdem forderte Kowalewski eine Fortsetzung der Förderung energetischer Sanierungen. Andernfalls drohten steigende Wohnkosten. Sinnvoller als Einzelmaßnahmen seien Quartierslösungen sowie eine Konzentration auf Gebäude mit besonders schlechtem energetischem Zustand.
Kritisch bewertete Kowalewski zudem den aktuellen Stand der kommunalen Wärmeplanung. Diese liefere zwar eine wichtige Grundlage, sei für konkrete Investitionsentscheidungen aber noch nicht detailliert genug. Eigentümer müssten frühzeitig erfahren, wo Gasnetze bestehen bleiben, wo Fernwärme ausgebaut werde und welche Infrastruktur in ihrer Straße tatsächlich verfügbar sein werde.
Nur so könnten Investitionen rechtzeitig geplant und beauftragt werden. Abschließend appellierte er: „Wir müssen ohne weitere Diskussionen ins Machen kommen“.
Kabinett verschärft Förderung für Holzbiomasse
Quelle: Shutterstock
BIOMASSE. Das Bundeskabinett hat eine Reform der Biomasseverordnung beschlossen. Das Bundeswirtschaftsministerium setzt damit EU-Vorgaben zur Förderung der Stromerzeugung aus Holzbiomasse um.
Das Bundeskabinett hat den Entwurf der Zweiten Verordnung zur Änderung der Biomasseverordnung (BiomasseV) beschlossen. Nach Angaben des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWE) sollen damit die Vorgaben der überarbeiteten europäischen Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) in deutsches Recht umgesetzt werden. Die Änderungen betreffen die Voraussetzungen für eine Förderung der Stromerzeugung aus Holzbiomasse nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG).
Nach Angaben des BMWE kann nur Strom aus Biomasse, die den Anforderungen der Biomasseverordnung entspricht, eine Förderung nach dem EEG erhalten. Die nun beschlossenen Änderungen legen fest, welche Holzsortimente künftig von der Förderung ausgeschlossen werden.
Hintergrund ist die RED III. Sie verpflichtet die Mitgliedstaaten der Europäischen Union, die Förderung der Stromerzeugung aus Holzbiomasse einzuschränken, wenn das Holz hochwertiger genutzt werden kann. Ziel ist es, Holz zunächst stofflich einzusetzen und erst nachrangig energetisch zu verwerten.
Der Verordnungsentwurf übernimmt diese Vorgaben nach Angaben des BMWE unverändert. Künftig sollen Sägerundholz, Furnierrundholz, sonstiges Rundholz in Industriequalität sowie im Wald geerntete Stümpfe und Wurzeln grundsätzlich nicht mehr über das EEG gefördert werden.
Ausnahmen geregelt
Ausnahmen sieht der Entwurf jedoch vor. Eine Förderung bleibt demnach möglich, wenn sie für die Energieversorgungssicherheit in Deutschland erforderlich ist. Außerdem kann eine Förderung erfolgen, wenn die örtliche Industrie forstwirtschaftliche Biomasse mengenmäßig oder technisch nicht für Anwendungen mit höherem wirtschaftlichem und ökologischem Nutzen einsetzen kann.
Keine Änderungen sind für Industrierestholz vorgesehen. Dieses bleibt laut BMWE weiterhin förderfähig. Auch an den bestehenden Förderregelungen für entsprechende Anlagen ändert sich nichts.
Neu geregelt wird überdies die Förderung von Anlagen, die ausschließlich Strom aus forstwirtschaftlicher Biomasse erzeugen. Solche Neuanlagen sollen künftig grundsätzlich keine EEG-Förderung mehr erhalten. Eine Ausnahme gilt nach Angaben des BMWE insbesondere für Anlagen, die zusätzlich Technologien zur CO2-Abscheidung und -Speicherung bei Biomasse einsetzen. Diese BECCS-Anlagen (Bioenergy with Carbon Capture and Storage) könnten nach Einschätzung des Ministeriums einen Beitrag zur Dekarbonisierung leisten.
Nur Neuanlagen und Förderende betroffen
Mit den Änderungen verfolgt die Bundesregierung nach Angaben des BMWE das Ziel, begrenzte Holzressourcen effizienter einzusetzen und höherwertige stoffliche Nutzungen gegenüber der energetischen Verwertung zu bevorzugen. Gleichzeitig sollen Ausnahmeregelungen sicherstellen, dass die Energieversorgung sowie wirtschaftlich sinnvolle Nutzungen weiterhin möglich bleiben.
Die neuen Vorgaben gelten ausschließlich für Neuanlagen sowie für Bestandsanlagen, die nach dem Auslaufen ihrer bisherigen Förderung eine Anschlussförderung beantragen. Bereits bewilligte Förderungen bleiben von den Änderungen unberührt. Bevor die Neuregelung in Kraft treten kann, muss der Verordnungsentwurf noch vom Bundestag beschlossen werden.
Quelle: Fotolia / Silviu G Halmaghi
Thüga-Pilotprojekt soll Verteilnetze entlasten
STROMNETZ. Die Thüga-Gruppe hat mit zwei Partnern in Thüringen einen Mittelspannungsregler getestet, der bestehende Stromnetze für mehr PV-Einspeisung nutzbar machen soll.
Ein Pilotprojekt im thüringischen Hopfgarten bei Weimar soll zeigen, wie sich die Aufnahmekapazität bestehender Stromverteilnetze für Photovoltaik (PV) erhöhen lässt, ohne sofort neue Leitungen zu bauen. Nach Angaben der Thüga Aktiengesellschaft kommt dort erstmals weltweit ein Kompakt-Mittelspannungs-Längsregler (MSLR) zum Einsatz. Das Unternehmen entwickelte die Technik gemeinsam mit der TEN Thüringer Energienetze aus Erfurt, und dem Energie- und Elektrotechnikunternehmen Hitachi Energy.
Der MSLR greift in die Spannungsregelung des Mittelspannungsnetzes ein. Dadurch soll sich die vorhandene Infrastruktur besser ausnutzen lassen. Laut Thüga ergaben Berechnungen in einem Beispielnetz, dass sich auf diese Weise rund 260 Prozent mehr PV-Leistung integrieren lassen als bislang.
Hintergrund der Entwicklung sind Engpässe in vielen Verteilnetzen. Vor allem der Ausbau von Photovoltaikanlagen auf Hausdächern führt nach Angaben des Unternehmens dazu, dass Netzbetreiber neue Einspeiseanlagen teilweise nicht mehr anschließen können. Im Netzgebiet der TEN seien derzeit 17 Mittelspannungsbereiche vollständig ausgelastet. Zusätzliche PV-Anlagen könnten dort derzeit nicht mehr einspeisen.
Hilfe für Thüga-Mitglieder
Laut dem Netzwerk kommunaler Energie- und Wasserversorger stehen viele Flächennetzbetreiber innerhalb der Unternehmensgruppe vor vergleichbaren Herausforderungen. Der MSLR soll deshalb eine Möglichkeit bieten, kurzfristig zusätzliche Netzkapazitäten bereitzustellen und den Ausbau erneuerbarer Energien zu beschleunigen.
Hitachi Energy will den Spannungsregler künftig im Transformatorenwerk im polnischen Lodz in Serie fertigen. Dadurch sollen größere Stückzahlen kurzfristig verfügbar sein. Nach Angaben der Projektpartner könnten allein durch die Pilotinstallation in Hopfgarten zusätzliche PV-Anlagen mit einer Leistung vergleichbar zu rund 2.750 Balkonkraftwerken an das bestehende Netz angeschlossen werden, ohne dass dafür ein konventioneller Netzausbau erforderlich wäre.
Technisch basiert der MSLR laut Thüga auf standardisierten Spezifikationen und lässt sich in bestehende Trafostationen integrieren. Zusätzliche Bauarbeiten seien dafür nicht notwendig. Das Gerät habe in Vorserientests zudem eine hohe Robustheit gezeigt und unterscheide sich in der Handhabung kaum von konventionellen Netzkomponenten.
Millionen Euro einsparen
Nach Einschätzung des Unternehmens kann der Einsatz solcher Spannungsregler auch wirtschaftliche Vorteile bringen. „Berechnungen für Flächenversorger in der Thüga-Gruppe ergeben, dass der Einsatz von MSLR bis 2035 bei einzelnen Netzbetreibern einen dreistelligen Millionenbetrag an Netzausbaukosten sparen kann, wenn wir diese Regler dort einsetzen, wo es sinnvoll und möglich ist“, erklärte der Thüga-Vorstandsvorsitzende Constantin H. Alsheimer.
Gleichzeitig betonte Alsheimer, dass die Netzbetreiber der Thüga-Gruppe in den kommenden Jahren weiterhin Investitionen in Milliardenhöhe in ihre Stromnetze planen. Der MSLR könne den Netzausbau nicht ersetzen, sondern gezielter machen. Niedrigere Ausbaukosten könnten sich nach seinen Worten langfristig auch auf die Netzentgelte auswirken.
Thüga sieht den Spannungsregler als Baustein eines umfassenderen Netzkonzepts. Neben regelbaren Ortsnetztransformatoren, Speichern und weiteren Flexibilitätsmaßnahmen soll die Technik dazu beitragen, die steigenden Mengen erneuerbarer Energien in die Verteilnetze zu integrieren. Nach Angaben des Unternehmens soll der MSLR insbesondere dort zum Einsatz kommen, wo kurzfristig zusätzliche Netzkapazitäten benötigt werden.
Heinsbergs Vorrangzone für ungehemmten Kupferklau
Quelle: shutterstock
WINDKRAFT ONSHORE. Vorrangzonen für Windenergie helfen Kommunen, den Turbinen-Ausbau zu steuern. Sie nutzen Langfingern aber auch, ihre Beutezüge zu planen – so im westlichsten Landkreis Deutschlands.
Auf wenigen Quadratkilometern Ackerfläche zwischen Geilenkirchen und Übach-Palenberg steht eine ganze Sammlung von Windkraftanlagen. Stehen ist bei einigen aktuell im doppelten Sinne zu verstehen. Mindestens acht benachbarte Turbinen erhielten zuletzt ungebetenen Besuch; und seither fehlt den meisten der innere Antrieb zur Stromproduktion.
Denn bei den Besuchern handelte es sich erstens um bislang unbekannte Langfinger. Und zweitens hatten sie es in der Regel auf das Kupfer in den vielen vorhandenen Kabeln abgesehen. Die zuständige Polizei im NRW-Kreis Heinsberg spricht davon, dass bei den Einbrüchen lediglich in zwei Fällen alle Kabelverbindungen an Ort und Stelle blieben.
Kabelklau ist kein neues Phänomen bei Industrieanlagen und Erneuerbaren-Kraftwerken. Wo immer das Metall verbaut ist, entstehen Begehrlichkeiten. Häufig legen Diebe ganze Solarparks oder Ladestationen für Elektroautos lahm (wir berichteten). Im Inneren von Windenergieanlagen klettern sie häufig Dutzende Meter in die Höhe, um möglichst lange Stränge zu kappen und einzusacken – so auch in Übach-Palenberg und Geilenkirchen.
Eine Tonne des Metalls kostet im Handel schon mehr als 12.000 Euro
Der naheliegende Grund ist der nach wie vor steigende Wert des Halbedelmetalls. Im offiziellen Handel erzielt Kupfer inzwischen einen Preis von über 12.000 Euro je Tonne. Aus einer der in Geilenkirchens Einbruchsliste aufgeführten Anlagen ist etwa 1 Tonne an Kabeln verschwunden – 50 Meter lange Leitungen.
Wer die Beute zu Geld machen will, bekommt bei Schrotthändlern laut Internetportalen derzeit mehr als 3 Euro je Kilogramm einfache Kupferkabel. Wenn der Anteil des Kupfers in den Kabeln 80 Prozent ausmacht, liegt der Preis sogar doppelt so hoch.
Schaden höher als Anschaffungspreis
Der Schaden für die betroffenen Anlagen im westlichsten Landkreis Deutschlands liegt höher als der Anschaffungspreis. Denn zu den Material- kommen die Reparaturkosten. Nicht zuletzt sind die Ausfallzeiten der Windturbinen ein Schlag ins Kontor. Und nach wie vor sind laut Medienberichten nicht alle der Anlagen geflickt, sondern warten noch auf den Ersatz für die gestohlenen Kabel.
Die Polizei weist auch auf zwei Fälle in dem Landstrich bei Aachen hin, bei denen lediglich die Tür zum Windturm einen Schaden davontrug. Mehr fehlte ihnen nicht. Das könne darauf hindeuten, so die Behörde im Gespräch mit dieser Redaktion, dass der Einbruch nicht unentdeckt blieb oder dass er zunächst dem Ausbaldowern diente. Häufig kämen Diebe dann bei späterer Gelegenheit zurück, um Beute zu machen.
In einem Fall war es umgekehrt. Eine Windenergieanlage im Ortsteil Holthausen von Übach-Palenberg nahmen Einbrecher sich am 17. Mai vor. Außer der aufgehebelten Tür war kein Schaden auszumachen. Das lag daran, dass Diebe bereits am Tag davor Kabel gekappt und gestohlen hatten. Entweder litten die Langfinger also unter Gedächtnisstörungen oder es war eine andere Bande, die zu spät kam.
Wer will, kann Windkraftanlagen als Schlaraffenland für Diebe ansehen. Nicht selten finden sich 30 Tonnen Kupfer in den Hünen. Das Metall steckt in Generator, Transformatoren, der Erdungsanlage und nicht zuletzt den Kabeln, die den Strom leiten und verteilen oder die der Steuerung und Datenübertragung dienen.
Als Selbstbedienungsladen funktioniert eine Turbine natürlich nur so lange, wie Betreiber kein Geld in zusätzliche Sicherungsmaßnahmen stecken. Bei Solarparks empfiehlt die Polizei schon mal Doppelstabgittermatten-Zäune mit Unterkriech- und Übersteigschutz. Überwachungskameras spielen eine Rolle, teilweise mit KI-gesteuertem Alarm bei einer Leitstelle nach Erkennung menschlicher Eindringlinge, und Drohnen zur Überwachung aus der Luft inzwischen auch.
Lyten bekennt sich zur Übernahme der Northvolt-Baustelle
Quelle: Pixabay
SCHLESWIG-HOLSTEIN. Das US-Unternehmen Lyten will bei der deutschen Tochter des pleitegegangenen Batterieherstellers Northvolt einsteigen.
Nach der Pleite des schwedischen Batterieherstellers Northvolt kommt die Übernahme der deutschen Baustelle bei Heide in Schleswig-Holstein durch das US-Unternehmen Lyten voran. Der Batteriehersteller übernimmt nach der Unterzeichnung einer Absichtserklärung mit der Förderbank KfW, der „Northvolt Drei Project GmbH“ und deren Gesellschafterin LG Batterie GmbH die Kosten für den Erhalt und die Sicherung der Vermögenswerte, einschließlich der Personalkosten bei der deutschen Northvolt-Tochter, wie das Unternehmen der Deutschen Presse-Agentur mitteilte.
Im Gegenzug für die Übernahme der laufenden Kosten unterzeichneten das Land Schleswig-Holstein und Lyten eine Exklusivitätsvereinbarung. Ziel sei der Abschluss eines finalen Kaufvertrags im dritten Quartal.
Im Gegensatz zur Muttergesellschaft ging die deutsche Tochter Northvolt Drei nicht pleite, sondern wurde von Bund und Land am Leben gehalten. Nach Informationen der Deutschen Presse-Agentur soll Lyten für das Areal bei Heide rund 60 Millionen Euro zahlen. Das gut 100 Hektar große Gelände mit Baurecht war nach der Northvolt-Insolvenz von Wirtschaftsprüfern auf mindestens elf Millionen Euro taxiert worden.
Schleswig-Holsteins Ministerpräsident Daniel Günther (CDU) erklärte: „Damit gehen monatelange Verhandlungen über die deutsche Northvolt-Tochter und ihr Gelände bei Heide in die Zielgerade.“ Über Einzelheiten sei mit Lyten Stillschweigen vereinbart worden.
Lyten-Chef und Mitgründer Dan Cook kündigte an: „Wir planen, Drei als deutschen Hub für saubere Batterieproduktion und industrielle Fertigung zu entwickeln, auf dem auch KI Infrastruktur angesiedelt werden soll.“ Der Standort in Schleswig-Holstein zeichne sich durch hohe Verfügbarkeit erneuerbarer Energien sowie außergewöhnlich qualifizierte regionale Talente aus.
Ziel der rechtlich noch unverbindlichen Absichtserklärung ist nach Angaben von Schleswig-Holsteins Wirtschaftsminister Claus Ruhe Madsen (CDU), die Konditionen des Vermögenserwerbs festzuhalten. „Das Land ist zwar keine Vertragspartei bei der Absichtserklärung und den nachfolgenden Kaufverträgen, aber zusammen mit dem Bund wirtschaftlich begünstigt.“
Der Kaufpreis soll im Fall eines Abschlusses jeweils zur Hälfte an Bund und Land gehen. Für den Bau der Fabrik hatte Northvolt von der staatlichen Förderbank KfW eine Wandelanleihe über 600 Millionen Euro erhalten. Bund und Land bürgten jeweils zur Hälfte. Nach der Pleite konnten Bund und Land davon nur noch 153 Millionen Euro sichern. Der finanzielle Schaden für Schleswig-Holsteins liegt damit rund 200 Millionen Euro.
Amerikanische Pläne
Lyten will zunächst deutlich kleiner bauen als dies Northvolt mit dem Bau einer Batteriefabrik mit 3.000 Jobs vorhatte. Im März hatte Cook nach einem Besuch der Landesregierung in Kiel erste Details seiner Pläne angekündigt. Seinen damaligen Angaben zufolge sollen auf dem Gelände zunächst rund 1.000 Arbeitsplätze geschaffen werden. Geplant ist aber kein Geschäft, das ausschließlich von Batterien für Elektrofahrzeuge abhängt, sondern die Produktion von Batterien für ein breites Anwendungsspektrum, darunter Verteidigung, stationäre Energiespeicherung, Mobilität und Elektrofahrzeuge.
Ende Februar hatte Lyten die Übernahme des insolventen schwedischen Teils von Northvolt abgeschlossen - die Stammfabrik in Skelleftea und das Entwicklungszentrum in Västeras. Auf der Northvolt-Baustelle zwischen Norderwöhrden und Lohe Rickelshof bei Heide waren vor der Insolvenz von Northvolt AB Anfang vergangenen Jahres bereits umfangreiche Erdarbeiten sowie die Installation von Strom- und Versorgungsinfrastruktur abgeschlossen worden.
Opposition
Gleich zweimal binnen kurzer Zeit hat die Landesregierung für ihren Umgang mit Northvolt Klatschen kassiert. Erst bemängelte der Rechnungshof, dass diese bei der Förderung gegen die Haushaltsordnung verstieß. Dann entschied das Verfassungsgericht auf Klagen von FDP und SPD, dass die Regierung den Landtag nicht ausreichend über Risiken des Projekts informiert hatte.
Am 30. Juni hatte sich bereits ein Landtagsausschuss mit dem Thema befasst. Anschließend kritisierte die Opposition erneut einen transparenteren Umgang der Landesregierung mit den Plänen.
„Die Entscheidungsgrundlage ist auch in diesem Fall nicht belastbar, sodass die Landesregierung dem Verkauf eigentlich nicht zustimmen kann. Tut sie es doch, tut sie es − wie schon bei der Wandelanleihe − blind“, sagte Ex-Wirtschaftsminister Bernd Buchholz (FDP). Der SPD-Wirtschaftspolitiker Kianusch Stender verlangte eine belastbare Entscheidungsgrundlage. Daran bestünden jedoch erhebliche Zweifel. Seine SSW-Kollegin Sybilla Nitsch betonte, nach Northvolt wäre Offenheit das Gebot der Stunde gewesen.
Netze und Speicher stehen bei EVN im Mittelpunkt
Quelle: Fotolia / YuI
ÖSTERREICH. EVN investiert Milliarden in Stromnetze, Speicher und erneuerbare Energien. Auch beim Gewinn kann der österreichische Energiekonzern deutlich zulegen.
Ein neuer Windpark in der niederösterreichischen Gemeinde Gnadendorf-Stronsdorf zeigt die Richtung an: Sieben Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 28,8 MW erweitern aktuell das Erzeugungsportfolio des Energie- und Infrastrukturdienstleisters EVN. Der in Niederösterreich, Bulgarien und Nordmazedonien tätige Energiekonzern will jährlich rund eine Milliarde Euro in den Ausbau seiner Infrastruktur und in die erneuerbaren Energien stecken.
Im Mittelpunkt stehen die Modernisierung und Erweiterung der Stromnetze, der Aufbau von Großbatteriespeichern sowie zusätzliche Kapazitäten bei Wind- und Solarenergie. Damit reagiere man auf die steigenden Anforderungen einer zunehmend dezentralen Energieversorgung und auf die politischen Rahmenbedingungen der europäischen Energiewende, wie es in einer Unternehmensmitteilung heißt.
Netzausbau als Fundament der Transformation
Den größten Teil der Investitionen lenkt EVN in den Ausbau der Stromnetze. Rund 80 Prozent der Mittel fließen nach Niederösterreich, wo bis 2034 zusätzlich zu den bestehenden 90 Umspannwerken weitere 55 errichtet werden sollen. Damit und mit der Modernisierung der Netze sollen die zunehmenden Lastschwankungen aus der Einspeisung erneuerbarer Energien effizient bewältigt werden. Hinzu kommen Speichertechnologien, Digitalisierung und Anwendungen künstlicher Intelligenz.
Bis 2030 soll die installierte Batteriespeicherleistung von derzeit 12 MW auf 300 MW anwachsen. Auch bei den erneuerbaren Energien verfolgt EVN ehrgeizige Ausbauziele. Bis 2030 sollen die Windkraftkapazitäten von 561 MW auf 770 MW steigen. Parallel ist vorgesehen, die Photovoltaikleistung von 120 MW auf 300 MW auszubauen. Jeweils rund zehn Prozent der gesamten Investitionen entfallen auf erneuerbare Stromerzeugung sowie die Fernwärmeversorgung.
Die strategische Ausrichtung spiegelt sich auch in der aktuellen Geschäftsentwicklung wider. Im ersten Halbjahr des Geschäftsjahres 2025/26 erhöhte sich der Umsatz gegenüber dem Vorjahreszeitraum von 1,73 auf 1,79 Milliarden Euro. Das Ebitda legte um 7,9 Prozent auf 553,3 Millionen Euro zu, der Konzerngewinn stieg um 24,7 Prozent auf 312,4 Millionen Euro. Wesentliche Impulse kamen aus regulatorischen Preiseffekten im Netzgeschäft, operativen Verbesserungen im Energievertrieb sowie positiven Einmaleffekten, so der Konzern.
Im internationalen Geschäft gewinnen Bulgarien und Nordmazedonien weiter an Bedeutung. Etwa 15 Prozent der geplanten Investitionen fließen nach EVN-Angaben in diese beiden Märkte, wo mittlerweile rund die Hälfte des Umsatzes erwirtschaftet wird.
Als zusätzliche Ertragspfeiler gelten die Beteiligungen am Wettbewerber Verbund, einem der europaweit größten Wasserkraftstromerzeuger, an der Burgenland Holding, die wiederum am größten Windenergieproduzenten in Österreich beteiligt ist, sowie am Gasspeicherbetreiber RAG Austria.
V.l.: Landrat Marco Prietz, Scheeßels Bürgermeisterin Ulrike Jungemann, Minister Christian Meyer, Südlink-Projektleiter Gunnar Spengel, Zevens Bürgermeister Henning Fricke, Selsingens stellv. Bürgermeister Harald Hauschild. Quelle: Tennet
Erster Erdkabel-Abschnitt für Südlink fertig
STROMNETZ. Tennet hat den ersten Erdkabelabschnitt für Südlink im niedersächsischen Landkreis Rotenburg fertiggestellt. Das Teilstück misst 37 Kilometer.
Die Bauarbeiten für die Stromautobahn Südlink kommen voran. Der bundesweit erste Erdkabelabschnitt sei fertigestellt, teilt der Übertragungsnetzbetreiber Tennet am 1. Juli mit. Das Teilstück befindet sich im niedersächsischen Landkreis Rotenburg (Wümme) und ist nach Unternehmensangaben rund 37 Kilometer lang. Es reicht von Scheeßel bis zur Landkreisgrenze bei Stade. Durch die Gleichstrom-Trasse verlaufen vier Kabelstränge.
Der rund 700 Kilometer lange Südlink soll ab Ende 2028 Strom aus erneuerbaren Energien zwischen Nord- und Süddeutschland transportieren. Nach Angaben von Tennet befindet sich das Erdkabel seit dem vergangenen Jahr auf der gesamten Trasse im Bau.
Die Tiefbauarbeiten auf dem Abschnitt hatten im Frühjahr 2024 in der Samtgemeinde Zeven begonnen. Die ersten Arbeiten an Südlink waren im Sommer 2023 gestartet worden. Diesen Juni schloss Tennet den Tunnelvortrieb für die Elbquerung der Stromtrasse ab – einer der tiefbautechnisch besonders kniffligen Abschnitte (wir berichteten).
Anlässlich der Fertigstellung des Teilstücks in Rotenburg hatte Tennet Vertreter aus Politik, Kommunen und Landwirtschaft eingeladen. Unter den Gästen waren unter anderem Niedersachsens Energieminister Christian Meyer (Grüne) und Landrat Marco Prietz (CDU).
1.300 Hinweise aus der Bevölkerung
„Der für die Entlastung aller Stromkunden so wichtige Südlink kommt nun mit der Fertigstellung des ersten Teilstücks einen entscheidenden Schritt voran“, wird der Minister in einer Mitteilung zitiert. Meyer verwies demnach unter anderem auf die Bedeutung der Leitung für den Transport von Strom aus erneuerbaren Energien sowie für die Senkung von Redispatch-Kosten. Marco Prietz bezeichnet den Bauabschluss als „gutes Signal – für die Energiewende, aber auch für unsere Region.“
Ina Kamps, Chief Operating Officer (COO) von Tennet Deutschland, nahm den Termin zum Anlass, allen Beteiligten, den Kommunen, der Landwirtschaft und den Menschen in der Region ihren Dank auszusprechen. „Dieser Erfolg zeigt, was möglich ist, wenn Planung, Bau und Dialog vor Ort Hand in Hand gehen“, so Kamps. Nach Angaben des Übertragungsnetzbetreibers waren rund 1.300 Hinweise aus der Bevölkerung in die Planung eingeflossen.
EWE baut Anschluss ans H2-Kernnetz
Spatenstich der H2Coastlink 1. Quelle: EWE Netz / Carina Penning
WASSERSTOFFINFRASTRUKTUR. EWE Netz hat den Bau einer 24 Kilometer langen Wasserstoffleitung zwischen Emden und Leer begonnen. Sie soll einen geplanten 320-MW-Elektrolyseur in Emden an das Kernnetz anbinden.
Mit der „H2Coastlink 1“ genannten Wasserstoffleitung entsteht im Nordwesten ein weiterer Abschnitt des deutschen Wasserstoff-Kernnetzes. Sie soll einen im Bau befindlichen 320-MW-Elektrolyseur in Emden (Niedersachsen) anbinden. Die Bauarbeiten beginnen nach Angaben der EWE Netz GmbH jetzt im Juli, die Inbetriebnahme ist für Herbst kommenden Jahres geplant.
Die in Oldenburg ansässige EWE Netz, die die Strom- und Gasnetze des EWE-Konzerns betreibt, errichtet die Leitung im Auftrag der GTG Nord GmbH. Dabei handelt es sich um den Fernleitungsnetzbetreiber der EWE-Gruppe. Nach Angaben von EWE handelt es sich um die erste Wasserstoffpipeline im Nordwesten Deutschlands.
Das deutsche Wasserstoff-Kernnetz soll die künftige Wasserstoffversorgung der Industrie ermöglichen. Es wird nach der Genehmigung durch die Bundesnetzagentur bis 2032 auf rund 9.040 Kilometer ausgebaut und verbindet Elektrolyseure, Speicher, Importterminals sowie industrielle Abnehmer. Rund 60 Prozent der Leitungen entstehen durch die Umstellung bestehender Erdgasleitungen, der übrige Teil wird neu gebaut.
Weitere Leitungen sollen folgen
H2 Coastlink 1 soll den im Bau befindlichen Emdener Elektrolyseur nicht nur an das Kernnetz anbinden, sondern auch mit weiteren Leitungsprojekten verknüpfen. EWE nennt dazu das „HyperLink“-Projekt von Gasunie Deutschland und den von Open Grid Europe (OGE) geplanten „Nordsee-Ruhr-Link IV“. Auf die Bedeutung der neuen Infrastruktur verweist EWE auch mit einem kürzlich geschlossenen Liefervertrag mit der Salzgitter AG. Ab 2030 soll der Stahlkonzern jährlich 10.000 Tonnen grünen Wasserstoff aus Emden für die klimafreundlichere Stahlproduktion erhalten (wir berichteten).
Die neue Leitung H2 Coastlink 1 soll nach Unternehmensangaben über eine Transportkapazität von mehr als 70.000 Tonnen Wasserstoff pro Jahr verfügen. Der 320-MW-Elektrolyseur in Emden soll zunächst rund 26.000 Tonnen Wasserstoff jährlich erzeugen und in die Leitung einspeisen. Damit bleibt Transportkapazität für weitere Wasserstoffmengen verfügbar.
Dem Baustart von H2 Coastlink 1 ging nach Angaben des Unternehmens ein vergleichsweise kurzes Genehmigungsverfahren voraus. Das Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) erteilte den Planfeststellungsbeschluss wenige Tage zuvor. Zwischen der Einreichung der Planfeststellungsunterlagen und dem Planfeststellungsbeschluss lagen demnach fünf Monate. Die Leitung verläuft von Emden über Ihlow und Moormerland bis nach Leer. EWE führt dies auf die enge Zusammenarbeit von Behörden, Kommunen, Grundstückseigentümern sowie den Projektpartnern zurück.
H2 Coastlink 1 ist Teil des Projekts „Clean Hydrogen Coastline“. Mit diesem entwickelt EWE eine integrierte Wasserstoffinfrastruktur im Nordwesten Deutschlands. Sie umfasst die Erzeugung von grünem Wasserstoff in Emden, dessen Transport über das Wasserstoff-Kernnetz, die Speicherung in Salzkavernen im Raum Huntorf sowie die Belieferung industrieller Abnehmer.
Hansewerk bündelt Wärmeversorgung in Tarp
Hansewerk Natur kümmert sich in Zukunft um die Nahwärme in Tarp. Quelle: Hansewerk
FERNWÄRME. Hansewerk Natur übernimmt zum 1. Oktober das Wärmenetz der Stadtwerke Flensburg in Tarp. Künftig versorgt das Unternehmen dort rund 870 Kunden aus einer Hand.
Mit der Übernahme des Wärmenetzes der Stadtwerke Flensburg baut Hansewerk Natur seine Position in Tarp weiter aus. Wie die „HanseWerk Gruppe“ am 30. Juni mitteilte, übernimmt ihre Wärmetochter „HanseWerk Natur“ zum 1. Oktober dieses Jahres das Wärmenetz der Stadtwerke Flensburg. Zuvor hatten die Gesellschafterversammlung der Stadtwerke und die Gemeindevertretung dem Verkauf zugestimmt. Hansewerk Natur betreibt bereits ein Nahwärmenetz in der schleswig-holsteinischen Gemeinde. Nach der Übernahme versorgt das Unternehmen dort insgesamt rund 870 Kunden.
Die Hansewerk-Gruppe mit Sitz in Quickborn ist ein regionaler Energiedienstleister in Norddeutschland. Ihre Tochter Hansewerk Natur ist auf Wärmeversorgung und Wärmenetze spezialisiert. Nach Angaben des Unternehmens sollen die beiden bislang getrennten Wärmenetze im Laufe des kommenden Jahres zu einem einheitlichen Tarifsystem zusammengeführt werden. Ziel seien transparente und einheitliche Preise für alle angeschlossenen Kunden.
An der Wärmeerzeugung selbst ändert sich durch den Eigentümerwechsel nichts, heißt es aus dem Norden. Die angeschlossenen Haushalte und Unternehmen werden weiterhin aus dem Heizkraftwerk Tarp versorgt. Dort entsteht die Wärme in Kraft-Wärme-Kopplung überwiegend aus Biomethan, Holzhackschnitzeln sowie Holz aus der Landschaftspflege. Laut Hansewerk Natur bleibt die Wärmeversorgung unverändert und erfüllt weiterhin die Anforderungen des Gebäudeenergiegesetzes (GEG).
Mit der Übernahme gehen nach Unternehmensangaben sämtliche bestehenden Kundenverträge auf Hansewerk Natur über. Für die Kunden änderten sich zum Stichtag weder die Vertragsbedingungen noch die Wärmepreise. Nach dem 1. Oktober sollen sie ein persönliches Informationsschreiben erhalten.
Die Stadtwerke Flensburg begründen den Verkauf mit ihrer strategischen Neuausrichtung. Der kommunale Energieversorger will seine personellen und technischen Ressourcen auf die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung am zentralen Heizkraftwerk in Flensburg konzentrieren. Mit Hansewerk Natur habe man einen Partner für einen reibungslosen Übergang der Wärmeversorgung in Tarp gefunden, erklärte Technik-Geschäftsführer Karsten Müller-Janßen.
Gleichstrom-Stiftung mit Wechsel an der Spitze
Der neue Präsident der Gleichstrom-Stiftung: Vincenzo Salmeri. Quelle: Stiftung Current OS
PERSONALIE. Die Gleichstrom-Stiftung „Current/OS“ hat einen neuen Präsidenten. Vincenzo Salmeri steht nun an der Spitze der gemeinnützigen Organisation.
Der neue Präsident von „Current/OS“ kommt aus Italien. Vincenzo Salmeri führt nun die gemeinnützige Stiftung, die sich weltweit für den Durchbruch von Gleichstrom-Mikronetzen engagiert.
Salmeri folgt auf den Franzosen Yannick Neyret. Beide Manager haben gemeinsam, dass sie führende Positionen bei Schneider Electric SE bekleideten oder – im Falle Salmeris – dies weiterhin tun. Der Pariser Elektrotechnik-Konzern hat seine Hauptgeschäftsfelder in der elektrischen Energieverteilung und der industriellen Automation.
Current OS steht für strombetriebenes System (Current-Operated System) und setzt sich im Namen der angeschlossenen Unternehmen dafür ein, Gleichstrom (Direct Current, DC) eine größere Bedeutung im System der Stromverteilung zukommen zu lassen. Zu den Großunternehmen im Netzwerk zählen neben Schneider Electric die Techkonzerne Siemens, ABB oder Toshiba. Die Stiftung hat ihren Sitz in Amsterdam.
Mit Salmeri an der Spitze trete die Stiftung in eine neue Phase ein, heißt es in einer Mitteilung. Der Verbund wolle an einem entscheidenden Zeitpunkt der Energiewende die sichere, skalierbare und systemübergreifende Einführung von Gleichstrom beschleunigen.
Ziel ist der Ausbau von Gleichstrom-Mikronetzen. Deren Vorteile liegen laut Current OS in geringeren Kosten und Verlusten bei der Energieumwandlung sowie in einer höheren Effizienz im Vergleich zu gängigen Wechselstrom-Netzen. Auch lieferten die DC-Netze bei Ausfall im Hauptnetz verlässlich Strom für kritische Anwendungen.
Da die Umwandlung der Spannung wegfällt, seien weniger mechanische Komponenten in elektrischen Geräten erforderlich. Dies führe zu geringeren Wartungskosten und einer längeren Lebensdauer. Schließlich lasse sich die Ökoenergie aus Erneuerbaren-Anlagen wie Solarmodulen und Windkraftanlagen einfach integrieren, weil sie naturgemäß Gleichstrom erzeugen.
BW ESS startet Großspeicherprojekt in Sachsen-Anhalt
Rendering der geplanten Batteriespeicheranlage in Klostermansfeld. Quelle: BW ESS
BATTERIESPEICHER. BW ESS hat den Spatenstich für einen Batteriespeicher in Klostermansfeld vollzogen. Die Anlage soll 1 GW Leistung und bis zu 5,7 Millionen kWh Speicherkapazität bieten.
BW ESS hat mit dem Bau eines Batteriespeichers in Klostermansfeld in Sachsen-Anhalt begonnen. Nach Unternehmensangaben soll die Anlage über eine Leistung von 1.000 MW und eine Speicherkapazität von bis zu 5,7 Millionen kWh verfügen. Demnach wäre das Projekt eines der größten Vorhaben dieser Art in Europa.
Der Speicher entsteht im Landkreis Mansfeld-Südharz und wird an das nahe gelegene Umspannwerk Klostermansfeld angeschlossen. Dieses zählt zu den zentralen Netzknoten im deutschen Höchstspannungsnetz und wurde kürzlich erweitert. Nach Angaben von BW ESS soll die Anlage zur Versorgungssicherheit und Netzstabilität beitragen.
Der Speicherbetreiber investiert nach eigenen Angaben seit 2024 in das Projekt und hat Anfang 2026 die vollständige Eigentümerschaft übernommen. Die Höhe der Investitionssumme war auch auf Nachfrage nicht zu erfahren. Der ursprüngliche Projektentwickler Zelos Energy Developments soll den Standort während der Bauphase weiterhin unterstützen. Medienberichten zufolge soll der Speicher 2028 den Betrieb aufnehmen.
BW ESS betreibt Batteriespeicher in mehreren Ländern und verfügt nach eigenen Angaben über Batteriespeichersysteme mit einer installierten Kapazität von mehr als 540.000 kWh. Weitere Projekte mit rund 11 Millionen kWh Speicherkapazität befinden sich im Bau.
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
Badenova hofft auf Eigenkapitalspritze
BILANZ. Der Regionalversorger Badenova verzeichnet für das Jahr 2025 einen Bilanzgewinn von 57 Millionen Euro. Der Investitionsplan bis 2050 erfordert eine Eigenkapitalerhöhung.
Die Blickweite war ungewöhnlich. Der Regionalversorger Badenova schaltete bei der Vorstellung der Geschäftszahlen für das Jahr 2025 „das Fernlicht in die Vergangenheit“ ein, wie der Vorstandsvorsitzende Hans-Martin Hellebrand formulierte. Hellebrand, seit Juli 2021 auf dem Posten, nutzte den Termin, um die Entwicklung der vergangenen vier Jahre Revue passieren zu lassen. Badenova sei in dieser Zeit „sehr erfolgreich auf einem austarierten Wachstumskurs“ gewesen, sagte er. Und das unter Marktbedingungen, „die unterschiedlicher und extremer wahrscheinlich in keiner anderen Industrie in den letzten vier Jahren“ gewesen seien.
Im Jahr 2025 erzielte das Unternehmen einen Bilanzgewinn in Höhe von 57 Millionen Euro. Damit schnitt der Versorger genauso ab wie in den Jahren 2024 und 2023. Im Jahr 2022 war ein Gewinn von 60 Millionen Euro zu Buche gestanden. Badenova habe das vierte Jahr in Folge „geliefert“, sagte Hellebrand und sprach von „Stabilität zwischen Ausschüttung, Vorsorge und Geschäft“.
Vom Gewinn schüttet das badische Energieunternehmen 50 Millionen Euro an die kommunalen Anteilseigner – Hauptgesellschafter sind die Thüga und Stadt Freiburg – aus. 7 Millionen bringe man in die „Innenfinanzierung“ ein, um das Eigenkapital zu stärken, wie Hellebrand erklärte. „Unsere Gesellschafter waren in den letzten vier Jahren weitsichtig und haben nicht auf Vollausschüttung gepocht. Sie haben uns die Möglichkeit gegeben, dass wir über die Jahre hinweg richtig vorsorgen.“
177 Millionen Euro investiert
Den Umsatz verortete der Vorstand mit rund 1,5 Milliarden Euro „ungefähr auf Vorjahresniveau“. „Wir sehen, dass der Stromabsatz konsequent steigt, Elektrifizierung findet statt, allerdings nicht in dem Ausmaß, wie es der eine oder andere vorhergesagt hat“, erläuterte Hellebrand. Leicht gestiegen sind dem Vernehmen nach der Gas- und Wärmeabsatz. Im Jahr 2025 sei es nicht so warm gewesen wie in den Vorjahren.
Dem Plus im Handelsgeschäft gegenüber stehen höhere Aufwendungen für Material und Personal. Beides habe sich kompensiert, die Kostensteigerungen seien abgefangen worden, so der Vorstandsvorsitzende. Die Zahl der Mitarbeitenden stieg im zurückliegenden Jahr um 8 Prozent auf 1.817. Im Juni dieses Jahres habe man die 2.000er-Schwelle überschritten.
Steil nach oben, wie der Rückblick zeigte, gingen die Investitionen. Waren es im Jahr 2022 noch 90 Millionen Euro, kletterten die Ausgaben für die Zukunft im vergangenen Jahr laut Unternehmen auf 177 Millionen Euro (2023: 122 Millionen Euro; 2024: 143 Millionen Euro).
Aufsichtsrat entscheidet Mitte des Jahres
„In den nächsten Jahren werden wir die Investitionen weiter steigern, insgesamt auf 4 Milliarden Euro bis 2050“, sagte Hellebrand. Als Investitionsschwerpunkte nannte er: Stromnetze, Ausbau von Infrastruktur rund um das Thema Wasserstoff, erneuerbare Erzeugung, Wärmenetze sowie die Digitalisierung. Vorstandskollege Dirk Sattur ordnete das zahlenmäßig so ein: „Der Investitionspfad führt dazu, dass sich unser Anlagevermögen in diesem Zeitraum fast verdreifacht“.
Der Plan hängt noch am Placet des Aufsichtsrats. „Mitte dieses Jahres werden wir mit unserem Aufsichtsrat die Entscheidung treffen: Möchten wir eine Kapitalerhöhung in 2027, um die Eigenkapitaldecke nach oben zu setzen“, so Hellebrand. Sollte man zu der Entscheidung kommen, das Eigenkapital nicht zu erhöhen, dann müsse man bei den Investitionen in späteren Jahren noch einmal in die Revision. Der Plan müsste dann zeitlich gestreckt werden. Von der Kapitalseite her sei Badenova ein „sehr gut beschriebenes“ Unternehmen, betonte Hellebrand. Bei Banken habe man die für einen Regionalversorger „besten Credits“.
Stromnetz wächst
Gut auf dem Weg in die Zukunft, sieht sich das Unternehmen beim Thema „grüne Moleküle, grüne Wärme, neue Energie“, sagte Sattur und nannte als Beispiel Wasserstoff. „Wir gehen in konkrete Projekte, wo sich Wasserstoff schon heute trägt“, erläuterte er und verwies etwa auf die Müllfahrzeugflotte.
Als weiteres Beispiel nannte Hellebrand die Geothermie. „Wir stehen wenige Tage vor dem finalen Erhalt der Genehmigung für Breisgau“. Badenova werde dort in einem Joint Venture mit der Firma Herrenknecht die Erdwärme vorantreiben.
Auf Expansionskurs sieht Badenova bei den Netzübernahmen: „Wir wachsen um über 30 Prozent in unserem Stromnetz“, sagte Hellebrand, was die Zahl der Einwohner in den neu hinzukommenden Netzgebieten betrifft.
Stadtwerke Ahrensburg wechseln Geschäftsführung
Quelle: Shutterstock / Andrii Yalansky
PERSONALIE. Geschäftsführerin Julia Fest und der Aufsichtsrat haben sich im gegenseitigen Einvernehmen darauf verständigt, die Zusammenarbeit zum 1. Juli zu beenden.
Bei den Stadtwerken Ahrensburg in Schleswig-Holstein ist Julia Fest seit dem 1. Juli nicht mehr Geschäftsführerin. Wie das Unternehmen mitteilte, übernimmt ihr Nachfolger Elmar Burgard zeitgleich die Geschäftsführung der Stadtwerke Ahrensburg GmbH sowie der Badlantic Betriebsgesellschaft mbH. Zu den Gründen der Trennung machten die Stadtwerke keine Angaben.
Der Führungswechsel erfolgt in einer wirtschaftlich anspruchsvollen Phase. Bereits Ende Mai hatten die Stadtwerke auf eine angespannte wirtschaftliche Entwicklung hingewiesen. Insbesondere das Glasfasergeschäft blieb hinter den ursprünglichen Erwartungen zurück. Nach Angaben des Unternehmens führten hohe Investitionskosten, ein intensiver Wettbewerb und veränderte Marktbedingungen dazu, dass sich die Renditeerwartungen bislang nicht erfüllten. Zugleich stehen hohe Investitionen in den weiteren Ausbau der Fernwärme an.
Mit Burgard übernimmt ein neuer Geschäftsführer ein Unternehmen, das in den vergangenen Jahren umfangreiche Investitionen in den Ausbau seiner Geschäftsfelder vorgenommen hat. Dazu zählen unter anderem der Aufbau eines Glasfasernetzes, der Ausbau der Fernwärme sowie die Weiterentwicklung des Unternehmens im Rahmen der Strategie „Vision 2040“. Zu seiner Vita und seinen strategischen Schwerpunkten wollen die Stadtwerke nach seinem Amtsantritt gesondert informieren.
Während der Amtszeit von Fest stieg der Umsatz seit 2019 von 24,8 Millionen Euro auf 41,3 Millionen Euro in 2025, heißt es weiter von Stadtwerken. Die Zahl der Kunden erhöhte sich von 15.000 auf 20.000, die Zahl der Beschäftigten – ohne die Badlantic Betriebsgesellschaft – von 33 auf 73. Gleichzeitig investierten die Stadtwerke in diesem Zeitraum rund 31 Millionen Euro.
Entega übertrifft Gewinnerwartungen
Quelle: Entega
BILANZ. Die Entega hat den Konzerngewinn über Plan gesteigert. Bis 2030 will der Konzern rund 1,1 Milliarden Euro in Netze, Fernwärme, Glasfaser und Wasserinfrastruktur investieren.
Der Energie- und Telekommunikationsdienstleister Entega mit Sitz in Darmstadt zeigt sich mit dem Geschäftsjahr 2025 zufrieden. „Wir haben 2025 gezeigt, dass wir Wachstum, Investitionen und Stabilität gleichzeitig können“, sagte Thomas Schmidt, Vorstandsvorsitzender der Entega AG.
Der Konzern erzielte eine Gesamtleistung von 3,121 Milliarden Euro. Das Ebit lag 2025 mit 121,7 Millionen Euro um 6,4 Millionen Euro über der Planung und auch über dem Vorjahreswert von 114,9 Millionen Euro. Der Konzerngewinn erreichte 46,4 Millionen Euro, liegt damit etwa auf Höhe des Vorjahreswertes (48 Millionen Euro) und übertraf den Planwert um 2,8 Millionen Euro.
Im Vertrieb stiegen die Umsätze vor allem durch einen höheren Stromabsatz bei Geschäftskunden. Im Energiehandel führten niedrigere Preise und geringere Mengen dagegen zu rückläufigen Umsätzen. Im Netzgeschäft erhöhten sich die Erlöse aus Netzentgelten und Umlagen. Das Geschäftsfeld Erzeugung profitierte von höheren Absatzmengen.
Zum Jahresende 2025 belief sich die Bilanzsumme des Konzerns auf 2,5 Milliarden Euro. Das Anlagevermögen erhöhte sich um 93,5 Millionen Euro beziehungsweise 7,2 Prozent. Das Eigenkapital wuchs auf 315,3 Millionen Euro. Aufgrund der gestiegenen Bilanzsumme sank die Eigenkapitalquote jedoch von 19,1 auf 17,8 Prozent. Nach Unternehmensangaben soll die Eigenkapitalbasis weiter gestärkt werden, um die anstehenden Investitionen finanzieren zu können.
1,1 Milliarden Euro für Netze, Wärme und Glasfaser
Im Geschäftsjahr 2025 investierte Entega konzernweit 206,8 Millionen Euro. Für die Jahre 2026 bis 2030 plant das Unternehmen Bruttoinvestitionen von rund 1,1 Milliarden Euro. Schwerpunkte bilden der Ausbau der Glasfasernetze, die Modernisierung der Stromverteilnetze, die Erneuerung der Wasserinfrastruktur sowie der Ausbau des Fernwärmenetzes in Darmstadt, teilte das Unternehmen dazu weiter mit.
Im Bereich der erneuerbaren Energien betreibt Entega Windparks mit einer installierten Leistung von knapp 260 MW sowie Solarparks mit 48 MW. Die Anlagen erzeugten 2025 nach Unternehmensangaben mehr als 750 Millionen kWh Strom. Künftig sollen weitere Wind- und Solarprojekte vor allem in der Region entstehen.
Bei der kommunalen Wärmeversorgung arbeitet Entega mit der Wissenschaftsstadt Darmstadt zusammen. Die Ende 2025 beschlossene kommunale Wärmeplanung bildet nach Angaben des Unternehmens die Grundlage für den weiteren Ausbau des Fernwärmenetzes und die Umstrukturierung der Wärmeauskopplung am Müllheizkraftwerk Darmstadt. Parallel befindet sich das Müllheizkraftwerk Wiesbaden in der Bau- und Inbetriebnahmephase (wir berichteten).
Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der Digitalisierung. Am Osterwochenende 2026 stellte die IT-Tochter „COUNT+CARE“ gemeinsam für Entega und die Stadtwerke Mainz die Abrechnungssysteme auf SAP S/4HANA Utilities um. Das Unternehmen sieht darin die Grundlage für digitale Prozesse und neue Dienstleistungen.
Führungswechsel bei Goldgas
Dr. Lukas Krüger übernimmt die kaufmännische Geschäftsführung der Goldgas GmbH. Quelle: Sebastian Schüler
PERSONALIE. Nach mehr als einem Jahrzehnt verlässt Frank Ruhland die Führungsspitze der VNG-Tochter Goldgas. Sein Nachfolger übernimmt zum 1. Juli die kaufmännische Geschäftsführung.
Zum 1. Juli 2026 übernimmt Dr. Lukas Krüger die kaufmännische Geschäftsführung der Goldgas GmbH, einer Tochtergesellschaft der VNG AG. Er folgt auf Frank Ruhland, der seine Funktion zum 30. Juni niederlegt, wie das Unternehmen mitteilt. Krüger soll den hessischen Gas- und Stromversorger Goldgas gemeinsam mit dem Vorsitzenden der Geschäftsführung, Philipp Teipel, führen.
Ruhland ist seit 2001 im VNG-Konzern tätig und übernahm 2013 die Geschäftsführung von Goldgas. Während seiner Laufbahn bekleidete er verschiedene Führungspositionen im In- und Ausland.
Krüger arbeitet seit 2020 für Goldgas. Aktuell verantwortet er den Bereich Geschäftsentwicklung und Transformation sowie das Portfoliomanagement. Seit 2024 ist er zudem Prokurist des Unternehmens.
Die Goldgas GmbH mit Sitz in Eschborn ist eine hundertprozentige Tochter der VNG AG aus Leipzig, die mit ihr zum Karlsruher EnBW-Konzern gehört. Goldgas beliefert bundesweit Privathaushalte mit Gas und Strom und bietet unter anderem Biogas- und Ökostromtarife an.
Ingmar Schmitt übernimmt Finanzressort bei Alterric
Ingmar Schmitt soll die Geschäftsführung bei Alterric komplettieren. Quelle: Alterric
PERSONALIE. Ingmar Schmitt wird kaufmännischer Geschäftsführer von Alterric. Er übernimmt das Finanzressort des Energiepark-Betreibers und komplettiert die Geschäftsführung.
Zum 1. Juli 2026 übernimmt Ingmar Schmitt die Position des kaufmännischen Geschäftsführers (Chief Financial Officer, CFO) beim Energieparkbetreiber Alterric im niedersächsischen Aurich. Er verantwortet künftig das Finanzressort und ergänzt die Geschäftsführung, die bislang der Vorsitzende der Geschäftsführung (Chief Executive Officer, CEO) Dr. Frank May und Chief Operating Officer (COO) Christian Karst als Doppelspitze innehatten. Das geht aus einer Mitteilung des Unternehmens hervor.
Schmitt verfügt nach Unternehmensangaben über knapp 30 Jahre Erfahrung in den Bereichen Finanzierung, Unternehmenssteuerung und strategische Transformation. Seine berufliche Laufbahn führte ihn unter anderem in die Wirtschaftsprüfung, die Unternehmensberatung sowie in Führungspositionen börsennotierter Unternehmen.
Zuletzt war Schmitt als Interim-CFO der Tank & Rast Gruppe tätig. Zuvor verantwortete er als Finanzvorstand eines im S-Dax notierten Immobilienkonzerns unter anderem die Finanzierung, das Portfoliomanagement sowie strategische Geschäftsmodelle im Bereich Solarenergie. Das Immobilienportfolio des Unternehmens hatte nach Angaben von Alterric einen Wert von 3,4 Milliarden Euro.
Alterric entwickelt, projektiert, betreibt und vermarktet Wind- und Hybridparks an Land. Das Unternehmen ist insbesondere in Deutschland, Frankreich und Griechenland aktiv. Nach eigenen Angaben betreibt Alterric Energieparks mit einer installierten Leistung von mehr als 2.500 MW im Eigenbestand. Die Projektpipeline geht über 11.000 MW hinaus. Alterric ist ein Gemeinschaftsunternehmen der Aloys Wobben Stiftung - der Trägerstiftung des Windenergie-Anlagenbauers Enercon - und der EWE AG.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Mehr Wind drückt Strompreise
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Überwiegend etwas schwächer haben sich die Energiemärkte zur Wochenmitte präsentiert. Am Strommarkt sorgte die Aussicht auf eine deutlich höhere Einspeiseleistung der Erneuerbaren für kräftige Abschläge bei den kurzfristigen Kontrakten, während das lange Ende nahezu unverändert tendierte. Auch CO2 gab leicht nach, wobei die Marktteilnehmer weiterhin sehr sensibel auf politische Schlagzeilen zur anstehenden Reform des EU-Emissionshandels reagieren.
Der Gasmarkt zeigte sich dagegen kaum verändert. Anhaltende Unsicherheiten bei den LNG-Lieferungen aus Katar sowie die Hitzewelle in Teilen Europas stützen die Preise und halten die Versorgungssorgen hoch. Am Ölmarkt überwogen dagegen die Hoffnungen auf eine schrittweise Normalisierung der Lage in der Straße von Hormus, nachdem der Tankerverkehr wieder zunimmt und sich das globale Angebot zunehmend entspannt. Insgesamt bleibt das Marktumfeld von geopolitischen Risiken und einer hohen Nachrichtenabhängigkeit geprägt.
Strom: Überwiegend etwas schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch präsentiert. Der Day-ahead verzeichnete mit der Aussicht auf eine deutlich höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung kräftige Abgaben. In der Grundlast verlor der Day-ahead um 78,25 auf 73,50 Euro je Megawattstunde, in der Spitzenlast ging es um 100,75 auf 23,00 Euro je Megawattstunde nach unten.
Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren soll den Meteorologen von Eurowind zufolge mit 37,4 Gigawatt mehr als doppelt so hoch ausfallen als noch am Mittwoch, für den 15,5 Gigawatt erwartet wurden. Für den Freitag wird noch ein weiterer deutlicher Anstieg erwartet, bevor ab Samstag wieder etwas geringere Werte um 30 Gigawatt in Aussicht gestellt werden. Das US-Wettermodell geht weiterhin von einer unterdurchschnittlichen Windstrom-Einspeiseleistung ab dem 9. Juli aus. Den Start der neuen Hitzewelle sehen die US-Meteorologen nun erst am 8. Juli.
Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 um 0,17 auf 92,94 Euro je Megawattstunde hinzu.
CO2: Etwas schwächer haben sich die CO2-Preise am Mittwoch gezeigt. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,21 auf 79,95 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt nur 7,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 80,26 Euro, das Tief bei 79,25 Euro.
Die Analysten von Redshaw Advisors gehen allgemein aber von einer wieder gestiegenen Risikobereitschaft der Marktteilnehmer aus, nachdem der Europaabgeordnete Peter Liese von der Europäischen Volkspartei (EVP) erklärt hatte, dass die Berichte vom Vortag nicht zutreffend gewesen seien, denen zufolge die EVP unter anderem vorgeschlagen hat, spekulative Aktivitäten einzuschränken, den linearen Reduktionsfaktor zu senken und Stromerzeugern in Ausnahmefällen kostenlose Zertifikatszuteilungen zu gewähren.
Die Kursbewegungen der vergangenen beiden Tage zeigen den Analysten von Redshaw Advisors allerdings, wie empfindlich der Markt auf Schlagzeilen zur ETS-Reform reagiert. Dies dürfte sich im Vorfeld des Reformvorschlags der Europäischen Kommission am 15. Juli fortsetzen.
Erdgas: Nur wenig verändert haben sich die europäischen Gaspreise am Mittwoch präsentiert. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann 0,075 auf 43,675 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE gewann der Day-ahead um 0,225 auf 44,050 Euro je Megawattstunde.
Die europäischen Erdgaspreise stiegen in den vergangenen Tagen aufgrund der Unsicherheit über die Versorgungslage infolge der Spannungen im Nahen Osten und der Rekordhitze in Teilen Europas. Der italienische Energiekonzern Edison teilte mit, dass QatarEnergy die Force Majeure für einige LNG-Lieferungen verlängert hat. Insgesamt unterliegen nun 21 LNG-Ladungen für den Lieferzeitraum von April bis Anfang September dieser Klausel.
Die Analysten von Kpler erklärten, die jüngste Mitteilung verlängere den betroffenen Lieferzeitraum bis Anfang September und erhöhe damit den Druck auf Edison, während der Befüllung der Gasspeicher im Sommer weiterhin Ersatzmengen am Spotmarkt und bei alternativen Lieferanten zu beschaffen.
Hinzu kommt die anhaltende Hitzewelle in mehreren europäischen Ländern. Die extremen Temperaturen treiben den Kühlbedarf und den Stromverbrauch nach oben und stützen damit die Nachfrage nach Erdgas zusätzlich. Dies verschärft die angespannte Versorgungslage in einer Phase, in der Europa seine Gasspeicher für den kommenden Winter weiter auffüllen muss.
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