7. Juli 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
STROM: Brandenburg überlegt gemeinsame Strompreiszone mit Polen
STROM: Europäischer Integration des Strommarktes schreitet voran
WÄRME: Der Biogastreppe fehlt bald das Netz
POLITIK: ETS-Reform wird zum Balanceakt für EU-Kommission
HANDEL & MARKT
PPA-PREISINDEX: Leicht steigendes PPA-Preisniveau im Juni
STROM: Frankreich: Mehr Stromexporte, mehr negative Preise
STATISTIK DES TAGES : Akteure im Gasmarkt in Deutschland nach Bereichen
TECHNIK
PROZESSWÄRME: Biomasse-Heizwerk versorgt BMW-Werk mit Prozesswärme
WINDKRAFT ONSHORE: Nun naht der Abriss: Windrad-Lärm lässt Anwohner verzweifeln
EFFIZIENZ: Celle spart 70 Prozent Strom durch LED-Umbau
UNTERNEHMEN
BETEILIGUNG: SWM bauen Mehrheit an M-Net weiter aus
ELEKTROMOBILITÄT: Tübingen baut E-Bus-Ladenetz aus
BILANZ: PPA und Speichergeschäft dominieren bei Citiworks
KWK: Everllence verdoppelt Schulungsfläche für die Motorentechnik
UNTERNEHMEN: Deutz schärft seine Strategie für elektrische Antriebslösungen
PERSONALIE: Stawag setzt auf Kontinuität im Vorstand
TOP-THEMA
Koalition will Energiewendeförderung kürzen
Quelle: Georg Eble
POLITIK.
Der Haushaltsentwurf 2027 sieht Kürzungen im Klima- und Transformationsfonds (KTF) vor. Auch Kraftwerkgesetz und Gebäudemodernisierung sollen noch im Juli verabschiedet werden.
Mit der letzten Sitzungswoche des Bundestags vor der parlamentarischen Sommerpause will die schwarz-rote Koalition ihre bisher überschaubare Bilanz bei energiepolitischen Gesetzesvorhaben verbessern. Union und SPD haben sich nach Informationen aus den Koalitionsfraktionen auf umfangreiche Änderungen am Stromversorgungs- und Kraftwerksgesetz (StromVKG) sowie am Gebäudemodernisierungsgesetz verständigt. Die entsprechenden Gesetze sollen noch in dieser Sitzungswoche verabschiedet werden.
Bundesfinanzminister Lars Klingbeil (SPD) stellte am 6. Juli in Berlin den Regierungsentwurf des Bundeshaushalts 2027 und Finanzplan bis 2030 vor. Darin musste eine Lücke von 34 Milliarden Euro in der bisherigen Finanzplanung geschlossen werden. Deshalb sind auch Milliardeneinschnitte im Klima- und Transformationsfonds (KTF) vorgesehen, der unter anderem Gebäudesanierung und Heizungstausch fördert und aus den Einnahmen der CO2-Steuer gespeist ist. Das Kabinett hat den Bundeshaushalt noch am selben Tag beschlossen.
Anpassungen an den Gesetzen
Im Mittelpunkt der Änderungen am StromVKG stehen die geplanten Ausschreibungen für neue steuerbare Kraftwerke. Laut dem 177 Seiten umfassenden Änderungsantrag der Koalitionsfraktionen soll die maximale Gebotshöhe angehoben werden. Damit reagieren Union und SPD auf Forderungen potenzieller Investoren, die die bisher vorgesehenen Vergütungshöhen als wirtschaftlich unzureichend bewertet hatten. Details zu der neuen Ausgestaltung sollen mit dem parlamentarischen Änderungsantrag veröffentlicht werden.
Auch bei der regionalen Steuerung der Kraftwerksstandorte nehmen die Koalitionsfraktionen Änderungen vor. Nach dem Änderungsentwurf soll der sogenannte Südbonus anders ausgestaltet werden als ursprünglich von der Bundesregierung vorgesehen.
Ziel bleibe es, den Bau neuer Kraftwerke insbesondere in Süddeutschland zu fördern, wo nach dem Ausstieg aus der Kernenergie und dem schrittweisen Kohleausstieg ein erhöhter Bedarf an gesicherter Leistung besteht. Der Bundesrat hatte im Juni einem Änderungsvorschlag von Sachsen mit Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern und Sachsen-Anhalt zugestimmt, um auch dort genügend Ersatzkapazitäten auszuschreiben.
Parallel haben sich die Koalitionspartner auf Anpassungen am Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) verständigt, es betrifft den rechtlichen Rahmen für energetische Sanierungen und den Heizungstausch.
Milliarden aus dem KTF für den Bundeshaushalt
Nach Angaben des Bundesministeriums der Finanzen soll der Klima- und Transformationsfonds (KTF) einen Beitrag zur Konsolidierung des Haushalts leisten. Vorgesehen sind Kürzungen bei Finanzhilfen von zwei bis drei Milliarden Euro pro Jahr. Bereits zugesagte Förderungen sollen nach Angaben des Ministeriums jedoch unangetastet bleiben.
Betroffen sein könnte langfristig auch die Bundesförderung für effiziente Gebäude, aus der unter anderem der Einbau klimafreundlicher Heizungen bezuschusst wird. Förderstopps seien jedoch nicht geplant, betont das Bundesministerium der Finanzen. Die Ressorts sollen stattdessen ihre Programme auf Effizienz überprüfen und Einsparmöglichkeiten identifizieren.
Klingbeil: Investitionen in Klimaschutz gesichert
Nach dem Haushaltsentwurf sollen zudem Einnahmen aus dem europäischen Emissionshandel in Höhe von 2,7 Milliarden Euro, die bislang vollständig in den KTF flossen, künftig teilweise dem Bundeshaushalt zufließen.
Bundesfinanzminister Lars Klingbeil (SPD) begründete die Einsparungen mit der notwendigen Haushaltskonsolidierung. Gleichzeitig betonte er, Investitionen in den Klimaschutz blieben langfristig gesichert. Nach Angaben des Ministeriums soll der KTF einen „maßvollen Beitrag“ zur Schließung der Finanzierungslücken im Bundeshaushalt leisten.
SPD unterstützt Sparkurs
Aus den Unionsfraktionen kommt Unterstützung für den Sparkurs. Der stellvertretende Vorsitzende der CDU/CSU-Bundestagsfraktion, Mathias Middelberg, forderte im Deutschlandfunk, Förderprogramme konsequenter auf ihre Wirksamkeit zu überprüfen. SPD-Fraktionschef Matthias Miersch erklärte im ZDF, im KTF habe sich in den vergangenen Jahren ein unübersichtliches Nebeneinander zahlreicher Förderprogramme entwickelt.
Kritik an den Plänen kommt vom Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland (BUND). Dessen Abteilungsleiterin Klimaschutz Tina Löffelsend nennt den Haushaltsentwurf einen „Angriff von Schwarz-Rot auf den Klimaschutz“. Angesichts des Klimawandels sei mehr Geld für Gebäudesanierung, klimafreundliche Heizungen und ein besseres Angebot bei Bussen und Bahnen notwendig. Die Regierung solle dafür klimaschädliche Subventionen wie die Dienstwagenbesteuerung oder die Energiesteuerbefreiung von Kerosin abbauen, so Löffelsend.
Quelle: Fotolia / animaflora
Brandenburg überlegt gemeinsame Strompreiszone mit Polen
STROM. Schleswig-Holstein mit Dänemark, Brandenburg mit Polen? Politiker loten Möglichkeiten aus, sich mit Nachbarländern zu einer eigenen Stromgebotszone zusammenzuschließen.
Brandenburgs Ministerpräsident Dietmar Woidke (SPD) will die Möglichkeit einer gemeinsamen Strompreiszone mit benachbarten Regionen in Polen prüfen. Nach einem Treffen mit dem Marschall (vergleichbar einem Ministerpräsidenten) der Woiwodschaft Niederschlesien, Pawel Gancarz, verwies Woidke auf entsprechende Überlegungen in Norddeutschland.
Dort prüfen Schleswig-Holstein, Hamburg und Teile Niedersachsens eine engere Zusammenarbeit mit Westdänemark. Brandenburg wolle nun ausloten, ob ein vergleichbares Modell gemeinsam mit polnischen Regionen denkbar sei, sagte der Regierungschef nach Angaben der Deutschen Presse-Agentur. Wie es weiter heißt, befindet sich das Vorhaben allerdings noch in einem sehr frühen Stadium. Woidke verspricht sich von einer solchen Kooperation wirtschaftliche Vorteile. Eine gemeinsame Strompreiszone könne sich positiv auf die Strompreise in Brandenburg auswirken. Zugleich müsse Europa die Energiesicherheit und die Nutzung erneuerbarer Energien stärker gemeinsam denken.
IHK wirbt für gemeinsamen Strompreiszone
Hintergrund der Überlegungen ist ein Vorschlag der Industrie- und Handelskammer Schleswig-Holstein. Sie wirbt für eine gemeinsame Strompreiszone von Schleswig-Holstein und Hamburg mit Westdänemark. Nach Ansicht der IHK könnte regional erzeugter Windstrom dadurch stärker vor Ort genutzt und vermarktet werden. Das würde die Effizienz des Stromsystems erhöhen, Kosten senken und zusätzlichen Raum für den Ausbau erneuerbarer Energien schaffen. Schleswig-Holsteins Ministerpräsident Daniel Günther (CDU) hatte sich für eine Prüfung dieses Modells offen gezeigt.
Eine Strompreiszone – auch Gebotszone oder Bidding Zone genannt – ist ein Gebiet, in dem an der Strombörse für denselben Lieferzeitpunkt ein einheitlicher Großhandelspreis gilt. Innerhalb einer solchen Zone wird im Stromhandel davon ausgegangen, dass keine Netzengpässe bestehen. Erst an den Grenzen zwischen verschiedenen Gebotszonen werden begrenzte Übertragungskapazitäten berücksichtigt. Deutschland und Luxemburg bilden derzeit eine gemeinsame Gebotszone.
Befürworter und Kritiker
Die Diskussion über eine andere Aufteilung der Strompreiszonen ist nicht neu. Weil im Norden und Osten Deutschlands häufig mehr Windstrom erzeugt wird, als dort verbraucht oder über das Stromnetz in den Süden transportiert werden kann, müssen Anlagen zeitweise abgeregelt werden. Gleichzeitig entstehen hohe Redispatchkosten, um Erzeugung und Verbrauch im Netz auszugleichen.
Befürworter regionaler Strompreiszonen argumentieren, dass unterschiedliche Preise Netzengpässe besser widerspiegeln und Anreize schaffen würden, Erzeugung, Speicher und flexible Verbraucher dort anzusiedeln, wo sie dem Stromsystem den größten Nutzen bringen. Kritiker befürchten dagegen unterschiedliche Strompreise innerhalb Deutschlands und Nachteile für Verbraucher sowie Unternehmen in Hochpreisregionen.
Der Koalitionsvertrag von Union und SPD sieht derzeit allerdings keine Änderung der deutschen Stromgebotszone vor.
Europäischer Integration des Strommarktes schreitet voran
Quelle: Katia Meyer-Tien
STROM. Der europäische Übertragungsnetzbetreiberverband Entso-E hat seinen Jahresbericht vorgestellt. Der Zusammenschluss des Strommarktes in Europa hat wieder einige Hürden genommen.
Der Marktberichts 2026 konzentriert sich vor allem auf neue Marktregeln, einen effizienten grenzüberschreitenden Handel und die Anpassung des Strommarktes an den wachsenden Anteil erneuerbarer Energien. Gute Nachrichten hat der Bericht für den deutschen Markt parat.
Deutschland habe 2025 seine im nationalen Aktionsplan festgelegten Zwischenziele zur Bereitstellung grenzüberschreitender Netzkapazitäten nahezu vollständig erreicht, heißt es dort. Für 99,6 Prozent aller betrachteten Netzengpässe seien die vorgegebenen Mindestkapazitäten eingehalten worden. Dort, wo Kapazitäten reduziert wurden, sei dies aus Gründen der Netzsicherheit erfolgt.
Deutschland zählt nach dem Jahresbericht auch zu den europäischen Märkten mit hohen Erlösmöglichkeiten für Batteriespeicher. Auf Basis der Day-Ahead-Strompreise errechnet Entso-E durchschnittliche Erlöspotenziale von rund 618 Euro je MW und Tag durch das Laden in günstigen und Entladen in teuren Stunden. Damit liegt Deutschland deutlich über vielen anderen europäischen Ländern.
PV kannibalisiert sich selbst
Der Bericht zeigt auch, dass Photovoltaikanlagen in Deutschland im Durchschnitt nur einen Marktwert von 45 Euro/MWh erzielen. Ursache ist der Kannibalisierungseffekt der Anlagen: Viele Solaranlagen speisen gleichzeitig ein und drücken dadurch die Börsenpreise. Europaweit liegt der Marktwert von Solarstrom im Schnitt rund 30 Prozent unter dem durchschnittlichen Day-Ahead-Preis.
Die Windenergie kommt dahingegen besser weg: Für Windenergie ermittelt Entso-E in Deutschland einen durchschnittlichen Marktwert von 79 Euro/MWh. Windkraft leidet derzeit deutlich weniger unter Kannibalisierungseffekten als Photovoltaik und erzielt daher höhere Erlöse am Strommarkt.
Ein wichtiger Schritt für den gesamten europäischen Markt war die Einführung von 15-Minuten-Produkten im Day-Ahead- und Intraday-Handel. Dadurch können Erzeugung und Verbrauch genauer aufeinander abgestimmt werden. Gerade für Deutschland mit seinem hohen Anteil fluktuierender Wind- und Solarenergie soll dies die Integration erneuerbarer Energien erleichtern.
Im Juni 2026 wurde im Kernmarkt Mitteleuropas ein neues Verfahren zur Berechnung der grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten eingeführt. Das sogenannte Advanced Hybrid Coupling soll die verfügbaren Netzkapazitäten effizienter nutzen und den Stromhandel verbessern. Ende 2026 soll zudem ein neues Verfahren für langfristige grenzüberschreitende Übertragungsrechte starten.
Kritisch äußert sich der Bericht zu politischen Forderungen, auch im kurzfristigen Intraday-Handel mindestens 70 Prozent der Netzkapazität für den grenzüberschreitenden Handel freizugeben. Kurz vor der Lieferung seien Netzengpässe kaum noch durch Redispatch oder andere Maßnahmen beherrschbar. Eine starre Vorgabe könne daher die Netzsicherheit gefährden.
Strompreis Day-Ahead europaweit gesunken
Europaweit lagen die Day-Ahead-Strompreise im Zeitraum von Juni 2025 bis Juni 2026 etwas niedriger als im Vorjahr. Als wesentlichen Grund nennt Entso-E die gesunkenen Erdgaspreise. Extreme Preisereignisse – sowohl sehr hohe als auch negative Preise – hätten zwar zugenommen, prägten aber weiterhin nur einen kleinen Teil der Handelsstunden.
Entso-E ist der europäische Verband von 40 Strom-Übertragungsnetzbetreibern aus 36 Ländern. Die Mitglieder betreiben rund 500.000 Kilometer Stromleitungen und damit das größte verbundene Stromnetz der Welt mit rund 520 Millionen Verbrauchern.
Der „Entso-E Market Report 2026“ kann auf der Internetseite des Verbandes heruntergeladen werden.
Der Biogastreppe fehlt bald das Netz
Quelle: Fraunhofer IFAM
WÄRME. Eine Studie des Fraunhofer IFAM im Auftrag des Umweltinstituts München und von „GasWende“ kommt zu dem Ergebnis, dass Biogas den Weiterbetrieb von Gasnetzen bis 2045 nicht sichern kann.
Die im neuen Heizungsgesetz vorgesehene stärkere Nutzung von Biogas kann nach Einschätzung des Fraunhofer-Instituts für Fertigungstechnik und Angewandte Materialforschung (Fraunhofer IFAM) den wirtschaftlichen Betrieb vieler Gasnetze nicht sichern. Zu diesem Ergebnis kommt eine Studie, die das Forschungsinstitut im Auftrag des Umweltinstituts München sowie der Initiative „GasWende“ erstellt hat.
Hintergrund ist die geplante Novelle des Heizungsgesetzes. Nach den Plänen der Bundesregierung soll der Einbau neuer Gasheizungen wieder unbefristet möglich sein. Dabei setzt sie unter anderem auf einen steigenden Anteil erneuerbarer Gase im Erdgasnetz. Für bestehende Heizungen ist eine Grüngasquote vorgesehen, die den Biogasanteil im Netz erhöhen soll. Wer ab 2029 eine neue Gasheizung installiert, soll zusätzlich einen Liefervertrag mit einem schrittweise steigenden Biogasanteil nachweisen.
Gasnetze werden zu teuer
Die Studie untersucht nach Angaben der Auftraggeber, ob und zu welchen Kosten erneuerbare Gase künftig über die bestehenden Gasnetze an Haushalte geliefert werden können. Dazu berechneten die Autoren die Gaskosten pro Haushalt bei unterschiedlichen Auslastungen der Gasnetze.
Nach den Ergebnissen der Untersuchung werden Gasnetze in Wohngebieten trotz der geplanten Regelungen voraussichtlich bis spätestens 2045 in großem Umfang stillgelegt. Grund sei, dass die Nachfrage nach Gas mit dem Umstieg vieler Haushalte auf Wärmepumpen und Wärmenetze weiter sinke. Dadurch verteilen sich die Kosten für Betrieb und Instandhaltung der Netze auf immer weniger Anschlussnehmer, was die Netzentgelte und damit die Gaspreise steigen lasse.
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| Prognostizierte Entwicklung der Gasnetzkosten (Für Vollbild auf die Grafik klicken) Quelle: IFAM |
Biogas plus Netzkosten unterliegen Wärmepumpen
Laut der Studie können Energieversorger unter diesen Bedingungen spätestens bis 2045 keine wettbewerbsfähigen Gaspreise mehr anbieten. Die Beimischung von Biogas ändere daran nichts, da dieses im Vergleich zu fossilem Erdgas knapp und mit höheren Kosten verbunden sei.
Till Irmisch, Referent für Energiepolitik beim Umweltinstitut München, erklärt: „Die Kombination aus steigenden Biogasanteilen und höheren Netzentgelten wird für viele Verbraucherinnen und Verbraucher nicht bezahlbar sein.“ Die im Heizungsgesetz vorgesehene Grüngasquote und die sogenannte Bio-Treppe könnten den wirtschaftlichen Niedergang der Gasnetze deshalb nicht verhindern.
Nach Angaben des Umweltinstituts planen bereits heute zahlreiche Gasnetzbetreiber und Kommunen die schrittweise Stilllegung ihrer Gasnetze. Irmisch bewertet diese Entwicklung als sinnvoll. Ein frühzeitig geplanter Umstieg auf Wärmepumpen und Wärmenetze könne nach seiner Einschätzung die Energiekosten begrenzen und gesamtwirtschaftliche Kosten reduzieren.
Fehlinvestitionen vermeiden
Die Autoren weisen zudem auf die Lebensdauer von Gasheizungen hin, die sie mit rund 25 Jahren angeben. Vor diesem Hintergrund könnten neu eingebaute Gasheizungen nach ihrer Einschätzung zu Fehlinvestitionen werden, falls die Versorgung über die Gasnetze vor Ablauf der Nutzungsdauer eingestellt werde. Irmisch kritisiert, die Bundesregierung habe bislang nicht dargelegt, wie eine flächendeckende Versorgung der Haushalte mit Biogas sichergestellt werden solle. Die Studie des Fraunhofer IFAM zeige aus seiner Sicht, dass die Erwartung einer langfristigen Biogasversorgung über bestehende Gasnetze mit erheblichen wirtschaftlichen Risiken verbunden sei.
Die Berechnungen vom Fraunhofer IFAM zu Gasnetzen stehen im Internet bereit.
ETS-Reform wird zum Balanceakt für EU-Kommission
Quelle: Pixabay / NakNakNak
POLITIK. Die EU-Kommission verschiebt ihren Reformvorschlag für den EU-Emissionshandel (ETS). Mehrere Generaldirektionen sollen den Entwurf kritisch sehen.
Die EU-Kommission will ihren Reformvorschlag für den EU-Emissionshandel (ETS) nicht wie geplant am Mittwoch, 15. Juli, sondern ungewohnt an einem Freitag, 17. Juli, vorstellen. Die Verschiebung deutet auf interne Abstimmungsprobleme innerhalb der Brüsseler EU-Behörde hin. Darüber hinaus macht die Industrielobby deutlich Druck in Brüssel, um weitgehende Erleichterungen für die Unternehmen zu erreichen. Medienberichten zufolge gibt es in mehreren Generaldirektionen der Kommission kritische beziehungsweise negative Stellungnahmen zum ursprünglichen Entwurf. Carbon Pulse berichtet von internem Widerspruch in der Kommission.
Angesichts des massiven Lobbydrucks durch große energieintensive Konzerne, insbesondere aus der Chemie- und Stahlbranche, steht die Kommission vor dem Balanceakt, die Klimaziele zu erreichen und gleichzeitig die steigenden Energie- beziehungsweise CO2-Kosten für die Wirtschaft in den Mitgliedstaaten abzufedern. Um einen Kompromiss zwischen den Ressortinteressen der Generaldirektionen und Industriewünschen zu finden, benötigt die Kommission offenbar mehr Zeit für den Gesetzesvorschlag zur Zukunft des CO2-Handels.
Mehr kostenlose Zertifikate
Vor gut zwei Wochen hieß es aus Kommissionskreisen, die EU-Behörde wolle der Industrie schneller entgegenkommen als bislang vorgesehen. Ab Januar 2027 sollten demnach mehr kostenlose CO2-Zertifikate an Unternehmen ausgegeben werden. Diese CO2-Zuteilung sollte aus der eigentlichen ETS-Reform ausgegliedert werden. Um die Beschleunigung der Zuteilungen vornehmen zu können, plant die Kommission wohl einen delegierten Rechtsakt im sogenannten Komitologieverfahren. Darauf hatten neben der Industrie auch zahlreiche Europaabgeordnete der EVP-Fraktion beziehungsweise CDU/CSU-Gruppe gedrängt.
Nach dem Willen der EVP, soll der CO2-Handel zwar erhalten bleiben, aber stark reformiert werden, um die Klimaziele zu erreichen und die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie stärker in den Fokus zu nehmen, erklärten der klimapolitische Sprecher, Peter Liese, und industriepolitische Sprecher, Christian Ehler, zuletzt bei einem Pressegespräch in Berlin. „Nach fest kommt ab. Die Schraube ist zu fest angezogen und unter den gegenwärtigen Bedingungen kann die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie nicht erhalten bleiben“, sagte Liese.
Die Kommission erwägt daher auch, die kostenlosen CO2-Zuteilung an die Industrie über das Jahr 2034 hinaus zu verlängern. Diese Entlastung soll aber an eine Investitionspflicht der Unternehmen in die Dekarbonisierung ihrer Produktion geknüpft werden. Im Gespräch seien 50 bis 70 Prozent der eingesparten Mittel, die in die Dekarbonisierung der Produktion investiert werden müssten, hieß es. „Wir müssen dafür sorgen, dass wir die Vorreiter belohnen, die Investitionen getätigt haben“, hatte EU-Klimakommissar Wopke Hoekstra Ende Mai dem Handelsblatt gesagt.
Quelle: E&M
Leicht steigendes PPA-Preisniveau im Juni
PPA-PREISINDEX. Die Preiskorridore für marktübliche Power Purchase Agreements sind im Juni angestiegen. Das ergibt der PPA-Preisindex von E&M und Enervis.
Die erzielbaren Preiskorridore für typische Strom-Direktlieferverträge aus Erneuerbare-Energien-Anlagen (Power Purchase Agreements, PPA) sind in Deutschland im Juni − in Abhängigkeit vom Strom-Terminmarkt der Börse EEX − leicht gestiegen. Das ergeben aktuelle Berechnungen des Analysehauses Enervis für den gemeinsamen PPA-Preisindex mit E&M.
Demnach sind die Preise im Terminmarkt im Juni, die die Referenzpreise für PPA bilden, gestiegen.
Grafik 1: Neue PV-Freiflächenanlagen
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| Neue Photovoltaik-Großanlagen konnten in den vergangenen zwölf Monaten in zehnjährigen PPA diese Preis-Bandbreiten erzielen. Das hat das Analysehaus Enervis für E&M ermittelt (zur Vergrößerung bitte auf die Grafik klicken) Quelle: Enervis |
Für PPA auf neue Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit zehnjähriger Stromlieferung mit einem Lieferstart im Juli 2026 lag der Preiskorridor im Juni weiterhin zwischen 26 Euro/MWh und 38 Euro/MWh.
Der dazu korrespondierende Terminmarkt-Mischpreis im Juni für die betreffende PPA-Laufzeit lag bei circa 75 Euro/MWh.
Grafik 2: Onshore-Windenergieanlagen im Bestand
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| Über 20 Jahre alte Windräder an Land konnten in den vergangenen zwölf Monaten in zweijährigen PPA diese Preis-Bandbreiten erzielen. Das hat das Analysehaus Enervis für E&M ermittelt (zur Vergrößerung bitte auf die Grafik klicken) Quelle: Enervis |
Für PPA auf bestehende, über 20 Jahre alte, ausgeförderte Windenergieanlagen an Land (Ü20-Anlagen) mit zweijähriger Stromlieferung vom Juli an ermittelten die Analysten von Enervis eine realistische Schwankungsbreite im Juni von 53 Euro/MWh bis 74 Euro/MWh. Diese hängt neben dem Terminmarkt-Mischpreis von Standort, Anlagentyp und weiteren PPA-Parametern ab. Die PPA-Preisrange liegt somit oberhalb des Niveaus des Vormonats Mai.
Der Terminmarkt-Mischpreis, der die Referenz für diesen PPA-Preis darstellt, lag bei rund 95 Euro/MWh und damit um knapp 1 Euro/MWh gestiegen.
Die Methodik des PPA-Preisindex
Auf die Marktpreis-Bandbreiten von PPA kommen die Analysten von Enervis so: Sie nehmen vom ermittelten durchschnittlichen Preis der jeweils einschlägigen Terminmarkt-Lieferprodukte auf dem Graustrom-Terminmarkt der Börse EEX − dem Dreh- und Angelpunkt für die Bepreisung dieser langfristigen Direktlieferverträge − verschiedene Ab- und Zuschläge vor:
- für das technologie- und standortspezifische Einspeiseprofil
- sowie für energiewirtschaftliche Abwicklung und Risikoprämie
- Dann schlagen sie aktuelle Preis-Bandbreiten für Herkunftsnachweise (HKN) auf (Näheres zur Methodik sowie Nutzungshinweise). Denn Strom aus grünen PPA erhält in der Regel im Gegensatz zur geförderten Direktvermarktung HKN und darf auch als Ökostrom verkauft werden.
Frankreich: Mehr Stromexporte, mehr negative Preise
Quelle: Pixabay / Pete Linforth
STROM. Frankreich hat im ersten Halbjahr mehr Strom exportiert denn je. In neun von zehn Stunden mit negativem Handelspreis rutschte auch in mindestens einem Nachbarland der Preis ins Minus.
Die Stromnettoexporte aus Frankreich in angrenzende Länder summierten sich in den ersten sechs Monaten des laufenden Jahres nach Angaben des Übertragungsnetzbetreibers RTE auf 51 Milliarden kWh. Im gleichen Zeitraum 2025 waren es 37 Milliarden kWh. „Nie zuvor wurde im ersten Halbjahr ein solches Exportniveau erreicht“, schreibt RTE-Vorstandsmitglied Thomas Veyrenc im Juli auf Linkedin.
Nach Deutschland und Belgien flossen laut Veyrenc netto 14 Milliarden kWh. Zum Vergleich: Im Jahr 2025 beliefen sich Nettoimporte Deutschlands aus allen Herkunftsländern im kommerziellen Außenhandel nach Daten der Bundesnetzagentur auf 21,9 Milliarden kWh.
14 Milliarden kWh Strom exportierte Frankreich im ersten Halbjahr auch nach Italien. Ins Vereinigte Königreich gelangten 12 Milliarden kWh. Lediglich gegenüber Spanien sei Frankreich ein leichter Nettoimporteur, da dort ebenfalls kostengünstig Strom produziert werde. 1 Milliarde kWh kamen vom Nachbarn im Westen.
Stromverbrauch unter Vorkrisenniveau
Als Ursache für die Entwicklung nennt Veyrenc die Erholung der Kernenergieproduktion, das Wachstum der erneuerbaren Stromerzeugung und den Stromverbrauch, der weiterhin unter dem Vorkrisenniveau liegt.
Rekordniveau erreicht in Frankreich auch die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen (wir berichteten). Bis Mitte dieses Jahres verzeichnet die Pariser Strombörse Epex Spot 400 Stunden, in denen der Preis negativ war. 513 solcher Stunden gab es im ganzen Jahr 2025. 2024 waren es 361 Stunden.
„Die Null- oder Negativ-Spotpreise nehmen nicht nur zahlenmäßig rasch zu (Anstieg um 50 Prozent im Jahresvergleich für den Monat April), sondern auch in ihrer Höhe (+10 Prozent zwischen 2025 und 2026)“, kommentierte Veyrenc bereits im Mai auf Linkedin. Ausschlaggebend dafür seien die zunehmende Erzeugung aus erneuerbaren Energien und der stabile Verbrauch.
Was Preisausschläge nach unten angeht, zeigt sich, dass in 483 Stunden von den insgesamt 513 mit negativen Preisen im Jahr 2025 auch in mindestens einem Nachbarstaat die Strompreise im Keller waren. „Wenn der Strompreis in Frankreich negativ ist, ist Frankreich in 90 Prozent der Fälle Nettoexporteur von Strom“, heißt es im „2025 Electricity Review“ von RTE. Gleichzeitig sei das Land jedoch häufig über mindestens eine seiner Grenzen Nettoimporteur. „Das bedeutet, dass Frankreich in diesen Situationen – ebenso wie im übrigen Jahresverlauf – aufgrund seiner geografischen Lage als ‚Stromdrehscheibe‘ fungiert.“
Preise gleichzeitig bei Nachbarn im roten Bereich
Wie aus einer Aufstellung des Deutsch-französischen Büros für die Energiewende (DFBEW) für die Redaktion hervorgeht, waren in 179 Stunden die Großhandelspreise gleichzeitig in Deutschland, Belgien, Spanien und der Schweiz negativ. Nur in 30 der 513 Stunden hatte allein in Frankreich der Börsenpreis ein Minusvorzeichen. Nur in einem Nachbarland gleichzeitig negativ war der Preis in 64 Stunden, meist dann in Spanien (53 der 64 Stunden). Wenn der Preis in zwei angrenzenden Ländern in den roten Bereich (63 Stunden) fiel, betraf es am häufigsten Deutschland und Belgien (43 von 63 Stunden).
„Vergleicht man die Stromflüsse dieses Jahres mit den bisherigen Rekordjahren (2025, 2024 sowie 2002, das lange Zeit den französischen Rekord darstellte), zeigt sich, dass die Exporte insbesondere im Frühjahr außergewöhnlich hoch waren. Dies lässt sich durch die hohe Verfügbarkeit der Kernkraftwerke in diesem Zeitraum und – in geringerem Maße – durch den Ausbau der Solarenergie erklären“, so RTE-Vorstandsmitglied Veyrenc abschließend.
Die französische Regulierungsbehörde schreibt seit dem 1. Januar 2016 vor, dass alle Erzeugungsanlagen mit einer Leistung von mehr als 10 MW am Ausgleichsmechanismus – „mecanisme d'ajustement“ – teilnehmen müssen. Dies soll dafür sorgen, dass alle Erzeugungskapazitäten stärker zur Flexibilität des Systems beitragen.
Akteure im Gasmarkt in Deutschland nach Bereichen
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES . Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Die Statistik zeigt die Anzahl der Unternehmen im Gasmarkt in Deutschland nach Bereichen im Jahr 2025. Zum Zeitpunkt der Erhebung existierten in Deutschland rund 701 Gasverteilnetzbetreiber. Laut Quelle ist die Addition der Werte nicht möglich, da viele der Unternehmen in mehreren Sparten und auf mehreren Wertschöpfungsstufen tätig sind und somit mehrfach erfasst wurden. Die Angaben stammen von der Bundesnetzagentur, dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und dem Bundesverband Erdgas, Erdöl und Geoenergie (BVEG).
von links: Stefan Pscheidl (Geschäftsführer der UP Energiewerke GmbH), Ferdinand Schmidmeier (Geschäftsführer der Schmidmeier NaturEnergie GmbH), Robert Heider (Geschäftsführer der Stadtwerke Dingolfing GmbH). Quelle: Schmidmeier
Biomasse-Heizwerk versorgt BMW-Werk mit Prozesswärme
PROZESSWÄRME. Ein neues Biomasse-Heizwerk liefert Prozesswärme für das BMW-Werk in Dingolfing. Die Anlage soll bis zu 50 Prozent des Heißwasserbedarfs decken und 20.000 Tonnen CO2 pro Jahr einsparen.
Das BMW-Werk in Dingolfing erhält einen Teil seiner Prozesswärme künftig aus einer Biomasseanlage. Betreiber ist die UP Energiewerke GmbH, ein Gemeinschaftsunternehmen der Stadtwerke Dingolfing und Bayernwerk Natur. Der bayerische Ministerpräsident Markus Söder zeigte sich bei der feierlichen Einweihung der Anlage überzeugt: „Klimaschutz und wirtschaftliche Stärke sind kein Widerspruch, sondern gehören zusammen. Die Partnerschaft zwischen BMW Group, Stadtwerken und Bayernwerk kann ein Modell für die Industrie in Bayern und ganz Deutschland sein“.
Das Biomasseheizwerk verfügt über eine thermische Gesamtleistung von 15 MW und wird über drei Heizkessel betrieben. Es liefert künftig Prozesswärme für den industriellen Bedarf am BMW-Standort. Pro Jahr können bis zu 100 Millionen kWh Wärme erzeugt werden und stellt damit künftig bis zu 50 Prozent des Prozess-Heißwasserbedarfs bereit. Die Investitionen belaufen sich auf 45 Millionen Euro.
Die Projektpartner beziffern die CO2-Einsparung auf rund 20.000 Tonnen pro Jahr. Am Standort Dingolfing sollen die gesamten CO2-Emissionen dadurch um 10 bis 15 Prozent sinken. Generalunternehmer für die Anlagentechnik war die „Schmidmeier NaturEnergie GmbH“ (SBE) aus Zeitlarn bei Regensburg.
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| Teil des Biomasseheizwerk Dingolfing an der A92 Quelle: Schmidmeier Naturenergie |
Die Anlage versorgt das BMW-Werk über ein Leitungssystem mit Heißwasser. Die Wärme entsteht in drei Heißwasserkesseln, die ganzjährig betrieben werden. Das Heizwerk verfügt zudem über eine eigene Aufbereitung für Altholz. Die erzeugte Wärme gelangt über unterirdische Leitungen in die Energiezentrale des Werks und wird dort in das bestehende Wärmenetz eingebunden. Angaben zur installierten Feuerungsleistung, zum Investitionsvolumen oder zu den Wärmegestehungskosten machten die Projektpartner nicht.
Nach Auskunft des Anlagenbauers SNE wurden einzelne kritische Komponenten wie beispielsweise Pumpen redundant ausgeführt. Zudem ist die Wärmeleistung auf drei Kesselanlagen aufgeteilt, wodurch ein Ausfall unwahrscheinlich ist, teilte das Unternehmen auf Nachfrage der Redaktion mit.
Ein Teil des Brennstoffs stammt direkt vom BMW-Standort. Nach Angaben der Betreiber besteht rund ein Viertel des eingesetzten Holzes aus unbehandelten Verpackungsresten wie Paletten und Transportkisten. Die übrigen Mengen liefern Forstbetriebe aus einem Umkreis von etwa 60 Kilometern. Die Betreiber verweisen darauf, dass es sich um Restholz aus nachhaltig bewirtschafteten Wäldern handelt. Das Material werde bislang teilweise als Hackschnitzel exportiert. Durch die energetische Nutzung vor Ort soll die regionale Wertschöpfung steigen.
Industrieunternehmen suchen nach Alternativen zu fossilen Energieträgern, um Emissionen zu senken und ihre Wärmeversorgung abzusichern. Biomasse zählt dabei zu den etablierten Optionen für Anwendungen mit hohem und kontinuierlichem Wärmebedarf. Das Projekt in Dingolfing zeigt, dass Biomasse auch in großem Maßstab für industrielle Prozesswärme eingesetzt werden kann. Welche Rolle die Anlage langfristig in der Wärmeversorgung des BMW-Standorts spielen wird und ob weitere Ausbaustufen geplant sind, dazu gaben die Unternehmen keine Auskunft.
Auch zur vertraglichen Ausgestaltung der Wärmelieferung, zur Herkunft der Brennstoffe im Detail sowie zur Berechnung der angegebenen CO2-Einsparungen machten die Beteiligten keine weiteren Angaben.
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| Innenansicht des neuen Biomasseheizwerks Dingolfing für den dortigen BMW-Standort Quelle: Schmidmeier Naturenergie |
Nun naht der Abriss: Windrad-Lärm lässt Anwohner verzweifeln
Quelle: Fotolia / Mellimage
WINDKRAFT ONSHORE. Zweieinhalb Jahre lang bringt ein Windrad Anwohner nicht nur um ihren Schlaf. Auch andernorts gibt es Beschwerden. Was das mit der Akzeptanz solcher Anlagen macht.
„Holger, ich halte es nicht mehr aus.“ Mit solchen Worten hätten ihn Einwohner verzweifelt beiseitegenommen und ihr Leid geklagt, erzählt Holger Quellmalz, ehrenamtlicher Bürgermeister von Oberwiera im Landkreis Zwickau. Der Quell des Übels: ein Windrad, das seit Ende 2023 die Gemüter erhitzt und manchen Einwohnern den Schlaf raubt. Lange haben sie gegen die 10 Millionen Euro teure Anlage gekämpft, nun scheinen sie am Ziel: Es soll abgerissen werden. Ein so wohl einmaliger Vorgang bundesweit.
„Wir haben keine Industrie. Unser größter Gewerbesteuerzahler ist die Agrargenossenschaft“, erklärt der CDU-Politiker. Daher keimte die Hoffnung auf eine neue Einnahmequelle, als das Windrad gebaut wurde. Zumal der Betreiber hier wohnt. Mit einer Nabenhöhe von 169 Metern galt es seinerzeit als höchstes Windrad Sachsens, sollte rechnerisch bis zu 5.000 Privathaushalte mit Strom versorgen. Ein Zweites baugleichen Typs sollte später hinzukommen. Doch der Wind hat sich in dem Dorf mit gut 1.000 Einwohnern spürbar gedreht. Solche Vorhaben seien hier nicht mehr mehrheitsfähig, konstatiert Quellmalz.
Denn mit der Inbetriebnahme kamen die Beschwerden. Um sich selbst ein Bild zu machen, sei er nachts, wenn andere Geräuschquellen verstummt sind, im Dorf spazieren gegangen, erzählt der Ortschef. „Da habe ich diese Geräusche deutlich wahrgenommen.“ Er spricht von einem dauerhaften Brummen. „Es klingt, wie wenn man aus einem Flugzeug steigt und die Turbine läuft noch.“
Getriebetausch ohne Erfolg
Um Abhilfe zu schaffen, wurden verschiedene Optionen probiert: von der Abschaltung nachts bis zum aufwendigen Wechsel des Getriebes per Kran. Doch wirkliche Abhilfe hat all das nicht gebracht. Der Betreiber habe vieles versucht, betont Hahn anerkennend. Dagegen fühlten sich Bürger von der zuständigen Behörde im Landratsamt im Stich gelassen. Sie habe trotz der fortdauernden Beschwerden nach dem Getriebetausch eine vollumfängliche Betriebsfreigabe erteilt, erklärt Hahn und macht aus ihrem Unverständnis darüber keinen Hehl.
Windrad-Hersteller Vestas führt die Probleme auf Anfrage auf „eine einmalige Kombination standortspezifischer Rahmenbedingungen und anlagenspezifischer Charakteristika“ zurück.
Auch in der Stadt Uhingen in Baden-Württemberg beklagen sich Bürger über störende Brummtöne, die von zwei Windrädern ausgehen, wie der SWR berichtet. Ein Gutachten im Auftrag der Stadt hat die Probleme bestätigt. Dort waren den Angaben nach ebenfalls Versuche unternommen worden, um Abhilfe zu schaffen. „Unter anderem wurden die Anlagen zeitweise durch den Betreiber abgeschaltet, Schwingungsdämpfer eingebaut, Getriebe wurden ausgetauscht und die Anlagenleistung bei Windgeschwindigkeiten von über 9 Metern pro Sekunde gedrosselt“, heißt es in einer Mitteilung. „Leider ohne den erhofften Lärm mindernden Erfolg.“
Studien: Keine Häufung von Krankheiten
Laut Bundesverband Windenergie (BWE) wurden voriges Jahr in Deutschland 958 Windenergieanlagen an Land neu in Betrieb genommen und 456 stillgelegt. Damit liefern inzwischen mehr als 29.200 Windräder Strom. Beschwerden über störende Geräusche seien dabei sehr selten, heißt es. Die Akzeptanz in der Bevölkerung hat laut einer Forsa-Umfrage im Auftrag der Fachagentur Wind und Solar zwar zuletzt etwas abgenommen. 69 Prozent der Bevölkerung stehen dem Ausbau der Windkraft aber positiv gegenüber.
„Hörbare, tieffrequente Brummgeräusche von Windrädern gibt es, aber sie sind selten“, erläutert Professorin Gundula Hübner von der Universität Halle-Wittenberg. Die Umweltpsychologin forscht zur Akzeptanz von Windenergie und der Wirkung von Geräuschen auf Anwohnerinnen und Anwohner. Dazu gebe es Studien an unterschiedlichen Orten. Doch habe es stets nur wenige Menschen gegeben, die unter Stressreaktionen wie Einschlaf- und Konzentrationsproblemen oder auch schlechter Laune litten.
Wissenschaftler hätten zudem in mehreren Ländern anhand medizinischer Daten untersucht, ob es in der Nähe von Windrädern gehäuft zu Krankheiten komme. „Das ist definitiv nicht der Fall“, sagt Hübner. Wenn Betreiber auf Beschwerden von Anwohnern reagieren und - wie im Ausnahmefall Oberwiera - sogar Anlagen wieder abbauen, sei das ein positives Signal.
Abriss ab Mitte Juli geplant
Die Betroffenen in Oberwiera in Sachsen sind kurz vor dem Ziel. Mitte Juli soll der Rückbau beginnen, bestätigt Unternehmer Andreas Berger. Man habe sich einvernehmlich mit dem Anlagenbetreiber geeinigt, heißt es auch bei Vestas.
Der Abriss ist offensichtlich einmalig in Deutschland. Dem Branchenverband BWE sind keine vergleichbaren Fälle bekannt, in denen ein Windrad aus diesem Grund komplett zurückgebaut wurde, wie ein Sprecher auf Anfrage erklärt.
Celle spart 70 Prozent Strom durch LED-Umbau
Beim Abschluss des LED-Projektes in Celle (v.l.): Jörg Nigge, Thomas Edathy und Axel Fuchs. Quelle: Stadtwerke Celle
EFFIZIENZ. Die Stadtwerke Celle ziehen Bilanz nach der LED-Umrüstung der Straßenbeleuchtung. Die Verbrauchsdaten für 2025 zeigen rund 70 Prozent weniger Strombedarf als vor dem Umbau.
Erstmals liegen vollständige Verbrauchsdaten für ein Kalenderjahr nach der 2024 abgeschlossenen Umrüstung der Celler Straßenbeleuchtung auf LED-Technik vor. Nach Angaben der Stadtwerke Celle, des kommunalen Energieversorgers mit Sitz in Celle (Niedersachsen), sank der Stromverbrauch 2025 gegenüber 2021 um 70,72 Prozent. Damit fiel die Einsparung deutlich höher aus als ursprünglich prognostiziert.
Den Angaben zufolge verringerte sich der jährliche Stromverbrauch der Straßenbeleuchtung von rund 4,5 Millionen kWh auf rund 1,32 Millionen kWh im Jahr 2025. Als Ausgangsbasis für den Vergleich verwenden die Stadtwerke die Verbrauchsdaten aus dem Jahr 2021. Gleichzeitig seien die CO2-Emissionen um rund 1.277 Tonnen pro Jahr gesunken.
Auch wirtschaftlich wirkt sich die Umrüstung nach Angaben des Versorgers aus. Bei einem angenommenen Strompreis von 25 Cent je kWh würden die jährlichen Stromkosten von rund 1,13 Millionen Euro auf rund 330.000 Euro sinken. Daraus errechnet das Unternehmen eine jährliche Entlastung von knapp 800.000 Euro.
Fast 10.000 Leuchtmittel ersetzt
Die Umrüstung der Straßenbeleuchtung begann im März 2023 und wurde im August 2024 abgeschlossen. Insgesamt ersetzten die Stadtwerke 9.914 Leuchtmittel durch LED-Technik. Darüber hinaus erneuerten sie 850 Mastanschlusskästen. Die Stadt Celle hatte die Verantwortung für die Straßenbeleuchtung Anfang 2022 auf ihre Stadtwerke übertragen.
Geschäftsführer Thomas Edathy sieht in den Verbrauchsdaten eine Bestätigung der Investition in die neue Beleuchtungstechnik. Der geringere Energieverbrauch trage sowohl zum Klimaschutz als auch zur Entlastung der öffentlichen Haushalte bei. Oberbürgermeister Jörg Nigge (CDU) verweist darauf, dass die tatsächlichen Einsparungen die ursprünglichen Erwartungen übertroffen hätten. Statt der zunächst angenommenen Verbrauchsreduzierung von rund 41 Prozent seien nun mehr als 70 Prozent erreicht worden.
Die Modernisierung der Straßenbeleuchtung soll nach Angaben der Stadtwerke fortgesetzt werden. Als nächster Schritt ist unter anderem vorgesehen, weitere historische Leuchten in der Celler Innenstadt auf LED-Technik umzurüsten. Dadurch könnten die Stadtwerke weitere Energie einsparen.
Quelle: Pixabay / Mohamed Hassan
SWM bauen Mehrheit an M-Net weiter aus
BETEILIGUNG. Die Stadtwerke München haben ihre Beteiligung an M-Net auf rund 76,8 Prozent erhöht. Die engere Bindung soll zum beschleunigten Glasfaserausbau in München und darüber hinaus beitragen.
Die Stadtwerke München (SWM) haben ihre Beteiligung an der Telekommunikationstochter M-Net auf rund 76,8 Prozent aufgestockt. Die zusätzlichen Anteile stammen von den bisherigen Mitgesellschaftern N-Ergie Nürnberg, ESTW Erlangen sowie dem kommunalen Versorger Infra Fürth. Angaben zum Kaufpreis machten die Unternehmen nicht.
Im Geschäftsbericht der SWM für das Jahr 2025 war für M-Net noch eine Beteiligungsquote von 63,84 Prozent ausgewiesen. Die nun bekannt gegebene Transaktion erhöht den Anteil der SWM um rund 13 Prozentpunkte und stärkt ihre Stellung als Mehrheitsgesellschafter. Neben den SWM bleiben das Allgäuer Überlandwerk (AÜW) und die Stadtwerke Augsburg (SWA) an M-Net beteiligt. Das AÜW erhöhte seinen Anteil auf 10 Prozent, während die Augsburger weiterhin 13,2 Prozent halten. Die neue Aufteilung bedeutet gleichzeitig, dass N-Ergie und die Fürther Stadtwerke aus dem Gesellschafterkreis ausgeschieden sind.
Nach Angaben der Unternehmen soll die veränderte Gesellschafterstruktur die Zusammenarbeit zwischen SWM und M-Net vereinfachen. Weniger Abstimmungsaufwand und ein verkleinerter Gesellschafterkreis sollen die Umsetzung gemeinsamer Projekte beschleunigen. Im Mittelpunkt steht dabei der weitere Ausbau der Glasfaserinfrastruktur in München sowie in weiteren Regionen Bayerns.
Gemeinsamer Vertrieb mit Strom und Gas
M-Net versorgt nach Unternehmensangaben in Bayern sowie im angrenzenden hessischen Main-Kinzig-Kreis knapp eine Million angeschlossene Haushalte über Glasfaserinfrastrukturen. Dazu gehören Anschlüsse auf Basis von FTTC (Fibre to the Curb), FTTB (Fibre to the Building) und FTTH (Fibre to the Home). In München sind den Angaben zufolge rund 650.000 Haushalte an die gemeinsame Glasfaserinfrastruktur von M-Net und SWM angeschlossen. Diese sollen in den kommenden Jahren schrittweise mit FTTH-Anschlüssen bis in die Wohnungen beziehungsweise Gewerbeeinheiten erschlossen werden. Weitere rund 40.000 glasfaserbasierte Haushalte befinden sich im Versorgungsgebiet der Stadtwerke Augsburg und des AÜW.
Die Beteiligungserhöhung folgt auf eine bereits angekündigte engere Zusammenarbeit beider Unternehmen im Vertrieb. SWM und M-Net vermarkten Telekommunikations-, Strom- und Gasprodukte gemeinsam über die Münchner M-Net-Shops sowie den Direktvertrieb. Künftig sollen autorisierte Vertriebspartner von M-Net in München sowie in ausgewählten Kommunen der Landkreise München, Freising, Ebersberg, Erding, Fürstenfeldbruck, Dachau und Starnberg zusätzlich Strom- und Gasangebote der SWM vertreiben.
Thomas Meerpohl, Leiter Beteiligungsmanagement der SWM und Vorsitzender des Aufsichtsrats von M-net, bezeichnete die Aufstockung der Anteile als langfristiges Bekenntnis zur Telekommunikationstochter. M-Net-Geschäftsführer Soeren Wendler erklärte: „Durch die konsolidierte Gesellschafterstruktur und die klare strategische Anbindung erhalten wir langfristige Planungssicherheit für die weitere Entfaltung des operativen Geschäfts und künftige Investitionen.“
Langfristig wollen SWM und M-Net nach eigenen Angaben die Auslastung ihrer Glasfaserinfrastruktur erhöhen. Dies soll sowohl über die eigene Vermarktung als auch über Open-Access-Kooperationen mit anderen Telekommunikationsunternehmen erreicht werden. Die Unternehmen sehen darin eine Voraussetzung, um die Wirtschaftlichkeit der bestehenden Netze zu verbessern und den weiteren Glasfaserausbau zu unterstützen.
Tübingen baut E-Bus-Ladenetz aus
Symbolische Übergabe des Förderbescheids des Landes Baden-Württemberg und Präsentation der ersten Tübinger Pantographen-Ladehaube. Quelle: Stadtwerke Tübingen
ELEKTROMOBILITÄT. Das Land Baden-Württemberg fördert den Ausbau der Ladeinfrastruktur für Tübingens Elektrobusse mit rund 23 Millionen Euro. Bis Ende 2027 sollen 47 Busse elektrisch fahren.
Die Elektrifizierung des öffentlichen Nahverkehrs treiben die Stadtwerke Tübingen (swt) gemeinsam mit ihrer Tochtergesellschaft „TüBus GmbH“ voran. Wie der Energieversorger in einer Mitteilung am 1. Juli bekannt gab, erhält das Vorhaben vom Land Baden-Württemberg rund 22,4 Millionen Euro für den Aufbau der Ladeinfrastruktur. Bis Ende 2027 sollen dadurch 47 Linienbusse elektrisch auf den Straßen der über 94.000 Einwohner zählenden Universitätsstadt unterwegs sein. Damit wären rund 60 Prozent der Flotte elektrifiziert.
Nach Angaben der Stadtwerke schafft die Förderung die finanzielle Grundlage für den schrittweisen Ausbau mehrerer Ladeeinrichtungen im Stadtgebiet. Die „TüBus GmbH“ bereitet bereits den Bau der ersten größeren Ladestandorte vor.
Den Kern der neuen Infrastruktur bilden Schnellladestationen mit Pantographentechnik. Dabei verbindet sich der auf dem Busdach montierte Stromabnehmer automatisch mit einer über der Fahrbahn angebrachten Ladeeinrichtung. Laut Verkehrsunternehmen kann jede Ladehaube Ladeleistungen von bis zu 360 kW bereitstellen und die Fahrzeuge deutlich schneller laden als herkömmliche Steckeranschlüsse.
Am Busbereitstellungsplatz an der Europastraße nahe der Tübinger Innenstadt sollen 2027 neun Pantographen-Ladehauben sowie zwei Stecker-Ladepunkte entstehen. Weitere zwei Schnellladepunkte sind am Zentralen Omnibusbahnhof am südlichen Rand der Tübinger Altstadt vorgesehen. Auf dem Betriebsgelände der Omnibusfirma Schnaith kommen fünf Stecker-Ladeplätze hinzu. Außerdem entsteht auf einem ehemaligen Autohausgelände in der Schaffhausenstraße ein weiterer dezentraler Ladestandort mit Pantographen- und Steckerladern. Nach Angaben der Stadtwerke sollen die ersten Standorte bis Ende dieses Jahres fertiggestellt werden. Weitere Anlagen folgen bis Ende 2029.
Zwischenladen soll Betrieb effizienter machen
Nach Angaben der Verkehrsgesellschaft fiel die Entscheidung bewusst zugunsten eines Systems aus Nacht- und Zwischenladungen. Während ein Teil der Fahrzeuge über Nacht geladen wird, sollen Schnellladungen während des Linienbetriebs die Reichweite erhöhen. Das ermögliche längere Umläufe mit kleineren Batterien und reduziere die Zahl der benötigten Fahrzeuge. Angesichts höherer Anschaffungskosten für Elektrobusse könne dies die Wirtschaftlichkeit verbessern.
Die Umstellung der Busflotte läuft in der Universitätsstadt bereits seit mehreren Jahren. Aktuell sind nach Unternehmensangaben 27 Elektrobusse im Einsatz. In diesem Jahr sollen neun weitere Gelenkbusse hinzukommen, 2027 folgen weitere neun Gelenk- sowie zwei Solobusse. Dann werden insgesamt 47 Busse elektrisch betrieben. Die Fahrzeugbeschaffung wird zusätzlich mit rund 11 Millionen Euro aus Bundesmitteln gefördert.
Für den Bau der Ladeinfrastruktur müssen zunächst Netzanschlüsse und weitere bauliche Voraussetzungen geschaffen werden. Die ersten Pantographen-Ladevorgänge am Busbereitstellungsplatz an der Europastraße sollen nach Angaben des Unternehmens im Frühjahr 2027 stattfinden.
PPA und Speichergeschäft dominieren bei Citiworks
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
BILANZ. Der Energiehändler Citiworks hat 2025 seinen Jahresüberschuss erhöht, obwohl die Erlöse infolge niedrigerer Energiepreise zurückgingen.
Die Darmstädter Citiworks AG hat das Geschäftsjahr 2025 mit einem höheren Jahresüberschuss abgeschlossen. Wie die Tochtergesellschaft der Entega mitteilt, stieg das Ergebnis nach Steuern gegenüber dem Vorjahr von 1,9 auf 2,1 Millionen Euro. Die Umsatzerlöse gingen dagegen infolge des gesunkenen Preisniveaus an den Energiemärkten von 1,872 Milliarden auf 1,620 Milliarden Euro zurück.
Ein Schwerpunkt der Geschäftsentwicklung lag erneut auf langfristigen Stromlieferverträgen (Power Purchase Agreements). Gemeinsam mit der Entega AG und der Entega Plus GmbH schloss Citiworks nach eigenen Angaben weitere Verträge für Strom aus Wind-, Solar- und Wasserkraftanlagen mit einem Gesamtvolumen von rund 900.000 MWh ab. Im Geschäftsjahr 2024 waren Verträge über 1,1 Millionen MWh abgeschlossen worden, was einer Steigerung um 300.000 MWh gegenüber 2023 entsprach. Nach dem außergewöhnlich starken Vorjahr 2024 habe sich das Geschäft damit auch 2025 auf einem hohen Niveau bewegt.
Darüber hinaus investierte das Unternehmen in den Ausbau seiner technischen Infrastruktur zur Anbindung, Steuerung und Vermarktung energiewirtschaftlicher Flexibilitäten. Hintergrund ist die wachsende Bedeutung von Photovoltaikanlagen und Batteriespeichern für das Energiesystem. Citiworks zufolge wurden im Geschäftsjahr 2025 erste Ergebnisse dieser Investitionen erzielt.
Neue Vermarktungsmodelle
Im Speicherbereich entwickelte das Unternehmen neue Vermarktungsmodelle. Angeboten werden unter anderem Revenue-Share-Modelle sowie sogenannte Tolling-Lösungen. Dabei übernimmt Citiworks den Energiehandel, während der Betreiber die Speicherkapazität bereitstellt. Die Vermarktung erfolgt über mehrere Märkte hinweg, darunter die Regelleistungsmärkte sowie der Day-Ahead- und Intraday-Handel.
Nach Angaben des Unternehmens wurde zudem die IT-Landschaft für den Energiehandel modernisiert. Als zentralen Baustein bezeichnet Citiworks die Einführung eines cloud-nativen Energy Trading and Risk Management Systems (ETRM). Dieses soll die Handelsprozesse weiter automatisieren und beschleunigen.
„Die Energiemärkte werden volatiler, dezentraler und komplexer. Umso wichtiger ist es, die richtigen Fähigkeiten frühzeitig aufzubauen“, sagt Vorstand Christian Stewens.
Wichtige Bausteine seien insbesondere das PPA-Geschäft, die Vermarktung von Flexibilitäten und Batteriespeichern sowie hochautomatisierte Handelsprozesse. Dass diese Strategie mit einem verbesserten Jahresergebnis einhergegangen sei, bestätige den eingeschlagenen Weg.
Everllence verdoppelt Schulungsfläche für die Motorentechnik
Das Everllence Schulungszentrum in Augsburg. Quelle: Everllence
KWK. Everllence hat sein Augsburger Schulungszentrum erweitert. Das Unternehmen reagiert auf den steigenden Schulungsbedarf für neue Antriebstechnologien bei Motoren und Turboladern.
Everllence hat sein Schulungszentrum „PrimeServ Academy“ am Standort Augsburg ausgebaut. Die Trainingsfläche wuchs von rund 1.700 auf etwa 3.000 Quadratmeter.„Mit dem Ausbau der Primeserv Academy investieren wir 6,5 Millionen Euro in die Zukunft des Standorts und stärken Augsburg als ein bedeutendes Schulungszentrum für unsere Kunden und Mitarbeitenden aus der weltweiten Primeserv After-Sales-Organisation“, sagte Uwe Lauber, CEO von Everllence.
Die Akademie dient als Trainingszentrum für große mittelschnelllaufende Motoren und Turbolader. In den vergangenen Jahren nahmen dort nach Unternehmensangaben durchschnittlich rund 1.500 Personen pro Jahr an Schulungen teil. Jeweils etwa die Hälfte der Teilnehmer stammt aus dem Kundenkreis beziehungsweise aus der internationalen Serviceorganisation von Everllence.
Mit der Erweiterung entstanden eine größere Werkstatt, vier zusätzliche Schulungsräume sowie ein separater Bereich für Online-Trainings. Dadurch will das Unternehmen sowohl Schulungen für neue Technologien als auch Trainings für bestehende Motorengenerationen ausbauen. Der Bedarf besteht laut Everllence weiterhin auch für ältere Anlagen.
Fokus auf neue Kraftstoffe
Ein Schwerpunkt des ausgebauten Schulungszentrums liegt auf dem wachsenden Motorenportfolio für den Einsatz klimaneutraler Kraftstoffe. Dazu zählen nach Unternehmensangaben unter anderem grünes Methanol und Methan. Holger Gehring, Leiter der Akademie Augsburg, verweist darauf, dass neue Kraftstoffe höhere Anforderungen an Betrieb und Wartung der Anlagen stellen. Das Unternehmen wolle Kunden deshalb während des gesamten Lebenszyklus der Motoren mit angepassten Schulungen begleiten.
Der steigende Schulungsbedarf hängt nach Angaben des Unternehmens zudem mit Weiterentwicklungen bei Motoren, Automatisierungs- und Einspritzsystemen sowie Turboladern zusammen. Mit den zusätzlichen Kapazitäten soll die Akademie künftige Technologien in das Schulungsprogramm aufnehmen und gleichzeitig das bestehende Angebot ausweiten.
Deutz schärft seine Strategie für elektrische Antriebslösungen
Quelle: Deutz AG
UNTERNEHMEN. Die Kölner Deutz AG bündelt ihre Aktivitäten für Batteriesysteme, Software und elektrische Antriebe unter der Marke „DEUTZ NewTech“. Zwei Tochterunternehmen erhalten damit neue Namen.
Der Kölner Motoren- und Antriebshersteller Deutz hat seine beiden Tochtergesellschaften Urban Mobility Systems und Futavis umbenannt. Künftig firmieren die Unternehmen als „DEUTZ NewTech Netherlands B.V.“ beziehungsweise „DEUTZ NewTech GmbH“. Der Motorenhersteller will damit seine Aktivitäten für Batteriesysteme, Softwarelösungen und elektrische Antriebe unter einer einheitlichen Marke zusammenführen. Die Umfirmierungen treten mit sofortiger Wirkung in Kraft.
Die beiden Unternehmen gehören bereits zur Geschäftseinheit „NewTech“ und entwickeln gemeinsam mit anderen Deutz-Standorten Batteriesysteme, Software sowie elektrifizierte Antriebskonzepte. Mit dem neuen Markenauftritt sollen diese Aktivitäten künftig als Teil der Deutz-Gruppe besser erkennbar sein. Nach Angaben des Unternehmens bleiben Ansprechpartner und Zusammenarbeit für Kunden und Partner unverändert.
Die bisherige Urban Mobility Systems aus den Niederlanden trägt künftig den Namen „DEUTZ NewTech Netherlands B.V.“. Das Unternehmen entwickelt batterieelektrische Antriebslösungen für Off-Highway-Anwendungen. Dazu zählen unter anderem Bagger, Radlader und Kräne.
Die bisherige Futavis GmbH in Aachen firmiert künftig als „DEUTZ NewTech GmbH“. Das Unternehmen entwickelt Batteriemanagementsysteme und modulare Batteriesysteme. Ein Schwerpunkt liegt auf dem selbst entwickelten Batteriemanagementsystem (BMS), das als zentrales Element kundenindividueller Batteriesysteme dient.
Stawag setzt auf Kontinuität im Vorstand
Wilfried Ullrich. Quelle: Stawag / Rossaint
PERSONALIE. Wilfried Ullrich bleibt weitere fünf Jahre Vorstand der Stadt- und Städteregionswerke Aachen AG (Stawag). Gemeinsam mit Alexandra Genten führt er den Regionalversorger künftig weiter.
Der Aufsichtsrat der Stawag hat den Vertrag von Wilfried Ullrich um weitere fünf Jahre verlängert, teilte der Versorger am 6. Juli mit. Ullrich gehört dem Vorstand des Aachener Regionalversorgers seit April 2017 an. Nach Angaben des Unternehmens soll er gemeinsam mit Vorständin Alexandra Genten den eingeschlagenen Wachstumskurs fortsetzen.
Der 56-jährige Ullrich studierte Verwaltungswissenschaften und Betriebswirtschaftslehre. Er arbeitet seit dem Jahr 2004 für die Stawag und übernahm vor seiner Berufung in den Vorstand mehrere Führungsaufgaben innerhalb der Unternehmensgruppe.
Seit dem 1. Januar 2026 gehört zudem Alexandra Genten dem Vorstand der Stawag an (wir berichteten). Sie verantwortet die Bereiche Vertrieb, Abrechnung, Erzeugung und Wärme. Ullrich leitet den kaufmännischen Bereich sowie das Wasser- und Netzgeschäft und das Geschäftsfeld Erneuerbare Energien.
Ullrich bezeichnete die Vertragsverlängerung als Vertrauensbeweis. Er kündigte an, den eingeschlagenen Kurs gemeinsam mit dem Aufsichtsrat, Vorständin Alexandra Genten sowie den Beschäftigten fortzusetzen. Das Unternehmen wolle weiter wachsen, den Kundenservice ausbauen, das Produktportfolio weiterentwickeln und die Kundenbindung stärken. Zugleich sehe sich die Stawag als Partner der Kommunen bei der Energie- und Wärmewende in Stadt und Region.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Vor neuer Hitzewelle fehlt den Märkten Schwung
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
In Ermangelung neuer Impulse überwiegend etwas leichter haben sich die Energiepreise zum Wochenauftakt gezeigt. Die Märkte bereiten sich auf eine neue Hitzewelle mit Schwerpunkt über Frankreich vor, die Europa ab Ende der laufenden Woche erfassen dürfte. Allerdings dürfte das neue Hitzeereignis nicht so massiv ausfallen, wie das vorangegangene. Temperaturen jenseits der 40 Grad Celsius sind laut den Wetterdiensten jedenfalls für Deutschland nicht zu erwarten. Zudem schauen die Meteorologen in ihren etwas langfristiger angelegten Prognosen bereits über die Hitzeaufwallung hinweg. Gegen Ende der zweiten Juli-Dekade ist den Wetterdiensten zufolge in Deutschland mit einem deutlichen Temperaturrückgang und viel Regen zu rechnen.
Strom: Ohne klare Tendenz hat sich der deutsche OTC-Strommarkt zum Start in die neue Woche gezeigt. Der Dienstag wurde mit 73,00 Euro je Megawattstunde im Base und 33,75 Euro je Megawattstunde im Peak bewertet. Börslich ergab sich für die Grundlast ein Preis von 72,80 Euro und für die Spitzenlast eine Notierung von 33,62 Euro. Zwischen 12 und 17 Uhr waren die Preise an der Börse dabei leicht negativ. Der niedrigste Preis stellte sich mit -2,84 Euro für die Stunde zwischen 14 und 15 Uhr ein.
Am Freitag war der Montag außerbörslich mit 90 Euro bewertet worden. Für den Preisrückgang von Montag auf Dienstag machen Händler die höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung von 45,5 Gigawatt verantwortlich, die an diesem Tag anfallen soll. Für den Montag hatte Eurowind hingegen nur 35,5 Gigawatt prognostiziert. An den Folgetagen bis Freitag sollen die Beiträge von Wind und Solar Schritt für Schritt auf Werte von gut 20 Gigawatt zurückgehen.
Am langen Ende des deutschen Strommarktes gewann das Cal 27 um 0,48 auf 93,77 Euro je Megawattstunde.
CO2: Die CO2-Preise haben am Montag etwas nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.37 Uhr 0,41 auf 80,19 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 8,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 80,94 Euro, das Tief bei 79,80 Euro je Tonne CO2.
Die Analysten von Vertis zeigen sich trotz der aktuellen Abgaben für die kommenden Tage vorsichtig bullish. Sie verweisen auf die erwarteten höheren Temperaturen in Europa und den damit verbundenen steigenden Energiebedarf für Klimaanlagen. Zudem dürfte Frankreich seine Produktion von Nuklearstrom infolge der erwarteten neuen Hitzewelle zurückfahren, wodurch zusätzlicher Bedarf nach fossilen Energieträgern entsteht.
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Montag etwas nachgegeben. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.20 Uhr um 0,090 auf 44,850 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 0,275 auf 45,050 Euro je Megawattstunde.
Händler sprechen von einer technischen Gegenbewegung in Ermangelung neuer Impulse und gehen von einem weiter angespannten Markt aus. „Die Wiederöffnung der Straße von Hormus hat das Risiko eines vollständigen Versorgungsausfalls zwar verringert, doch die LNG-Transportströme erholen sich deutlich langsamer als die von Rohöl, sodass die effektiven Exportkapazitäten bis weit ins dritte Quartal hinein begrenzt bleiben“, so dazu die Analysten der ANZ.
Gleichzeitig zeichnet sich ein stärker werdendes El-Nino-Phänomen als großes Nachfragerisiko ab, da heißeres Wetter und eine geringere Stromerzeugung aus Wasserkraft den LNG-Verbrauch in ganz Asien voraussichtlich ankurbeln werden. „Das Zusammentreffen der verzögerten Normalisierung des LNG-Handels und der stärkeren Nachfrage in Asien dürfte den Wettbewerb verschärfen, wodurch Europa anfällig für niedrigere Lagerbestände wird“, so die Analysten. (cdg)
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Schwerpunkte: Energiehandel, Finanzierung, Consulting
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