8. Juli 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
POLITIK: Eckpfeiler des BDEW für den Offshore-Ausbau
WÄRME: Reform des Gebäudeenergiegesetzes verzögert sich
POLITIK: Kabinett beschließt Bundeshaushalt 2027
GASSPEICHER: Regierung plant staatliche Gasreserve
HANDEL & MARKT
GASMARKT: Ines sieht zu geringe Anreize für Speicherbefüllung
GASMARKT: Nachfragerückgang trifft Produktionsverschiebung
KWK: KWK-Index sinkt wieder unter 10 Cent
STATISTIK DES TAGES: Weltweite Investitionen in erneuerbare Energien im Jahr 2024
TECHNIK
FINANZIERUNG: Hunderte Millionen Euro für Fusionsreaktor
FINANZIERUNG: GHT gewinnt Investor für Wasserstoff aus Abfällen
IT: Stadtwerke Rosenheim wechseln zu Schleupen
PHOTOVOLTAIK: Angebotsüberhang im europäischen Solarmarkt
UNTERNEHMEN
WINDKRAFT: Windkraftanlagen als Wettbewerbsvorteil
WINDKRAFT ONSHORE: Enercon kombiniert Windkraft mit Batteriespeicher
PERSONALIE: Neue Werkleiterin für Haslacher Stadtwerke
PERSONALIE: Wemag Netz mit neuer kaufmännischen Geschäftsführerin
TOP-THEMA
Neue Gaskraftwerke auch im Nordosten
Quelle: Shutterstock / nitpicker
POLITIK.
Die Koalitionsfraktionen wollen das Stromversorgungsgesetz ändern und den Zugang zu Ausschreibungen für neue Gaskraftwerke in Nord- und Ostdeutschland verbessern.
Mit einer Änderung des Gesetzes zur Sicherung der Stromversorgung (StromVKG) reagiert die schwarz-rote Koalition auf Kritik von Bundesländern, Unternehmen und Verbänden an der bisherigen Verteilung neuer Gaskraftwerke. Nach einem Änderungsantrag der Regierungsfraktionen soll der sogenannte Südbonus künftig erst später greifen. Ziel ist es, den Wettbewerb für Standorte in Nord- und Ostdeutschland zu verbessern.
Nach den bisherigen Plänen sollten bis zu zwei Drittel der ausgeschriebenen Kraftwerkskapazitäten vorrangig im sogenannten netztechnischen Süden entstehen. Dazu zählen Baden-Württemberg, Bayern, Hessen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und das Saarland. Der nun vorliegende Änderungsantrag sieht vor, zunächst die wirtschaftlichsten Gebote zu berücksichtigen.
Erst wenn mindestens ein Drittel der Zuschläge an Projekte in Berlin, Brandenburg, Bremen, Hamburg, Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Sachsen, Sachsen-Anhalt, Schleswig-Holstein oder Thüringen gegangen ist, soll der Südbonus angewendet werden. Das Gesetz soll noch in dieser Woche vom Bundestag beschlossen werden. Der Bundesrat befasst sich am Freitag mit dem Vorhaben.
Protest der Länder erfolgreich
Bereits im Juni hatte der Bundesrat auf Initiative Sachsens gemeinsam mit Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern und Sachsen-Anhalt Änderungen gefordert. Damals schlugen die Länder zwei getrennte Ausschreibungen vor, um ein Verhältnis von zwei Dritteln der Kapazitäten im Süden und einem Drittel im Norden und Osten sicherzustellen.
Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) hatte bereits im Sommer 2025 beim Besuch des Energiekonzerns Leag in der Lausitz den Bau neuer Gaskraftwerke in Aussicht gestellt. Die Anlagen sollen den Kohleausstieg bis 2038 absichern und bei sogenannten Dunkelflauten die Stromversorgung gewährleisten. Zudem müssen sie später mit Wasserstoff betrieben werden können.
Zustimmung aus Sachsen und Brandenburg
Brandenburgs Ministerpräsident Dietmar Woidke (SPD) begrüßte die geplanten Änderungen. Sie seien eine gute Nachricht für Brandenburg, die Lausitz und den Wirtschaftsstandort Deutschland. Nach seiner Einschätzung verbessert sich damit auch die Ausgangslage für die Leag bei den anstehenden Ausschreibungen.
Die Leag mit Hauptsitz in Cottbus, die Braunkohletagebaue und Kraftwerke in der Lausitz betreibt, kündigte an, sich dem Wettbewerb stellen zu wollen. Das Unternehmen habe sich für faire Wettbewerbsbedingungen eingesetzt, damit steuerbare Kraftwerkskapazitäten nicht ausschließlich im Süden entstehen. Die geplanten Gaskraftwerke könnten Beschäftigten nach dem Kohleausstieg eine Perspektive bieten.
Kritik am ursprünglichen Gesetzentwurf hatten neben der Leag auch der Energieversorger Mibrag, der Braunkohlekraftwerke und Tagebaue in Sachsen und Sachsen-Anhalt betreibt, sowie die Industriegewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie (IG BCE) geäußert. Auch der Übertragungsnetzbetreiber der Region, 50 Hertz, hatte den Bedarf an Erzeugungskapazitäten als Ersatz für Kohlekraftwerke unterstützt.
Der sächsische Wirtschaftsminister Dirk Panter (SPD) erklärte, die Einigung sei ein wichtiger Schritt für die Versorgungssicherheit. Die Anpassung solle gewährleisten, dass auch in Nord- und Ostdeutschland ausreichend steuerbare Leistung aufgebaut werde.
Verbände zufrieden
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) bewertet die Einigung ebenfalls positiv. Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae erklärte, das Gesetz sei ein wichtiger Einstieg für den Aufbau gesicherter Leistung und damit für Versorgungssicherheit sowie den Kohleausstieg. Neben wasserstofffähigen Gaskraftwerken seien dafür auch Speicher, Flexibilitäten und Demand Side Management erforderlich. Zugleich forderte sie, den geplanten Kapazitätsmarkt zügig einzuführen.
Nach Angaben des BDEW stärkt außerdem die Anhebung des Gebotshöchstwerts auf 244.000 Euro je MW reduzierter Leistung die Wirtschaftlichkeit neuer Gaskraftwerke und verbessere die Wettbewerbsbedingungen bei den Ausschreibungen. Der Verband erwartet nach einer Verabschiedung des Gesetzes eine zügige beihilferechtliche Genehmigung durch die Europäische Kommission, damit die ersten Ausschreibungen wie geplant im September und Dezember 2026 starten können.
Kritik an Speicherregeln
Diese Anhebung des Gebotshöchstwerts in den Ausschreibungen um mehr als 40 Prozent gegenüber dem Kabinettsentwurf kritisiert der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE). Dadurch stiegen auch die Förderkosten, die letztlich von allen Stromkunden über eine Umlage getragen werden müssen.
Weitere Änderungen am StromVKG senkten die Zugangshürden für Speicher geringfügig ab, eine Gleichbehandlung aller Technologien sei dennoch weiterhin nicht gegeben, so der Verband. (sh)
Quelle: Shutterstock
Eckpfeiler des BDEW für den Offshore-Ausbau
POLITIK. Stärkerer Fokus auf Erträge und Kosteneffizienz, Kabinettsbeschluss im Sommer: Der BDEW positioniert Eckpfeiler für die Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes.
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) drängt auf eine Überarbeitung des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG). „Offshore-Windenergie ist ein Riese unter den erneuerbaren Energien“, mahnt Verbandschefin Kerstin Andreae und erinnert daran, dass der Riese zuletzt erschlafft ist. Das Ausbleiben von Geboten in der August-Ausschreibung 2025 und das bereits in der Juni-Ausschreibung gesunkene Interesse hätten deutlich gemacht, dass die Politik dringend handeln und das Gesetz reformieren müsse. Die Novelle müsse 2026 verabschiedet werden, damit die nächsten Ausschreibungsrunden ab 2027 erfolgreich verlaufen und Investitionen in Windparks, Netzinfrastruktur sowie Lieferketten nicht ins Stocken geraten, so der BDEW.
Angesichts des bisherigen Reformtempos im Bundesenergieministerium scheint die Zeit knapp. Bislang liegt kein Referentenentwurf vor. Damit das WindSeeG rechtzeitig auf den Weg gebracht werden könne, sei der Kabinettsbeschluss noch im Sommer nötig, so Andreae in einer Verbandsmitteilung. In einem Positionspapier macht der BDEW jetzt Vorschläge, wie sich beim Offshore-Ausbau ein stärkerer Fokus auf Erträge und Kosteneffizienz erreichen ließe. „Zentrale Hebel sind die Reduktion der Leistungsdichte, die Anrechnung von Offshore-Kooperationsprojekten auf die Ausbauziele und eine einfach umsetzbare Indexierung orientiert am britischen Modell“, erläutert Andreae.
Stärkere Zusammenarbeit in Europa
Als wesentlichen Punkt sieht der Verband eine stärkere europäische Zusammenarbeit. Künftig sollen grenzüberschreitende Offshore-Kooperationsprojekte auf die deutschen Ausbauziele angerechnet werden können. Der BDEW argumentiert, dass hybride Interkonnektoren und gemeinsame Netzanbindungen mit den Nordseeanrainern den Ausbau kosteneffizienter gestalten und gleichzeitig die vorhandenen Flächen besser nutzen würden. Dabei müsse jedoch eine Doppelzählung der installierten Leistung vermieden werden.
Einen weiteren Schwerpunkt sieht der BDEW in der Reduzierung der Leistungsdichte neuer Offshore-Windparks in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone. Statt derzeit geplanter rund 10 MW je Quadratkilometer schlägt der Verband eine Obergrenze von in der Regel 7 MW vor. Geringere Leistungsdichten sollen Abschattungseffekte reduzieren, die Volllaststunden erhöhen und die Stromgestehungskosten insbesondere auf weiter von der Küste entfernten Flächen senken. Alternativ regt der BDEW verbindliche Mindestwerte für die jährlich zu erreichenden Volllaststunden an.
Indexierte „Contracts for Difference“
Auch spricht sich die Branchenorganisation für ein Ausschreibungsmodell basierend auf indexierten Contracts for Difference (CfD) aus. Das derzeit diskutierte Nebeneinander unterschiedlicher Vergabeverfahren erhöhe Investitionsrisiken und könne sowohl die Realisierungschancen als auch den Wettbewerb beeinträchtigen, heißt es. Ein einheitliches CfD-System soll dagegen Finanzierungskosten senken, Investitionssicherheit schaffen und die internationale Wettbewerbsfähigkeit des deutschen Offshore-Marktes stärken.
„Die Indexierung der CfDs sollte mindestens anhand des europäischen Verbraucherpreisindexes HICP eingeführt und am bewährten britischen Modell ausgerichtet werden“, schreibt der BDEW. Darüber hinaus plädiert der BDEW für größere Handlungsspielräume der Bundesnetzagentur bei der Anpassung von CfD-Höchstwerten. Die bisher zulässige Anpassung um maximal zehn Prozent reiche angesichts volatiler Märkte nicht aus. Als Beispiel verweist der Verband auf Großbritannien, wo deutlich höhere Höchstwerte notwendig waren, um Offshore-Ausschreibungen nach einer erfolglosen Runde wieder attraktiv zu machen.
Mit Blick auf Wasserstoff-Infrastruktur
Schließlich soll die Gesetzesnovelle auch den Aufbau einer grenzüberschreitenden Wasserstoffinfrastruktur erleichtern. Der BDEW schlägt vor, Transit-Rohrleitungen für Wasserstoff ausdrücklich in den Anwendungsbereich des Gesetzes aufzunehmen. Dadurch könnten Genehmigungsverfahren vereinfacht und Offshore-Windparks künftig stärker mit einem europäischen Wasserstoffnetz verknüpft werden. Dies würde nach Auffassung des Verbandes Versorgungssicherheit, Resilienz und den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft unterstützen.
Das Positionspapier des BDEW steht im Internet bereit: „Zentrale Forderungen des
BDEW zur WindSeeG-Novelle“. (mf)
Reform des Gebäudeenergiegesetzes verzögert sich
Einbau einer Wärmepumpe. Quelle: Shutterstock / JPC-PROD
WÄRME. Die geplante Reform des Gebäudeenergiegesetzes könnte erst im Herbst kommen. Eine Klage der Linken vor dem Bundesverfassungsgericht stellt den Zeitplan der Koalition infrage.
Die von CDU/CSU und SPD geplante Reform des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) könnte entgegen den ursprünglichen Planungen erst nach der parlamentarischen Sommerpause verabschiedet werden. Nach Informationen der Deutschen Presse-Agentur (dpa) beraten die Koalitionsfraktionen darüber, den für diese Woche vorgesehenen Bundestagsbeschluss zu verschieben. Ausschlaggebend ist ein Eilantrag der Linksfraktion beim Bundesverfassungsgericht.
Die Linke sieht ihre parlamentarischen Informationsrechte verletzt. Nach Angaben der klimapolitischen Sprecherin der Fraktion, Violetta Bock, solle mit der Klage verhindert werden, dass das Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) beschlossen werde, ohne dass dessen Auswirkungen auf den Klimaschutz ausreichend bewertet worden seien. Das Bundesverfassungsgericht könnte noch in dieser Woche über den Eilantrag entscheiden.
Die Bundesregierung aus CDU/CSU und SPD will mit dem GModG zentrale Vorgaben des bisherigen Gebäudeenergiegesetzes ändern. Nach Angaben von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) soll das Gesetz mehr Technologieoffenheit schaffen und bisherige Vorgaben für den Heizungstausch ersetzen.
Brennstofflieferanten sollen Biotreppe realisieren
Kern der Reform ist die Abschaffung der sogenannten 65-Prozent-Regel. Bislang müssen neu eingebaute Heizungen grundsätzlich zu mindestens 65 Prozent mit erneuerbaren Energien betrieben werden. Künftig sollen auch neue Gas- und Ölheizungen weiterhin zulässig sein. Voraussetzung ist, dass sie schrittweise mit klimaneutralen Brennstoffen wie Biomethan betrieben werden. Zudem soll die bisherige Vorgabe entfallen, wonach Heizkessel ab 2045 nicht mehr mit fossilen Brennstoffen betrieben werden dürfen.
Wie hoch der künftig vorgeschriebene Anteil klimaneutraler Brennstoffe ausfallen soll, bleibt zunächst offen. Laut Änderungsantrag der Koalitionsfraktionen will die Bundesregierung bis zum 1. Dezember 2026 ein separates Gesetz für eine Grüngas- und Grünheizölquote vorlegen. Demnach sollen Unternehmen, die Gas, Öl und Flüssiggas in Verkehr bringen, ihre Brennstoffe bis 2045 vollständig auf klimaneutrale Alternativen umstellen.
Kritik der Opposition
Kritik kommt von Bündnis 90/Die Grünen. Der energiepolitische Sprecher Michael Kellner erklärte, Union und SPD sollten die Sommerpause nutzen und das Gesetz vollständig zurückziehen. Die Reform ignoriere fachliche Warnungen und schwäche den Klimaschutz. Auch der Bundestagsabgeordnete Alaa Alhamwi sprach von erheblichen verfassungsrechtlichen Problemen.
Ähnlich äußerte sich Katrin Uhlig, Mitglied des Wirtschafts- und Energieausschusses sowie des Haushaltsausschusses des Bundestags. Sie führt die geplanten Änderungen bei der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) auf Einsparungen von Bundesfinanzminister Lars Klingbeil und Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche zurück.
Weniger Fördermittel bedeuteten aus ihrer Sicht weniger Investitionen und weniger Klimaschutz. Zudem werde das bisherige Vertrauen in eine bis 2029 gesicherte Finanzierung der Förderung beschädigt.
Energieeffizienzverband fordert Nachbesserungen
Auch die Deutsche Unternehmensinitiative Energieeffizienz (Deneff) sieht Nachbesserungsbedarf. Der Verband begrüßt zwar grundsätzlich den Abschluss der parlamentarischen Verhandlungen, kritisiert jedoch, dass wichtige Regelungslücken bestehen blieben. Nach Einschätzung des geschäftsführenden Vorstands Henning Ellermann werde ein erheblicher Teil der Verantwortung für Klimaschutz, Energiesicherheit und bezahlbare Wärme nun auf Gebäudeeigentümer, Energieversorger und Kommunen verlagert.
Die Deneff verweist darauf, dass insbesondere die Umsetzung der europäischen Gebäuderichtlinie unvollständig bleibe. Deshalb seien eine verlässliche Förderung, klare politische Kommunikation und Planungssicherheit künftig umso wichtiger. Der Verband bezeichnet die BEG als zentrales Instrument, um Investitionen in die energetische Sanierung anzureizen und private Investitionen auszulösen. Langfristig gesicherte Fördermittel seien aus Sicht der Deneff entscheidend für die Modernisierung des Gebäudebestands.
Auch die Deutsche Umwelthilfe (DUH) hatte eine Verfassungsbeschwerde vor dem Bundesverfassungsgericht für den Fall angekündigt, dass das geplante Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) beschlossen wird. Aus Sicht des Umweltverbands ist der Gesetzentwurf verfassungswidrig, da er fossilen Heizungen weiterhin freie Bahn lässt und die Klimaschutzziele gefährdet. (sh)
Kabinett beschließt Bundeshaushalt 2027
Der Reichstag in Berlin. Quelle: Shutterstock / canadastock
POLITIK. Das Bundeskabinett hat den Entwurf für den Bundeshaushalt 2027 beschlossen. Höhere Ausgaben, neue Schulden und Eingriffe in den Klima- und Transformationsfonds stoßen auf Kritik.
Mit dem Beschluss des Regierungsentwurfs für den Bundeshaushalt 2027 hat die Bundesregierung den Etat auf den Weg gebracht. Nach Angaben des Bundesfinanzministeriums sieht der Entwurf Ausgaben von 555,4 Milliarden Euro vor. Das sind 30,9 Milliarden Euro beziehungsweise 5,9 Prozent mehr als im laufenden Jahr. Der Entwurf wird nun im Bundestag beraten.
Bundesfinanzminister Lars Klingbeil (SPD) stellte den Etat am 6. Juli zunächst dem Kabinett und anschließend dem Haushaltsausschuss des Bundestages vor. Nach seinen Angaben soll der Haushalt Investitionen stärken, wirtschaftliches Wachstum fördern und zugleich die Verteidigungsfähigkeit Deutschlands verbessern. Die geplante Neuverschuldung sei angesichts der sicherheitspolitischen Lage notwendig. Eine ursprünglich bestehende Finanzierungslücke von 34 Milliarden Euro sei geschlossen worden.
200 Milliarden Euro Neuverschuldung
Die Nettokreditaufnahme im Kernhaushalt soll 118,7 Milliarden Euro erreichen und damit rund 20,7 Milliarden Euro über dem Wert des laufenden Jahres liegen. Davon entfallen nach Angaben der Bundesregierung 33,4 Milliarden Euro auf die regulär zulässige Kreditaufnahme nach der Schuldenregel des Grundgesetzes. Einschließlich der kreditfinanzierten Sondervermögen summiert sich die geplante Neuverschuldung laut Bundesregierung auf mehr als 200 Milliarden Euro.
Den Wirtschaftsplan für den Transformationsfonds (KTF) selbst will die Bundesregierung erst zu einem späteren Zeitpunkt verabschieden. Bereits bekannt ist jedoch, dass 2,7 Milliarden Euro aus den Erlösen des europäischen Emissionshandels künftig in den Kernhaushalt fließen sollen. Gleichzeitig kündigt die Bundesregierung Kürzungen im KTF an. Welche Förderprogramme betroffen sein werden, ist bislang offen. Medienberichten zufolge könnte auch die Förderung von Wärmepumpen betroffen sein.
Reiche ohne Klimaschutzstrategie
Kritik äußerte die Bundestagsfraktion von Bündnis 90/Die Grünen. Die Haushaltspolitikerin Katrin Uhlig wirft Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) vor, mit dem Etat des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) keine klare wirtschaftspolitische Strategie vorzulegen. Sie kritisiert unter anderem Kürzungen beim Zentralen Innovationsprogramm Mittelstand (ZIM), mangelnde Transparenz im Einzelplan des BMWE sowie die geplante Entnahme von Mitteln aus dem KTF.
Positiv bewertet der in Frankfurt am Main ansässige Energieeffizienzverband AGFW den vorgesehenen Mittelaufwuchs bei der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW). Für 2027 sind dafür 1,865 Milliarden Euro an Auszahlungen vorgesehen. Zudem enthält der Haushaltsentwurf Verpflichtungsermächtigungen von insgesamt 3,5 Milliarden Euro für die Folgejahre. Gleichzeitig kritisiert AGFW-Geschäftsführer Frank Mattat, dass die BEW weiterhin keine gesetzliche Grundlage habe und damit vom jährlichen Haushaltsbeschluss abhängig bleibe.
CO2-Einnahmen zweckentfremdet
Deutliche Kritik kommt vom Verband kommunaler Unternehmen (VKU). Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing bezeichnet die geplante Umleitung von Emissionshandelserlösen in den Kernhaushalt als Zweckentfremdung des KTF. Der Fonds verliere damit seine eigentliche Aufgabe, zusätzliche Investitionen in Klimaschutz und Infrastruktur zu finanzieren. Positiv bewertet der VKU dagegen ebenfalls den Ausbau der BEW-Förderung.
Auch die in Berlin ansässige Wirtschaftsvereinigung Stahl warnt vor den Folgen der geplanten Umschichtung. Hauptgeschäftsführerin Kerstin Maria Rippel fordert, die Einnahmen aus dem Emissionshandel vollständig für Klimaschutz und die Transformation der Industrie einzusetzen. Die angekündigten Energiepreisentlastungen für die Industrie müssten dauerhaft erhalten bleiben. Dazu gehörten unter anderem der Zuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten, die Strompreiskompensation und der geplante Industriestrompreis. (sh)
Regierung plant staatliche Gasreserve
Erdgasspeicher Etzel. Quelle: Uniper
GASSPEICHER. Angesichts der geopolitischen Lage will die Bundesregierung Deutschland auf den Fall vorbereiten, dass Gaslieferungen von einem Tag auf den anderen ausbleiben.
Die Bundesregierung plant eine nationale Gasreserve zur staatlichen Krisenvorsorge. Damit wolle man die Gasversorgung in außergewöhnlichen Krisensituationen absichern, sagte eine Sprecherin des Wirtschaftsministeriums in Berlin. Als Beispiel nannte sie plötzliche Importausfälle, etwa durch Angriffe auf Pipelines. In einem solchen Fall schaffe eine Gasreserve wertvolle Zeit, um alternative Importe zu organisieren oder technische Störungen zu beheben.
Die Gasreserve soll den Angaben zufolge einen Umfang von 24 Milliarden kWh haben, die aber in einem Zeitraum von mehreren Jahren beschafft werden. Zur Finanzierung ist eine Umlage für Verbraucher vorgesehen, die mit 29 bis 36 Cent je MWh allerdings deutlich geringer ausfallen soll als die mittlerweile abgeschaffte Gasspeicherumlage.
Die Ministeriumssprecherin betonte, dass dieses Vorhaben unabhängig von der regulären Wintervorsorge sei. Diese bleibe im Gegensatz zur staatlichen Gasreserve weiterhin eine Aufgabe der Marktakteure. (dpa)
Quelle: Katia Meyer-Tien
Ines sieht zu geringe Anreize für Speicherbefüllung
GASMARKT. Anfang Juli sind die deutschen Gasspeicher zu 41 Prozent gefüllt. Technisch ist die ausreichende Befüllung bis zum Winter wohl machbar, doch die Speicherbetreiber sehen Hindernisse.
Die Initiative Energien Speichern (Ines) hält eine Befüllung der deutschen Gasspeicher auf den derzeit gebuchten Stand von 76 Prozent bis zum 1. November technisch für möglich. Ob dieses Niveau erreicht wird, hängt nach Einschätzung des Verbandes jedoch erheblich von den Marktbedingungen ab.
Zum 1. Juli lag der durchschnittliche Speicherfüllstand bei 41 Prozent − nach Angaben von Ines der niedrigste Wert zu diesem Zeitpunkt seit dem Krisenjahr 2021/2022. Als Ursachen nennt der Verband die hohen Ausspeicherungen zum Ende des Winters 2025/2026 sowie gestiegene Gaspreise infolge der Sperrung der Straße von Hormus, die die Wiederbefüllung erschwerten.
Grundlage der Berechnungen ist der Vermarktungsstand vom 24. Juni 2026. Die demnach gebuchten Kapazitäten würden Deutschland mit zu etwa drei Vierteln gefüllten Gasspeichern in die Heizsaison starten lassen, was Ines zufolge für einen Winter mit durchschnittlichen Temperaturen ausreichen sollte. In diesem Szenario sinken die Speicher bis Anfang April 2027 auf rund 31 Prozent.
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| Gasspeicherfüllstände in Deutschland (zum Vergrößern bitte auf die Grafik klicken) Quelle: GIE (2025/2026), Ines (2025/2026) |
Für einen Winter mit Temperaturen wie im Referenzjahr 2010 zeichnet das Modell dagegen ein anderes Bild. In diesem Fall könnte ein Speicherfüllstand von 76 Prozent bei unveränderten Verbrauchsmustern nicht ausreichen, um die Gasversorgung vollständig sicherzustellen. Die Berechnungen weisen für Februar und März 2027 Unterdeckungen von bis zu 9 Milliarden kWh pro Monat aus. An einzelnen Tagen könnte ein Gasmangel von bis zu 2 Milliarden kWh auftreten.
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| Füllstände bei unterschiedlichen Temperaturen (zum Vergrößern bitte auf die Grafik klicken) Quelle: Ines (2026) |
Und: Ob die gebuchten Kapazitäten überhaupt tatsächlich genutzt werden, sei abhängig von der Preisentwicklung. Nach Einschätzung des Speicherverbandes fehlen wirtschaftliche Anreize für zusätzliche Einspeicherungen derzeit. Der negative Sommer-Winter-Spread führe dazu, dass Gas für den kommenden Winter aktuell günstiger gehandelt werde als für den Sommer. Dadurch werde die wirtschaftliche Einlagerung erschwert.
„Die Modellierungen zeigen deutlich: Für durchschnittliche Winter ist die Versorgung abgesichert. Bei einem außergewöhnlich kalten Winter steigen die Risiken jedoch erheblich“, lässt sich Ines-Geschäftsführer Sebastian Heinermann zitieren. „Deshalb müssen bereits heute die Voraussetzungen geschaffen werden, um die Speicher stärker zu befüllen und die Versorgung auch gegen sehr kalte Temperaturen abzusichern.“ (kmt)
Nachfragerückgang trifft Produktionsverschiebung
Quelle: Shutterstock / VladSV
GASMARKT. Obwohl die LNG-Exportausfälle aufgrund der Sperrung der Straße von Hormuz global gesehen ausgeglichen werden können, erwartet die IEA doch weiterhin Auswirkungen auf den Gasmarkt.
Die Internationale Energieagentur (IEA) rechnet in ihrem aktuellen Gasmarktbericht für das Jahr 2026 mit einem Rückgang der weltweiten Erdgasnachfrage um rund 20 Milliarden Kubikmeter (0,5 Prozent). Ausschlaggebend sind die Folgen der Nahostkrise, die den globalen LNG-Markt erheblich belastet und die Preisentwicklung in Europa und Asien verschärft hat.
Nach Einschätzung der IEA führte die faktische Schließung der Straße von Hormus seit Ende Februar zu einem erheblichen Angebotsschock. Vor Beginn der Krise liefen rund 20 Prozent des weltweiten LNG-Handels über die Meerenge. Die eingeschränkten Lieferungen aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten konnten nur teilweise durch zusätzliche LNG-Mengen aus Nordamerika und Afrika kompensiert werden. Zwischen März und Juni sank die weltweite LNG-Produktion dadurch um rund 8 Milliarden Kubikmeter gegenüber dem Vorjahreszeitraum.
Die gestiegenen Versorgungsrisiken ließen die Gaspreise deutlich steigen. Im zweiten Quartal lag der europäische Referenzpreis TTF im Durchschnitt rund 32 Prozent über dem Vorjahreswert, der asiatische LNG-Preisindex Platts JKM stieg um 45 Prozent. Erst nach der im Juni vereinbarten vorläufigen Einigung zwischen den USA und Iran gaben die Preise wieder etwas nach.
Besonders betroffen ist Asien. Dort erwartet die IEA für 2026 einen Rückgang der Erdgasnachfrage um 0,5 Prozent (rund 5 Milliarden Kubikmeter). Der Grund: politische Maßnahmen, die die Nachfrage steuern und den Wechsel zu anderen Brennstoffen herbeiführen sollten, gepaart mit hohen Preisen. Auch Europa dürfte seinen Gasverbrauch um mehr als 2 Prozent reduzieren. Hier wirken neben den hohen Preisen insbesondere die zunehmende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und ein geringerer Einsatz von Gaskraftwerken.
Produktionsausfälle könnten international ausgeglichen werden
Die IEA geht davon aus, dass sich die Handelsströme auf Grundlage der im Juni geschlossenen vorläufigen Vereinbarung zwischen den USA und dem Iran wieder normalisieren. Für das Gesamtjahr prognostiziert sie dennoch einen Rückgang der LNG-Exporte aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten um etwa 45 Prozent gegenüber dem Vorjahr auf 54 Milliarden Kubikmeter. Insgesamt könnten diese Rückgänge voraussichtlich weitgehend durch einen starken Anstieg der LNG-Produktion von Produzenten außerhalb der Golfregion ausgeglichen werden.
Neue Projekte in Nordamerika, Afrika und Australien werden der IEA zufolge im Jahr 2026 das globale LNG-Angebot um nahezu 50 Millarden Kubikmeter steigern. Darüber hinaus könnten bereits bestehende Projekte ihre Produktion um etwa 10 Milliarden Kubikmeter steigern. Die IEA erwartet demnach, dass der weltweite LNG-Handel im Jahr 2026 gegenüber dem Vorjahr weitgehend unverändert bleibt. Aber: Verzögerungen bei der Erholung der LNG-Exporte aus der Golfregion könnten durchaus auch zum ersten Angebotsrückgang seit 2012 führen.
Auch mittelfristig erwartet die IEA noch Beeinträchtigungen des Gashandels, insbesondere durch Schäden an der Infrastruktur im Nahen Osten. Kumuliert könnten diese das weltweite LNG-Angebot bis 2030 rund 140 Milliarden Kubikmeter verringern.
Die aus dem Nahostkonflikt resultierenden Verluste entsprechen damit der Agentur zufolge etwa15 Prozent der Menge an neuem LNG-Angebot, die im Zeitraum 2026 bis 2030 weltweit hinzukommen soll. Die Märkte könnten damit in den kommenden zwei Jahren angespannter bleiben als zuvor erwartet. (kmt)
KWK-Index sinkt wieder unter 10 Cent
Quelle: Fotolia / XtravaganT
KWK. Der „übliche Preis“ für eingespeisten KWK-Strom oder auch KWK-Index sinkt leicht von 10,215 Cent/kWh auf 9,521 Cent/kWh.
Die Strombörse EEX hat Anfang Juli den KWK-Index aktualisiert. Für den Strom aus Kraft-Wärme-Kopplung, der im dritten Quartal 2026 eingespeist wird, erhalten die berechtigten Betreiber von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen 9,521 Cent/kWh (95,21 Euro/MWh) − und damit niedriger als im Quartal zuvor mit 10,215 Cent/kWh. Der übliche Preis orientiert sich an dem jeweils durchschnittlichen Börsenstrompreis des jeweils vorangegangenen Quartals. Der KWK-Index war mit 9,319 Cent/kWh ins Jahr 2026 gestartet, und war im Folgequartal auf 10,215 Cent/kWh gestiegen. Im Vorjahr lag der „übliche Preis“ mit 6,973 Cent/kWh niedriger.
Der KWK-Index oder auch „übliche Preis“ spiegelt die durchschnittlichen Baseload-Strompreise des vorangegangenen Quartals wider. Er dient als Maßstab für die Vergütung von KWK-Strom gemäß des deutschen Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG). Neben einem ausgehandelten Strompreis für KWK-Strom im Rahmen der Direktvermarktung ist er ein Maßstab für den Preis des ins Netz eingespeisten Stroms. (hr)
| Erhebungsquartal mit Bedeutung fürs Folgequartal | üblicher Preis in Cent/kWh |
| Q2 2026 | 9,521 |
| Q1 2026 | 102,15 |
| Q4 2025 | 9,319 |
| Q3 2025 | 8,276 |
| Q2 2025 | 6,973 |
| Q1 2025 | 11,189 |
| Q4 2024 | 10,265 |
| Q3 2024 | 7,599 |
| Q2 2024 | 7,176 |
| Q1 2024 | 6,767 |
| Q4 2023 | 8,227 |
| Q3 2023 | 9,078 |
| Q2 2023 | 9,229 |
| Q1 2023 | 11,580 |
Weltweite Investitionen in erneuerbare Energien im Jahr 2024
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 auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Im Jahr 2024 wurden weltweit rund 195 Milliarden US-Dollar in Windkraft-Technologien investiert. Die Statistik zeigt die weltweiten Investitionen in erneuerbare Energien nach Technologie im Jahr 2024.
Modellspule für Kernfusion im Teststand. Quelle: MPI für Plasmaphysik / Frank Fleschner
Hunderte Millionen Euro für Fusionsreaktor
FINANZIERUNG. Das Münchner Unternehmen Proxima Fusion erhält von Investoren 411 Millionen Euro für den Bau eines Fusionsreaktors in Bayern. Zu den Geldgebern gehören RWE und Google.
„Stellarator“ – der Name soll an die Kernfusion als Energiequelle der Sterne (lateinsch: stella) erinnern. Proxima Fusion, ein Spin-out des Max-Planck-Instituts für Plasmaphysik, erhält für den Bau eines Stellarator-Demonstrators in Garching bei München 411 Millionen Euro. Das Unternehmen sammelt das Geld über eine Finanzierungsrunde, die laut einer Mitteilung jetzt abgeschlossen ist. Der Demonstrationsreaktor soll bis Anfang der 30er-Jahre entstehen, rund 2 Milliarden Euro wird der Bau voraussichtlich kosten.
Mehr als ein Dutzend Investoren beteiligen sich an der Finanzspritze, darunter der Energiekonzern RWE und der US-Techriese Google. Angeführt wurde die Finanzierungsrunde nach Unternehmensangaben von „XTX Ventures“ und „East X Ventures“. Insgesamt habe man in weniger als drei Jahren mehr als 650 Millionen Euro eingeworben, teilt Proxima Fusion mit. Darin enthalten seien öffentliche Fördermittel in Höhe von 95 Millionen Euro.
Tests für kommerzielles Kraftwerk in Gundremmingen
Der Einstieg von RWE folgt drei Monate nach der Unterzeichnung einer Absichtserklärung mit dem Essener Energiekonzern, dem Freistaat Bayern und dem Max-Planck-Institut. Das „Memorandum of Understanding“ zeichnet einen Fahrplan hin zu Europas erstem ans Netz angeschlossenen Magnetfusionskraftwerk und sieht ein Finanzierungsmodell aus öffentlichen und privaten Mitteln vor.
Proxima Fusion und RWE schwebt vor, auf dem Gelände des ehemaligen Kernkraftwerks Gundremmingen in Bayern ein kommerzielles Stellarator-Fusionskraftwerk zu errichten. In dem Stellarator-Demonstrator namens „Alpha“ bei Garching sollen Technologien für die spätere kommerzielle Anlage erprobt werden. Stellaratoren sind Kernfusionsreaktoren, die heißes Plasma mit Magnetfeldern einschließen.
Für „Alpha“ soll Proxima Fusion im Rahmen der bayerischen Hightech-Strategie eine Zuwendung von bis zu 400 Millionen Euro bekommen. Die Finanzierungsrunde habe das Ziel übertroffen, „die vom Freistaat Bayern zugesagte öffentliche Förderung von 400 Millionen Euro für die Unternehmens-Roadmap durch private Mittel zu ergänzen“, betont das Start-up.
Das Garchinger Spin-out wird nach eigenen Angaben jetzt 2,4 Milliarden Euro bewertet. Damit zählt es zu den sogenannten „Einhörnern“ – Start-up-Unternehmen, deren Bewertung eine Milliarde Euro überschreitet. Proxima Fusion selbst sieht sich als das „am besten finanzierte Fusionsunternehmen in Europa“.
Das frische Kapital soll in Hochtemperatur-Supraleitungskabel und Magneten sowie in die Weiterentwicklung der für Stellaratoren erforderlichen Engineering- und Fertigungssysteme fließen. Darüber hinaus will man weitere Mitarbeitende für Engineering, Fertigung und Betrieb gewinnen.
Fusionsenergie basiert auf dem Prozess der Verschmelzung von Atomkernen. In der Sonne und anderen Sternen liefert dieser Prozess die abgestrahlte Energie. Seit Jahrzehnten träumen Forscher davon, das Fusionsfeuer, das im Inneren der Sonne brennt, auf die Erde zu holen. Viele Experten glauben, dass es noch Jahrzehnte dauern wird, bis das erste Fusionskraftwerk Strom liefert. (mf)
GHT gewinnt Investor für Wasserstoff aus Abfällen
Quelle: Fotolia / nmann77
FINANZIERUNG. Die Green Hydrogen Technology GmbH (GHT) erhält einen neuen Investor. Das Unternehmen will seine Technologie zur Wasserstofferzeugung aus nicht recycelbaren Abfällen ausbauen.
Das Technologieunternehmen mit Standorten in Heidelberg und Augsburg hat einen neuen langfristigen Investor gewonnen. Wie GHT in einer Mitteilung bekannt gibt, beteiligt sich die Arboris GmbH & Co. KG, das Family Office der Familie Tschira, an GHT. Mit dem Kapital will GHT die industrielle Skalierung seiner Technologie beschleunigen und weitere Projekte im Entsorgungsmarkt umsetzen.
GHT entwickelt Anlagen, die nicht recycelbare Abfälle direkt am Entstehungsort in Wasserstoff umwandeln. Dafür nutzt das Unternehmen nach eigenen Angaben ein patentiertes Hochtemperatur-Vergasungsverfahren. Dabei werden die Abfälle unter hohen Temperaturen und mit einer begrenzten Sauerstoffzufuhr nicht verbrannt, sondern in ein wasserstoffhaltiges Synthesegas umgewandelt. Aus diesem Gas wird anschließend Wasserstoff gewonnen. Zudem entsteht CO2, das nach Unternehmensangaben stofflich oder energetisch genutzt werden kann.
Die Anlagen sollen unmittelbar bei Entsorgungsunternehmen entstehen, wo nicht recycelbare Abfälle anfallen. Nach Angaben von GHT lassen sich so Transporte der Abfälle vermeiden und Wasserstoff direkt vor Ort erzeugen. Der auf diesem Weg erzeugte Wasserstoff wird auch als „oranger Wasserstoff“ bezeichnet.
Im Mittelpunkt des Geschäftsmodells steht die stoffliche Nutzung von Abfällen, die sich laut Unternehmen nicht recyceln lassen. Statt sie zu verbrennen oder zu deponieren, sollen sie als Rohstoff für die Wasserstoffproduktion dienen. GHT versteht seinen Ansatz als Verbindung von Kreislaufwirtschaft und Wasserstoffwirtschaft.
Investorenkreis wächst
Mit Arboris erweitert GHT seinen Investorenkreis. Bereits beteiligt sind nach Unternehmensangaben Gründer Harald Mayer, die RheinEnergie AG aus Köln, der Wasserstoffmobilitätsanbieter Hylane GmbH sowie die ETG Entsorgung und Transport GmbH. CEO Robert Nave bezeichnete Arboris als langfristig orientierten Investor.
Das Hochtemperatur-Vergasungsverfahren wurde nach Angaben von GHT zunächst im österreichischen Leoben erprobt. Inzwischen kommt es in einer kommerziellen Anlage in Baden-Württemberg zum Einsatz. Dort arbeitet GHT mit der ETG Entsorgung und Transport GmbH aus Göppingen zusammen (wir berichteten).
Für das kommende Jahr plant GHT gemeinsam mit einem familiengeführten Entsorgungsunternehmen aus Süddeutschland ein weiteres Wasserstoffprojekt. Die Anlage soll jährlich mehr als 20.000 Tonnen nicht recycelbare Abfälle verwerten und daraus mehr als 2.000 Tonnen Wasserstoff erzeugen. Weitere Projekte befinden sich laut GHT in Planung. (ds)
Stadtwerke Rosenheim wechseln zu Schleupen
Quelle: Shutterstock / Jirsak
IT. Die Stadtwerke Rosenheim haben den Auftrag für ihr künftiges Abrechnungssystem an Schleupen vergeben. Die Einführung der neuen Plattform soll Anfang 2028 abgeschlossen sein.
Die Stadtwerke Rosenheim werden ihr bisheriges Abrechnungssystem SAP IS-U durch die Plattform der Schleupen SE ersetzen. Den Zuschlag erhielt das IT-Unternehmen nach einer EU-weiten Ausschreibung. Nach Unternehmensangaben gaben dabei unter anderem Funktionalität und Wirtschaftlichkeit den Ausschlag.
Die Software soll künftig als Software-as-a-Service (SaaS) in der Schleupen-Cloud betrieben werden. Das Projekt umfasst die Marktrollen Lieferant, Verteilnetzbetreiber und Messstellenbetreiber einschließlich der jeweils erforderlichen Ausprägungen.
Laut einer Mitteilung des IT-Unternehmens rechnen die Stadtwerke rund 90.000 Verträge in mehreren Mandanten ab und tun dies auch für Dritte. Die Umstellung soll im ersten Quartal 2028 abgeschlossen sein.
Nicolas Eder, Bereichsleiter Shared Service der Stadtwerke Rosenheim, begründete die Entscheidung mit den Anforderungen an effiziente Prozesse und die Umsetzung regulatorischer Vorgaben. Die Plattform decke die energiewirtschaftlichen Anforderungen des Unternehmens auf einer einheitlichen Basis ab. Im Vergleich der Anbieter habe die Schleupen-Plattform die Anforderungen aus Sicht der Stadtwerke am besten erfüllt.
Volker Kruschinski, der Vorstandsvorsitzende von Schleupen, betonte, das Unternehmen habe seine Plattform frühzeitig auf die sich wandelnden Anforderungen der Versorgungswirtschaft ausgerichtet und wertete die Vergabe des Auftrags als Bestätigung des eingeschlagenen Kurses.
Mit Rosenheim gewinnt Schleupen innerhalb weniger Monate einen weiteren Stadtwerkekunden, der sein bisheriges SAP-IS-U-System ersetzt. Zuvor hatten unter anderem die Stadtwerke Lemgo sowie die Stadtwerke Ellwangen und Giengen entsprechende Wechsel bekanntgegeben. Die SAP-Transformation entwickelt sich damit zunehmend zu einem Treiber für Neuvergaben von Meter-to-Cash-Systemen. (fw)
Angebotsüberhang im europäischen Solarmarkt
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PHOTOVOLTAIK. Der europäische Markt für private Solaranlagen wächst kaum noch. Eine Studie sieht den Sektor in einer Konsolidierungsphase mit neuen Schwerpunkten bei Speichern und Energiemanagement.
Der europäische Markt für Photovoltaikanlagen im Privatkundensegment hat nach Einschätzung der Quadriga Hochschule Berlin eine Phase des tiefgreifenden Strukturwandels erreicht. Nach dem Nachfrageboom der Jahre 2022 und 2023 seien sinkende Strompreise, gestiegene Zinsen und eine schwächere Konjunktur die wesentlichen Ursachen dafür, dass sich das Wachstum deutlich verlangsamt habe. Aus einem Nachfrageüberhang sei inzwischen ein Angebotsüberhang geworden. Gleichzeitig würden neue Geschäftsmodelle und ergänzende Energietechnologien an Bedeutung gewinnen.
Ziel der inzwischen zum dritten Mal veröffentlichten Studie sei es, mehr Transparenz über die größten Anbieter im europäischen B2C-Solarmarkt zu schaffen, so die Autoren in ihrer Vorbemerkung. Da zahlreiche Unternehmen jedoch keine oder nur unvollständige Angaben zu Umsatz- und Installationszahlen gemacht hätten, stütze sich die Auswertung neben Unternehmensangaben nun auch auf Pressemitteilungen, Medienberichte und Unternehmenswebseiten. Teilweise seien Schätzungen erforderlich gewesen. Wegen der lückenhaften Datenbasis verzichteten die Autoren in diesem Jahr auf ein Ranking der Anbieter.
Nach Einschätzung der Autoren handelt es sich dabei jedoch nicht um einen allgemeinen Markteinbruch, sondern um eine Verschiebung der Schwerpunkte. Während klassische Dachanlagen für Eigenheime an Dynamik verlieren, nehmen Speicher, große Freiflächenanlagen, Hybridlösungen aus Photovoltaik und Batteriespeichern sowie Flexibilitäts- und Energiemanagementlösungen an Bedeutung zu.
Besondere Impulse gingen in Deutschland vom Solarspitzengesetz aus. Die neuen Vorgaben zur Einspeisebegrenzung sowie zum Umgang mit negativen Strompreisen erhöhten den Bedarf an intelligenten Messsystemen, Steuerungstechnik und Speichern. Der Markt werde damit nicht kleiner, sondern strukturell neu ausgerichtet.
Weiterhin stark fragmentierter Markt
Auch das Elektrohandwerk spüre die Entwicklung. Die Zahl der von Betrieben des Elektrohandwerks installierten Photovoltaikanlagen sei 2025 laut Studie von 400.000 auf 355.000 zurückgegangen. Im Segment der Gebäude-PV habe das Minus rund 10 Prozent betragen. Dennoch entfielen weiterhin etwa 72 Prozent aller Neuinstallationen bei Dachanlagen auf diese Betriebe.
Insgesamt bleibe der Markt stark fragmentiert. Die Installation von Solaranlagen sei weiterhin überwiegend regional organisiert, da nationale Förder- und Regulierungsregeln sowie die lokale Kundenbetreuung grenzüberschreitende Skaleneffekte erschwerten. Europaweit dominierten daher nach wie vor kleine und mittelständische Installationsbetriebe. Gleichzeitig versuchten größere Anbieter wie Enpal, Einskommafünfgrad oder Eon, sich über Plattformmodelle, standardisierte Prozesse sowie die Kombination von Photovoltaik, Wärmepumpen, Speichern und Energiemanagement Marktanteile zu sichern.
Zunehmend wichtiger würden außerdem digitale Plattformen und virtuelle Kraftwerke. Die Studie verweist unter anderem auf Octopus Energy mit seiner Plattform Kraken, auf Heartbeat AI von Einskommafünfgrad sowie auf Enpal One Plus, das nach Unternehmensangaben mehr als 40.000 Haushalte in Deutschland vernetzt.
Parallel dazu hätten Insolvenzen, Restrukturierungen und Geschäftsaufgaben seit 2024 insbesondere kleinere oder stark auf das klassische Privatkundengeschäft ausgerichtete Unternehmen getroffen. Nach Angaben der Autoren werden dennoch rund 80 Prozent aller Solaranlagen weiterhin von lokalen Betrieben installiert.
Die Studie sieht zugleich eine zunehmende Differenzierung zwischen den Marktteilnehmern. Unternehmen mit integrierten Geschäftsmodellen, die neben Photovoltaik auch Speicher, Wärmepumpen, Energiemanagement und Serviceleistungen anböten, könnten ihre Position ausbauen. Anbieter, deren Geschäftsmodell überwiegend auf dem Verkauf einzelner Dachanlagen beruhe, gerieten dagegen stärker unter Druck. (fw)
Das Continental-Reifenwerk in Korbach. Quelle: Continental
Windkraftanlagen als Wettbewerbsvorteil
WINDKRAFT. Mit einem eigenen Windpark will der Reifenhersteller Continental einen Großteil des Strombedarfs des Reifenwerk in Korbach selbst erzeugen.
Der Reifenhersteller Continental errichtet in Twistetal bei Korbach (Hessen) seinen ersten eigenen Windpark. Folgende Gründe zählt das Unternehmen auf: Diversifizierung der Energieversorgung, verbesserte Kostenwettbewerbsfähigkeit des Werks, Unabhängigkeit von den Energiemärkten. Die Windkraftanlagen sollen das rund acht Kilometer entfernte Reifenwerk in Korbach (Hessen) mit Strom versorgen.
Bernhard Trilken, Leiter Produktion und Logistik des Reifenbereichs von Continental, sieht den Windpark als Wettbewerbsvorteil. „Mit eigenen Windrädern in der Nähe des Werks gewinnen wir Planungssicherheit bei den Energiekosten und machen uns unabhängiger von schwankenden Energiemärkten – entscheidende Faktoren für eine wettbewerbsfähige Reifenproduktion in Deutschland.“ Dies passe zur globalen Strategie von Continental die unternehmenseigenen Stromerzeugung mit erneuerbaren Energien weiter auszubauen. Das soll auch Vorbild für andere Standorte weltweit dienen.
Nach Angaben des Unternehmens sollen drei Windenergieanlagen gemeinsam mit den bereits vorhandenen Photovoltaikanlagen künftig rund zwei Drittel des Strombedarfs des Korbacher Reifenwerks decken. Zum Einsatz kommen Anlagen des Typs Nordex N175/6.X mit einer Nabenhöhe von 179 Metern und einem Rotordurchmesser von 175 Metern. Die jährliche Stromerzeugung beziffert Continental auf rund 55 Millionen kWh.
„Dafür plant Continental, einen Betrag im mittleren zweistelligen Millionen-Euro-Bereich in das Projekt zu investieren“, teilte das Unternehmen auf. Baubeginn ist für 2026 vorgesehen; die Inbetriebnahme ist etwa anderthalb Jahre später geplant. Die behördlichen Genehmigungen liegen bereits vor.
Der erzeugte Windstrom soll unmittelbar in der Reifenproduktion eingesetzt werden. Energie wird dort insbesondere für das Mischen der Kautschukrohstoffe sowie für das Extrusionsverfahren benötigt, bei dem Reifenbauteile geformt werden. Am Standort Korbach produziert Continental Pkw-, Motorrad-, Rennrad- und Industriereifen und beschäftigt rund 2.400 Mitarbeitende.
Continental prüfe auch an anderen Reifenstandorten weltweit den Einsatz eigener Wind- und Solarenergieanlagen. Bei der Auswahl spielen unter anderem das örtliche Wind- und Solarpotenzial, die regulatorischen Rahmenbedingungen, Möglichkeiten zur Energiespeicherung, die Einbindung in die bestehende Energieversorgung sowie die Wirtschaftlichkeit eine Rolle. Ergänzend will das Unternehmen weiterhin auf langfristige Stromlieferverträge setzen. (sag)
Enercon kombiniert Windkraft mit Batteriespeicher
Arbeiten zusammen (v.l.): Sabrina Raser, Andreas Düser (beide vom Planungsbüro Düser), Matthias Birle, Lisa Neumann und Andreas Henig (Enercon). Quelle: Enercon Global GmbH
WINDKRAFT ONSHORE. Der Windkrafthersteller Enercon bietet hybride Wind-Speicher-Projekte an. Nun hat er einen ersten Kunden gefunden.
Enercon hat seine ersten Wind-Speicher-Projekte in Deutschland auf den Weg gebracht. Mit der Planungsbüro Düser GmbH aus Ense (Nordrhein-Westfalen) hat das Unternehmen Verträge für zwei Projekte unterzeichnet, teilte der Windkrafthersteller aus Aurich (Niedersachsen) mit. Dabei werden Windenergieanlagen mit Batteriespeichern und einer intelligenten Steuerung kombiniert.
Beide Vorhaben sollen im ersten Quartal 2027 in Betrieb gehen, verfolgen jedoch unterschiedliche Konzepte. Im Windpark Möhnesee-Westrich entsteht eine windparkgekoppelte Speicherlösung mit einem Batteriespeicher von 5 MW Leistung und 10.000 kWh Kapazität. Der Speicher wird mit zwei Windenergieanlagen des Typs E-138 EP3 E3 kombiniert, deren Gesamtleistung 8,52 MW beträgt.
Das Projekt Soest-Meiningsen verbindet Wind- und Solarenergie an einem Standort. Dort ist ein Batteriespeicher mit 15 MW Leistung und 30.000 kWh Kapazität vorgesehen. Er wird mit einer bestehenden E-138 EP3 sowie einer für 2028 geplanten E-160 EP5 gekoppelt. Zusammen erreichen die Windenergieanlagen 9,82 MW.
Mit dem Angebot „Wind+ Storage“ reagiert Enercon auf die zunehmenden Herausforderungen durch schwankende Strompreise und negative Börsenpreise. Batteriespeicher sollen überschüssigen Windstrom aufnehmen, Abregelungen verringern und zusätzliche Erlöse durch Systemdienstleistungen oder eine optimierte Vermarktung ermöglichen.
Enercon ist bei beiden Vorhaben Generalunternehmer und verantwortet Planung, Beschaffung, technische Integration sowie die schlüsselfertige Inbetriebnahme der Windkraftanlagen und der Speichertechnik.
„Mit Windplus Storage schaffen wir für unsere Kunden neue Möglichkeiten, Windparkprojekte netz- und marktorientiert weiterzuentwickeln“, sagt Andreas Henig, Executive Vice President Business Unit Wind bei Enercon. Gerade hybride Projekte seien technisch, regulatorisch und wirtschaftlich anspruchsvoll.
Hybride Kraftwerke aus Windenergie und Speichern sind in Deutschland bislang noch die Ausnahme. Zu den bekanntesten Beispielen zählt das Verbundkraftwerk Uckermark von Enertrag in Brandenburg. Dort werden Windenergie, Photovoltaik, Batteriespeicher, Wasserstoff und Biogas in einem gemeinsamen Energiesystem kombiniert. Ein Batteriespeicher unterstützt die Netzstabilität, während überschüssiger Strom unter anderem zur Wasserstoffproduktion genutzt wird. (sag)
Neue Werkleiterin für Haslacher Stadtwerke
Quelle: Shutterstock / megaflopp
PERSONALIE. Bei den Stadtwerken Haslach gab es einen Wechsel in der kaufmännischen Leitung. Inga Rudolph-Wolter komplettierte zum 1. Juli das Führungsteam.
Inga Rudolph-Wolter hat zum 1. Juli die Position der kaufmännischen Werkleiterin übernommen. Das berichtete das Offenburger Tageblatt. Eine Anfrage der Redaktion beim Unternehmen blieb bislang allerdings unbestätigt. Rudolph-Wolter folgt auf Steffen Jannek, der das Unternehmen zum 30. Juni verlassen hatte.
Die 50-Jährige ist mit den Stadtwerken bereits vertraut. Von 2010 bis 2020 war sie dort als Bilanzbuchhalterin tätig und übernahm unter anderem Aufgaben in der Netzadministration. Anschließend arbeitete sie als Buchprüferin bei der Bundespolizei und dem DRK-Kreisverband Wolfach sowie als Verbandsprüferin bei der Diakonie Baden, berichtete die Zeitung. Wie bei E&M im April zu lesen, war die Stelle neu zu besetzen, nachdem Jannek seinen zum Jahresende 2022 angetretenen Posten zum 30. Juni gekündigt hatte. Die kaufmännische Werkleitung bildet gemeinsam mit dem technischen Werkleiter Ralf Rösch die Doppelspitze des kommunalen Eigenbetriebs.
Zu Rudolph-Wolters Aufgaben gehören die betriebswirtschaftliche und strategische Führung der Stadtwerke sowie die Verantwortung für Jahresabschlüsse und Wirtschaftspläne.
Die Stadtwerke sind ein kommunaler Eigenbetrieb der Stadt Haslach in Baden-Württemberg mit rund 30 Mitarbeitern. Sie versorgen die Region mit Strom, Trinkwasser und Fernwärme, betreiben das Strom- und Wassernetz sowie das Freibad der Stadt. (sag)
Wemag Netz mit neuer kaufmännischen Geschäftsführerin
Quelle: Shutterstock / Vadym Kovalenko
PERSONALIE. Mit Anne Reimuck hat Wemag Netz eine neue kaufmännische Geschäftsführerin. Das Unternehmen bündelt zugleich kaufmännische und netzwirtschaftliche Aufgaben.
Zum 1. Juli 2026 hat die Wemag Netz GmbH ihre Geschäftsführung neu aufgestellt, teilte das Unternehmen am 6. Juli mit. Anne Reimuck übernimmt die Position der kaufmännischen Geschäftsführerin von Janett Drewke, die ihre Funktion zum 30. Juni planmäßig abgegeben hat. Tim Stieger bleibt Geschäftsführer und verantwortet weiterhin das technische Ressort.
Reimuck wechselt aus der Geschäftsführung der Wemag Projektentwicklung GmbH in die Netzgesellschaft. Das Unternehmen setzt damit auf eine interne Nachfolge und führt den Wechsel ohne Unterbrechung der Geschäftsführung durch.
Mit der Neuaufstellung bündelt die Wemag Netz den kaufmännischen und den netzwirtschaftlichen Bereich im kaufmännischen Ressort. Reimuck übernimmt die Verantwortung für beide Bereiche. Das Unternehmen begründet diesen Schritt mit den steigenden Investitionen in die Stromnetzinfrastruktur, die in den kommenden Jahren anstehen.
Die neue Geschäftsführerin kennt die Unternehmensgruppe aus verschiedenen Funktionen. Nach einem dualen Studium der Betriebswirtschaft bei der Wemag absolvierte sie ein Studium der Kommunalwirtschaft. Anschließend leitete sie unter anderem das Unternehmenscontrolling der Wemag AG. Zuletzt verantwortete sie als Geschäftsführerin der Wemag Projektentwicklung GmbH das kaufmännische Ressort. (hr)
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| Anne Reimuck Quelle: Wemag Netze GmbH / Stephan Rudolph-Kramer |
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Zwischenfall im Persischen Golf treibt Gas und Öl
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Überwiegend fester haben sich die Energiepreise am Dienstag gezeigt. Ursache der Preissteigerungen waren iranische Angriffe auf Handelsschiffe in der Straße von Hormus. Offenbar will Iran den Preis in die Höhe treiben, den die USA für einen Ausstieg aus dem Krieg zahlen müssen.
Mit dem sich nähernden Ablauf der 60-tägigen Frist für eine Einigung, die im Rahmenabkommen zwischen den beiden Kontrahenten genannt wurde, dürften solche Zwischenfälle wieder wahrscheinlicher werden. Schließlich gilt es, dem Gegner nachdrücklich die eigene Stärke zu demonstrieren. Für die Energiemärkte bedeutet dies, dass diese für die nächste Zeit nicht von einer weitgehenden Beruhigung am Persischen Golf ausgehen dürfen. Die Risiken mit ihren Preiseffekten bleiben fürs Erste bestehen.
Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt. Die Preise reagierten damit auf die höheren Notierungen für Gas und auf die erwartete neue Hitzewelle. So sind bereits jetzt rund 5 Prozent der französischen Kernkraftwerkskapazitäten hitzebedingt nicht einsetzbar.
Der Day-ahead gewann um 26,25 Euro auf 99,25 Euro je Megawattstunde im Base und um 34,25 Euro auf 68,00 Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse wurde die Grundlast mit 98,96 Euro ermittelt, die Spitzenlast mit 67,72 Euro.
Händler führten die Aufschläge beim Day-ahead auf die geringere Erneuerbareneinspeiseleistung von 37,1 Gigawatt zurück, die am Mittwoch anfallen soll. Für den Berichtstag hatten die Meteorologen von Eurowind 46,5 Gigawatt prognostiziert. Für die Folgetage geht der Wetterdienst von einem weiteren Rückgang der Beiträge von Wind und Solar aus. Am Freitag soll sich deren Einspeiseleistung auf nur noch 22,7 Gigawatt beschränken.
Vom Wochenende an rechnen die Meteorologen auch in Deutschland mit spürbar höheren Temperaturen, der Schwerpunkt der Hitzewelle dürfte sich jedoch über Spanien und Frankreich ausbilden, wo Temperaturen deutlich oberhalb von 40 Grad zu erwarten sind. Doch auch in Deutschland ist mit nur wenig Wind und kaum mit Regen zu rechnen, was die Preise für fossile Energieträger wie Kohle und Gas unterstützen dürfte.
Das Strom-Frontjahr gewann 0,93 Euro auf 94,70 Euro.
CO2: Leichter haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 26 sank bis gegen 14.19 Uhr um 1,39 Euro auf 80,40 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 81,88 Euro, das Tief bei 80,17 Euro. Händler machten Gewinnmitnahmen für die Abgaben verantwortlich. Wie so oft habe sich CO2 in die Gegenrichtung zu Gas und Öl bewegt.
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Dienstag fest gezeigt. Der Frontmonat August am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.01 Uhr um 1,555 Euro auf 45,790 Euro je Megawattstunde. Der Day-ahead am deutschen THE notierte mit einem Aufschlag von 1,620 Euro auf 46,100 Euro je Megawattstunde.
Der Grund für die Aufschläge ist der Angriff auf einen katarischen LNG-Tanker, der beim Verlassen der Straße von Hormus unter Feuer geriet. Zuvor hatte das Nachrichtenportal Axios berichtet, dass zwei Handelsschiffe von iranischen Raketen getroffen worden seien, wobei beide erhebliche Schäden erlitten hätten. Damit zeige sich erneut, dass eine sichere Durchfahrt durch die Straße von Hormus noch nicht gewährleistet werden kann und weitere Gespräche zwischen den USA und dem Iran notwendig sind, so die Analysten der Commerzbank.
Doch soll erst nach dem 9. Juli ein Termin für die nächsten indirekten Gespräche angesetzt werden, wenn die Trauerfeier für den Obersten Führer Ajatollah Ali Chamenei beendet ist, der am ersten Tag des Krieges Ende Februar getötet wurde. Zumindest am Gasmarkt, wohl auch aufgrund vergleichsweise gering gefüllter Gasspeicher in Europa, hält daher die Nervosität an. (cdg)
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