Kern der Reform ist die Streichung des Paragraf 71 GEG mit der sogenannten 65-Prozent-Regel. Diese hatte vorgesehen, dass neu eingebaute Heizungen zu mindestens 65 Prozent mit erneuerbaren Energien betrieben werden müssen. Nach Angaben der Bundesregierung soll künftig wieder Technologieoffenheit gelten. Eigentümer sollen selbst entscheiden können, welche Heiztechnik sie einsetzen.

Neue fossile Heizungen gestattet

Das Gesetz erlaubt weiterhin den Einbau neuer Gas- und Ölheizungen. Voraussetzung ist, dass diese schrittweise einen steigenden Anteil klimaneutraler Brennstoffe nutzen. Die sogenannte Bio-Treppe sieht ab 2029 zunächst einen Anteil von zehn Prozent vor. Dieser steigt bis 2040 auf 60 Prozent. Zudem soll die Bundesregierung bis Anfang Dezember ein Gesetz vorlegen, das sicherstellt, dass Heizbrennstoffe ab 2045 vollständig klimaneutral sind.

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) hatte die Reform im Bundestag mit dem Ziel begründet, bisherige „Heizungszwänge“ durch Technologieoffenheit zu ersetzen. Die SPD verteidigte den Kompromiss innerhalb der Koalition.

Der stellvertretende Vorsitzende der SPD-Bundestagsfraktion, Armand Zorn, erklärte: „Das Gesetz verbessert den Mieterschutz und schafft Planungssicherheit für die Wärmewende.“ Die Modernisierungsumlage beim Heizungstausch bliebe auf 50 Cent je Quadratmeter begrenzt. Außerdem sollen Vermieter beim Einbau fossiler Heizungen künftig die Hälfte der Kosten für CO2-Preis, Netzentgelten und Mehrkosten für den Anteil klimaneutraler Brennstoffe tragen.

Umweltverbände protestieren

Kritik kommt unter anderem vom Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland (BUND), der erhebliche Rückschritte beim Klimaschutz sieht. Abteilungsleiterin Tina Löffelsend kritisierte, dass der Einbau neuer Öl- und Gasheizungen weiterhin möglich bleibe und gleichzeitig die Förderung für Wärmepumpen sinke. Dadurch entferne sich Deutschland von seinen Klimazielen.

Das Umweltinstitut München rechnet mit steigenden Kosten für Haushalte. Geschäftsführer Fabian Holzheid verwies auf steigende Gasnetzentgelte und erwartete Preissteigerungen bei klimaneutralen Brennstoffen. Mehrere Umweltverbände halten das Gesetz für verfassungsrechtlich angreifbar und kündigen Klagen an. Sie argumentieren, dass die Änderungen die Klimaschutzziele im Gebäudesektor gefährden könnten.

Industrie hofft auf Modernisierungsschub

Für den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sagte Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae: „Entscheidend ist, die gesetzlichen Grundlagen für die Wärmewende jetzt zügig zu vervollständigen und einen konsistenten, investitionssicheren Transformationsrahmen zu schaffen“. Das GModG müsse eng mit der kommunalen Wärmeplanung und der Gasnetztransformation verzahnt werden. 

Der Biogasrat begrüßte die Einführung der Bio-Treppe. Geschäftsführerin Janet Hochi sieht darin mehr Planungssicherheit und langfristige Perspektiven für den Einsatz von Biomethan. Der Verband fordert nun eine schnelle gesetzliche Ausgestaltung der vorgesehenen Grüngasquote sowie verlässliche Rahmenbedingungen für Biomethananlagen.

Auch der Zentralverband Elektrotechnik- und Elektronikindustrie (ZVEI) bewertet das Gesetz differenziert. Geschäftsführer Wolfgang Weber sieht zwar positive Impulse für moderne Gebäudetechnik, kritisiert jedoch, dass wichtige Potenziale bei Digitalisierung und Energieeffizienz ungenutzt blieben. Zudem führe die Einführung zusätzlicher Grüngasquoten nach Einschätzung des Verbands zu neuer Komplexität.

Förderung über Nacht gestoppt

Parallel zur Gesetzesreform ändern sich die Förderbedingungen für klimafreundliche Heizungen nach der Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG). Über Nacht stoppte das Bundeswirtschaftsministerium das Antragsportal. Es soll erst ab dem 21. Juli wieder öffnen, mit den am 9. Juli beschlossenen geringeren Fördersätzen. 

Bisher war beim Umstieg auf eine klimafreundliche Heizung eine
staatliche Förderung bis zu 70 Prozent möglich. Damit soll es schrittweise bis 2030 um mehrere Tausend Euro abwärtsgehen, gestaffelt nach Haushaltseinkommen.

Die Handwerkskammer Hamburg kritisierte die kurzfristigen Änderungen als Belastung für Verbraucher und Handwerksbetriebe. „Hier wird wiederholt das Vertrauen von Verbraucherinnen und Verbrauchern sowie von Betrieben verspielt, die auf Basis der bisher geltenden Förderkonditionen geplant haben und investieren wollen“, sagte der frühere CDU-Bürgerschaftsabgeordnete Stemmann. (sh)

Nach Angaben von Peter Matuschek, Geschäftsführer des Meinungsforschungsinstituts Forsa, nehmen Vorbehalte gegenüber Wärmepumpen, insbesondere im Gebäudebestand weiter ab. Hausbesitzer betrachteten die Technologie zunehmend als geeignete Lösung für den Heizungstausch. Befragt wurden 801 Hausbesitzer, die einen Heizungstausch vorgenommen und eine Wärmepumpe installiert haben, zwischen dem 25. Mai bis 11. Juni 2026.

Sabel kritisierte speziell, dass nach dem GModG künftig ab 2029 lediglich 10 Prozent erneuerbare Energien im Heizsystem vorgeschrieben sind. Das Klimaschutzziel werde laut BWP nicht einmal bis 2040 erreicht. Zudem stelle sich die Frage nach der Rechtssicherheit der geplanten Regelungen, weil Klagen bereits angekündigt sind.

Biotreppe bleibt erhalten

Positiv bewertet der Verband dagegen, dass die bereits seit 2024 geltende sogenannte Biotreppe für neue Gas- und Ölheizungen bestehen bleibt. Danach müssen diese Heizungen schrittweise steigende Anteile klimaneutraler Brennstoffe nutzen.

Der Gesetzgeber habe zudem vorgesehen, eine Grüngas- beziehungsweise Grünölquote einzuführen. Nach den Plänen sollen Brennstoffe ab 2045 vollständig klimaneutral in Verkehr gebracht werden. Sabel bezweifelte jedoch, dass ausreichend klimaneutrale Brennstoffe verfügbar sein werden. Dadurch drohten steigende Kosten für Hauseigentümer.
 
Kritisch sieht der BWP außerdem, dass keine verpflichtende Beratung vor dem Einbau neuer Gas- oder Ölheizungen vorgesehen ist. Angesichts der gleichzeitig sinkenden Fördermittel könne dies zu einer verstärkten Nachfrage nach fossilen Heizsystemen führen. Ebenfalls lehnt der Verband die vorgesehene Anerkennung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen als Erfüllungsoption ab. Dies stehe im Widerspruch zu den Dekarbonisierungszielen im Wärmesektor.

Gut seien die unveränderten Auslegungsregeln für Wärmepumpen in Hybridheizungen. Hier bleibe es bei der etablierten Vorgabe, dass Wärmepumpen mindestens 30 Prozent der Heizlast übernehmen müssen.

Vertrauen in Förderung enttäuscht

Auch die Änderungen bei der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) bewertet der Verband überwiegend kritisch. Die Reform soll bereits am 21. Juli in Kraft treten. Förderanträge nach den bisherigen Konditionen können nur noch bis zum 20. Juli gestellt werden, sofern bereits eine Handwerkerbestätigung vorliegt. Laut BWP erschwere dieser kurzfristige Übergang die Planung für Handwerksbetriebe und Verbraucher.

Hinzu kommen geringere Förderbeträge. Die maximal förderfähigen Investitionskosten sinken einmalig von 30.000 auf 28.000 Euro und anschließend alle sechs Monate um weitere 750 Euro. Der bisherige Effizienzbonus für Wärmepumpen mit natürlichen Kältemitteln oder Erdwärmenutzung entfällt vollständig. 

Weitere Änderungen betreffen die Förderung beim Wechsel von Fernwärme auf Einzelheizungen. Diese soll künftig entfallen. Außerdem wird die Förderung für den Ersatz bestehender Heizungen auf Basis erneuerbarer Energien ab dem ersten Quartal 2027 eingeschränkt.

Klimaschutz geschwächt

In seiner Gesamtbewertung kommt der BWP zu dem Schluss, dass sowohl das Gebäudemodernisierungsgesetz als auch die gekürzte Heizungsförderung die Lenkungswirkung der bisherigen Klimapolitik schwächen. Gleichzeitig wachse der Informations- und Beratungsbedarf bei Hauseigentümern zu gesetzlichen Vorgaben, Wirtschaftlichkeit und Fördermöglichkeiten von Wärmepumpen.

Als entscheidend für die weitere Marktentwicklung bezeichnete Sabel zudem die Stromkosten. Da der CO2-Preis nach Einschätzung des Verbandes seine Lenkungswirkung verliere, müsse die Bundesregierung den Strompreis deutlich senken. Der Koalitionsvertrag sehe hierfür eine Entlastung um 5 Cent je kWh durch geringere Stromsteuer, reduzierte Netzentgelte sowie niedrigere Umlagen vor.

Mit Blick auf Europa erwartet der Verband dagegen Rückenwind für die Elektrifizierung. Laut BWP will die Europäische Kommission in der kommenden Woche ihren Electrification Action Plan vorstellen. Nach den bislang bekannten Inhalten sollen Wärmepumpen als Schlüsseltechnologie ein eigenes Ausbauziel erhalten. Vorgesehen sei eine Verdopplung der Installationsrate bis 2030. (sh)

Nach ihrer Einschätzung fehlt es Deutschland nicht an wissenschaftlicher Kompetenz oder innovativen Unternehmen. Das eigentliche Problem beginne beim Übergang in die industrielle Fertigung. Strukturelle Standortnachteile, unzureichende Bedingungen für die Skalierung und eine aus Sicht der Organisationen zu wenig ambitionierte Industriepolitik verhinderten, dass neue Batterietechnologien in Deutschland im großen Maßstab produziert werden. Dadurch scheiterten innovative Unternehmen immer wieder am Markteintritt.

Abhängigkeit von außereuropäischen Anbietern

Die vier Verbände sehen darin ein wirtschaftliches Risiko. Sie warnen davor, dass Deutschland ohne eine wettbewerbsfähige Massenproduktion seine technologische Souveränität verlieren könnte. Know-how und Patente könnten ins Ausland abwandern, während die Abhängigkeit von außereuropäischen Herstellern weiter wachse. Gerade da Batterien als Schlüsseltechnologie für zahlreiche Industrien gelten, hätte dies weitreichende Folgen.

Nach Angaben der Verbände würden Batterien in unterschiedlichsten Bereichen benötigt − unter anderem für die Energieversorgung, Rechenzentren, Kommunikationstechnik, Bahntechnik, Robotik sowie Drohnen und Raumfahrt. Die Verbände verweisen darauf, dass die Bundesregierung Batterien bereits in ihren Strategiepapieren „Hightech Agenda Deutschland“ und „Programm für Aufschwung und Beschäftigung“ als Schlüsseltechnologie eingestuft habe.

Nun müsse diese Einordnung nach ihrer Auffassung durch konkrete industriepolitische Maßnahmen ergänzt werden. Ziel müsse sein, den Aufbau eines europäischen Batterieökosystems zu beschleunigen und Unternehmen bessere Voraussetzungen für Investitionen und die industrielle Skalierung zu schaffen.

Das Statement „Batteriebranche warnt: Fehlende Massenproduktion zementiert Abhängigkeit bei sicherheitskritischer Infrastruktur und gefährdet Verteidigungsfähigkeit Deutschlands“ von KLiB, VCI, VDMA und ZVEI findet sich auf der Internetseite des ZVEI. (ds)

Martin Bornholdt vom Beratungsunternehmen Kelvin Green in Hamburg verwies auf Chancen für Biogas im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung. Vor allem kleinere Städte mit unter 100.000 Einwohnern, die ihre Wärmeplanung erst bis Juni 2028 abschließen müssen, könnten Biogas stärker einbinden. In Baden-Württemberg lägen aufgrund landesrechtlicher Vorgaben bereits detaillierte Planungen vor.

Bornholdt empfahl, Wärmenetze mit Speichern zu kombinieren und Biogas über langfristige Lieferverträge zur Dekarbonisierung einzusetzen. Das könne für Anlagenbetreiber wirtschaftlich attraktiver sein als die Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz mit unsicheren Absatzmöglichkeiten. Gleichzeitig betonte er, dass Biogas nur eine von mehreren Optionen für klimaneutrale Wärmeversorgung sei.

Anlagen flexibilisieren

Uwe Welteke-Fabricius vom Netzwerk Flexperten sieht zudem eine enge Verbindung zwischen der kommunalen Wärmeplanung und der Flexibilisierung bestehender Biogasanlagen. Nach seiner Darstellung könnten Anlagen mit großen Gas- oder Wärmespeichern sowohl Stromüberschüsse als auch Stromengpässe ausgleichen und damit die Stromnetze entlasten. Laut dem Netzwerk besteht ein Potenzial von rund 6.000 Speicherkraftwerken und 8.000 Wärmenetzen im ländlichen Raum.

Kritisch bewertete das Netzwerk den Entwurf des FlexBG. Zwar begrüßten die beteiligten Unternehmen das Ziel, den Bau neuer flexibler Kraftwerke zu beschleunigen und damit Kohlekraftwerke schneller ersetzen zu können. Nach ihrer Auffassung konzentriert sich der Gesetzentwurf jedoch ausschließlich auf neue Kraftwerke nach dem Stromversorgungssicherheits- und Kapazitätsgesetz (StromVKG), Pumpspeicherwerke und bestimmte Offshore-Infrastrukturen.

Bestehende Biogas- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, deren Flexibilisierung ebenfalls zur Versorgungssicherheit beitragen könne, würden dagegen nicht berücksichtigt. Nach Ansicht des Netzwerks erschweren lange Genehmigungsverfahren und bürokratische Anforderungen weiterhin den Ausbau dieser Anlagen.

Wenig Platz für Biomasse im Gebäudebereich

Auch das Gebäudemodernisierungsgesetz bewerteten die Referenten nur teilweise positiv. Justus Dünkelmann vom Fachverband Biogas (FVB) erklärte, dass Biomethan nach der jüngsten Einigung voraussichtlich kein bedeutender zusätzlicher Absatzmarkt entstehe, weil die sogenannte Bio-Treppe zahlreiche alternative Erfüllungsoptionen zulasse.

Positiv seien dagegen die geplante Einführung einer Grüngasquote bis 2045 sowie die Anhebung des Maisdeckels auf 50 %. Kritisch sieht der Verband unter anderem, dass für neue Gas- und Ölheizungen weiterhin keine ausreichenden jährlichen Quoten vorgesehen seien und zusätzliche fossile Heizungen installiert werden könnten.
 
Nach der politischen Einigung soll die Bundesregierung bis Dezember 2026 einen Gesetzentwurf für eine Grüngas- und Grünölquote vorlegen. Demnach sollen Inverkehrbringer von Gas und Öl ab 2028 schrittweise Mindestanteile erneuerbarer Gase beziehungsweise Öle nachweisen. Nach Einschätzung des Fachverbands Biogas könnte dies im Jahr 2028 eine zusätzliche Biomethannachfrage von rund 1,8 Milliarden kWh auslösen.

Gleichzeitig verwies der Verband darauf, dass sich neue Biogasleitungen derzeit kaum wirtschaftlich errichten ließen, weil ihr regulatorischer Bestandsschutz lediglich zehn Jahre betrage, Biogasanlagen jedoch deutlich längere Amortisationszeiten hätten.

StromVKG favorisiert teures Erdgas

Deutliche Kritik äußerte Welteke-Fabricius außerdem an der geplanten Förderung neuer Gaskraftwerke über das StromVKG. Nach seinen Angaben könnten für 10.000 MW neuer Gaskraftwerke Förderkosten von bis zu 36 Milliarden Euro über 15 Jahre entstehen. Diese Ausgaben müssten über eine Umlage auf den Strompreis finanziert werden.

Stattdessen plädierte er dafür, bestehende Biogasanlagen stärker zu flexibilisieren. Nach Angaben des Netzwerks könnten dadurch bis 2030 mehr als 12.000 MW steuerbare Leistung bereitgestellt werden. Dies sei schneller umsetzbar als der Neubau von Gaskraftwerken. (sh)

In den Geschäftsprozessen zur Kundenbelieferung mit Elektrizität (GPKE) festgelegt, dass jede Einspeise- oder Entnahmestelle einem Bilanzkreis zuzuordnen ist. Dies gewährleiste Transparenz, kaufmännische Verantwortlichkeiten sowie die Systemsicherheit. Zudem verweist die Bundesnetzagentur etwa auf den Entwurf zur EEG-Novelle vom vergangenen Herbst und auf europäische Vorgaben, wonach auch beim Energy Sharing die Bilanzierung der Strommengen sichergestellt werden müsse und Kunden für von ihnen verursachte Bilanzkreisabweichungen finanziell verantwortlich seien.

Als praktikablen Weg nennt die Behörde das bereits bekannte sogenannte Dienstleistungsmodell. Dies habe auch der BDEW bereits als Umsetzungsmöglichkeit bezeichnet. Dabei übernimmt ein Lieferant beziehungsweise Direktvermarkter die Abwicklung des Energy Sharing einschließlich Bilanzierung, Reststrombelieferung und Vermarktung überschüssiger Strommengen. Nach Einschätzung der Bundesnetzagentur können damit auch komplexere Konstellationen mit mehreren Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen umgesetzt werden, ohne das bestehende Bilanzierungssystem zu verändern.

Lieferanten nicht verpflichtet, das Modell anzubieten

Lieferanten seien allerdings nicht verpflichtet, ein solches Angebot bereitzustellen. Biete der bisherige Versorger diese Dienstleistung nicht an, müsse ein entsprechender Vertrag mit einem anderen Anbieter geschlossen werden. Eine Abwicklung über den Netzbetreiber würde erhebliche zusätzliche Komplexität und zusätzlichen IT-Aufwand verursachen.

Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) begrüßte die Hinweise grundsätzlich. Sie könnten nach Einschätzung des Verbands zu mehr Rechtssicherheit beitragen, nachdem bislang erhebliche Unsicherheiten bestanden hätten. Besonders positiv bewertet der VKU die Klarstellung, dass mit dem Dienstleistungsmodell eine Möglichkeit für Energy Sharing bestehe und Netzbetreiber deshalb keine zusätzlichen Sonderlösungen entwickeln müssten. Denn der Sharing-Lieferant beauftrage seinen Direktvermarkter als Sharing-Dienstleister, der sich um Bilanzierung, Vermarktung überschüssiger Strommengen sowie die Reststromversorgung kümmere.

Kritisch äußerte sich dagegen das Bündnis Bürgerenergie. Es wirft der Bundesnetzagentur vor, den gesetzlichen Anspruch auf Energy Sharing praktisch auszubremsen. Statt die Verteilnetzbetreiber zur Umsetzung der gesetzlichen Vorgaben anzuhalten, entlaste die Behörde diese faktisch von weiteren Verpflichtungen.

Das von der Bundesnetzagentur favorisierte Dienstleistungsmodell reduziere das ursprünglich angestrebte Beteiligungsrecht auf ein klassisches Liefermodell, sagt Harald Uphoff, Vorstand Politik und Kommunikation beim Bündnis Bürgerenergie. Ein solches Modell habe grundsätzlich bereits zuvor bestanden und ermögliche keine gemeinschaftliche Nutzung von Strom im Sinne lokaler Bürgerenergieprojekte, Quartierslösungen oder Bürgerwindparks.

„Die BNetzA verschiebt die Debatte von der Umsetzung eines gesetzlichen Beteiligungsrechts hin zu einer technischen Zumutbarkeitsfrage für Netzbetreiber“, so Uphoff. Eine Aufsichtsbehörde dürfe sich nicht darauf beschränken, den Umsetzungsaufwand zu beschreiben. Sie müsse geltendes Recht praktisch nutzbar machen. Das Bündnis kündigte an, die Mitteilung eingehend zu prüfen und anschließend über weitere Schritte zu beraten.

Mit ähnlicher Begründung kritisiert auch der Bund der Energieverbraucher die derzeitige Ausgestaltung des Energy Sharing. Der Verband verweist darauf, dass die gesetzliche Lösung durch die Pflicht zum Einsatz intelligenter Messsysteme, die räumliche Begrenzung auf einzelne Bilanzierungsgebiete sowie einen hohen administrativen Aufwand bislang nur eingeschränkt praxistauglich sei.

Als alternative Marktlösung verweist der Verband auf sogenannte Energy Communities, bei denen ein gemeinsamer Stromlieferant die Abwicklung übernimmt. Dabei handele es sich allerdings nicht um Energy Sharing im rechtlichen Sinne des neuen Paragrafen 42c EnWG, sondern um einen regulären Lieferantenwechsel mit einem abweichenden Abrechnungsmodell.

Zum Vergleich: Deutschland weist zwar deutlich höhere absolute Zulassungszahlen auf, Österreich liegt beim Markthochlauf jedoch auf einem ähnlichen Niveau. In Deutschland wurden im ersten Halbjahr mehr als 368.000 Elektroautos neu zugelassen. Der Anteil an allen Pkw-Neuzulassungen betrug 24,9 Prozent.

Auch insgesamt gewinnen alternative Antriebe weiter an Bedeutung. Im ersten Halbjahr entfielen 107.836 der insgesamt 164.529 neu zugelassenen Pkw auf Fahrzeuge mit alternativem Antrieb. Das entspricht einem Anteil von 65,5 Prozent. Neben Elektroautos verzeichneten vor allem Benzin-Hybride ein kräftiges Wachstum. Deren Neuzulassungen stiegen um 33,5 Prozent auf 60.910 Fahrzeuge.

„Zwei Drittel der im ersten Halbjahr neu zugelassenen Autos hatten einen alternativen Antrieb“, sagte Manuela Lenk, fachstatistische Generaldirektorin der Statistik Austria. Im Juni allein wurden 8.993 Elektroautos neu zugelassen. Das waren 44,1 Prozent mehr als ein Jahr zuvor. Gleichzeitig erreichten alternative Antriebe einen Marktanteil von 68,6 Prozent.

Bei den Elektroautos führte Tesla mit einem Marktanteil von 10,6 Prozent das Markenranking an, knapp vor Skoda mit 10,5 Prozent, BMW mit 9,9 Prozent und BYD mit 9,8 Prozent. Besonders stark wuchsen unter den zehn größten Elektroauto-Marken Kia, Skoda und Mercedes.

Insgesamt entwickelte sich der österreichische Fahrzeugmarkt deutlich positiv. Von Januar bis Juni wurden 223.734 Kraftfahrzeuge neu zugelassen. Das waren 15,7 Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum. Die Pkw-Neuzulassungen stiegen um 15,0 Prozent auf 164.529 Fahrzeuge. (sag)

Den größten Anteil stellt weiterhin die Windenergie an Land mit 53.417 MW, was einem Plus von 252 MW gegenüber dem Vormonat entspricht. Die installierte Leistung der Offshore-Windparks sank dagegen um 115 MW auf 5.545 MW. Deutlich zugelegt hat erneut die Solarenergie: Sie kommt inzwischen auf 36.975 MW und damit auf ein Plus von 443 MW. Die Biomasse verringerte sich leicht um rund 23 MW auf 6.896 MW.

Auch in der sonstigen Direktvermarktung setzte sich das Wachstum fort. Nach den aktuellen Zahlen von 50 Hertz, Amprion, Tennet und Transnet BW summiert sich die angemeldete Leistung auf 32.939 MW. Gegenüber Juni entspricht das einem Zuwachs von rund 104 MW.

Bei den einzelnen Energieträgern zeigt sich ein gemischtes Bild. Offshore-Wind legte mit einem Plus von 190 MW auf 5.588 MW am stärksten zu. Die Solarenergie wuchs um 33 MW auf 11.224 MW. Dagegen verringerte sich die Leistung der Windenergie an Land um 108 MW auf 14.052 MW. Die Biomasse sank um gut 8 MW auf 1.135 MW.

Nur geringe Veränderungen gab es bei den übrigen Energieträgern. In der geförderten Direktvermarktung stieg die registrierte Leistung der Wasserkraft von 883 MW auf 887 MW, während die Leistung aus Deponie-, Klär- und Grubengas mit 42 MW unverändert blieb. In der sonstigen Direktvermarktung ging die Wasserkraft leicht von 743 MW auf 739 MW zurück. Die Leistung aus Deponie-, Klär- und Grubengas erhöhte sich geringfügig auf 200 MW. (sag)

Der Statistical Review of World Energy zufolge hat sich deren Kapazität in den letzten Jahren stark erhöht. Konnten 2020 weltweit rund 19 Gigawatt gespeichert werden, waren es zuletzt über 300 Gigawatt − allein 2025 belief sich der Zubau auf annährend 120 Gigawatt. Fast die Hälfte der gesamten Batteriespeicherkapazität entfällt auf China. Dahinter folgen mit weitem Abstand die USA. Deutschland liegt in diesem Ranking mit 17,5 Gigawatt auf dem dritten Platz.

Im Rahmen von Giga-M startet im Großraum München die nach Angaben der Projektpartner bislang umfassendste seismische Untersuchung zur Erkundung von Geothermiepotenzialen in Deutschland. Giga-M steht dabei für das Bezeichnungsungetüm: Großräumige Integrierte Gesamt-Analyse des tiefengeothermischen Potenzials und seiner synergetischen Nutzung im Großraum München.

Nach Angaben der Stadtwerke München (SWM) sollen mehrere Informationsveranstaltungen die betroffenen Kommunen sowie Bürgerinnen und Bürger auf die in den kommenden Wochen beginnenden Messungen vorbereiten und über deren Ablauf und Auswirkungen informieren.

Ziel ist es, ein durchgängiges dreidimensionales Modell des tiefen Untergrunds zu erstellen. Die Daten sollen die Planung neuer Geothermieprojekte verbessern und allen interessierten Akteuren nach Abschluss des Forschungsvorhabens kostenlos zur Verfügung gestellt werden. Der Großraum München liegt über dem Süddeutschen Molassebecken, das zu den geologisch günstigsten Regionen Europas für die Nutzung der Tiefengeothermie zählt.
 
Die Messkampagne erstreckt sich über rund 1.110 Quadratkilometer und mehr als 60 Kommunen. Sie beginnt Ende August im südlichen Landkreis München und wird anschließend schrittweise auf weitere Teile im Umland von München sowie auf das Stadtgebiet der Landeshauptstadt ausgeweitet. Die Arbeiten sollen bis November abgeschlossen sein. Mehrere Messteams werden parallel im Einsatz sein.

Zum Einsatz kommen sogenannte Vibrotrucks. Die Spezialfahrzeuge erzeugen kontrollierte Schwingungen, die in den Untergrund eingeleitet werden. Tausende Geophone erfassen die reflektierten Signale aus mehreren Kilometern Tiefe. Aus den Messdaten entsteht ein hochauflösendes 3D-Modell, das geologische Strukturen und wasserführende Gesteinsschichten deutlich präziser abbilden soll als bisher verfügbare Datensätze. Die Projektpartner erwarten dadurch eine verlässlichere Auswahl künftiger Bohrstandorte und geringere Erkundungsrisiken.

Karin Thelen, Geschäftsführerin Regionale Energiewende der Stadtwerke: „Mit unserer langjährigen Erfahrung in Entwicklung und Betrieb von Geothermieanlagen und dem regionalen Schulterschluss im Projekt Giga-M schaffen wir die Voraussetzungen, um neue Geothermieprojekte gezielter zu planen und die sichere, lokale und klimafreundliche Wärmeversorgung im Großraum München weiter auszubauen.“ 

Koordiniert wird Giga-M von der Technischen Universität München. Zu den Projektpartnern gehören neben den SWM unter anderem die Energie-Wende-Garching, die Energieagentur Ebersberg-München, die Landeshauptstadt München sowie der Landkreis München. (sag)

Für Eni ist das Investment weit mehr als eine Finanzbeteiligung. Der Konzern baut derzeit gemeinsam mit Seri Industrial in Süditalien eine Fertigung für Lithium-Eisenphosphat-Batterien (LFP) auf. Geplant ist eine jährliche Produktionskapazität von mehr als 8 Millionen kWh. Nach Unternehmensangaben soll damit ein Marktanteil von mehr als zehn Prozent am europäischen Markt für stationäre Batteriespeicher erreicht werden. Mit der Beteiligung sichert sich Eni einen Teil der benötigten Rohstoffversorgung und verringert die Abhängigkeit von externen Lieferanten.

Hintergrund Eni

Der Konzern ist in zahlreichen Bereichen der Energiewirtschaft tätig. Eni fördert Öl und Erdgas, betreibt Kraftwerke und ist über die Tochtergesellschaften Enilive und Plenitude in den Bereichen Biokraftstoffe, erneuerbare Energien und Elektromobilität aktiv. Im Jahr 2025 erzielte das Unternehmen einen Umsatz von 82,2 Milliarden Euro und beschäftigte 32.349 Mitarbeiter. In Deutschland ist Eni an Raffinerien beteiligt, betreibt über die Marken Agip und Eni rund 500 Tankstellen, verkauft Kraft- und Brennstoffe und ist über Plenitude im Ladegeschäft vertreten.

Der Kauf mag auf den ersten Blick ungewöhnlich erscheinen, ist strategisch jedoch nachvollziehbar. Energieunternehmen investieren nicht mehr nur in Windparks, Solaranlagen oder Batteriespeicher, sondern zunehmend auch in die vorgelagerten Lieferketten. Der Zugang zu kritischen Rohstoffen wie Lithium, Graphit oder Nickel entwickelt sich zu einem wichtigen Wettbewerbsfaktor. Bereits im Mai hatte Eni 70 Millionen US-Dollar in den kanadischen Graphitentwickler Nouveau Monde Graphite investiert.

Lithium ist ein unverzichtbarer Bestandteil der heute dominierenden Lithium-Ionen-Batterien. Mit dem Ausbau stationärer Batteriespeicher wächst auch die Bedeutung einer sicheren Versorgung mit Batterierohstoffen. Deutschland verfügt ebenfalls über Lithiumvorkommen und bemüht sich um eine eigene Produktion.

Im Mittelpunkt steht das Projekt von Vulcan Energy im Oberrheingraben (E&M berichtete). Dort soll Lithium aus geothermischer Sole gewonnen und gleichzeitig erneuerbare Wärme bereitgestellt werden. Bund und Länder unterstützen den Aufbau der industriellen Produktion mit Fördermitteln, um die Abhängigkeit von Importen zu verringern und europäische Lieferketten zu stärken. (sag)

„Unser Wärmespeicher macht die Ruhrfernwärme flexibler, sicherer und nachhaltiger. Mit dieser großen Thermoskanne können wir klimafreundliche Wärme zeitlich entkoppelt nutzen“, erklärte Gundolf Schweppe, Vorstandsvorsitzender der Steag Iqony Group, bei der offiziellen Inbetriebnahme. Die Wärme werde verstärkt bei ihrer Entstehung aufgenommen und bei höherem Bedarf oder knapper Erzeugung wieder bereitgestellt.

Der Wärmespeicher steht in unmittelbarer Nachbarschaft zum Heizwerk Gelsenkirchen-Schalke. So kann die im Heizwerk erzeugte Wärme ohne lange Transportwege gespeichert und später bedarfsgerecht genutzt werden. Steag Iqony investierte rund 30 Millionen Euro in den Speicher. Das Land Nordrhein-Westfalen unterstützt das Projekt über das Förderprogramm „progres.nrw“ mit rund 7,1 Millionen Euro.

So funktioniert der Wärmespeicher

Der Wärmespeicher funktioniert nach dem Prinzip einer überdimensionalen Thermoskanne. Der 57 Meter hohe und 28 Meter breite Behälter fasst 31 Millionen Liter Wasser. Der Speicher kann große Wärmemengen zwischenspeichern und bei Bedarf mit einer Wärmeleistung von bis zu 60 MW wieder an das Fernwärmenetz abgeben.

Der Speicher bleibt dauerhaft vollständig mit Wasser gefüllt. Im oberen Bereich befindet sich rund 90 Grad warmes Wasser, das den erforderlichen Druck erzeugt. Dadurch lässt sich das Wasser im darunterliegenden Nutzbereich auf bis zu 115 Grad erhitzen, ohne dass es verdampft. Beim Beladen wird kühleres Wasser aus dem unteren Bereich entnommen, über Wärmetauscher erhitzt und anschließend wieder oben eingespeist.

Wird Wärme benötigt, strömt das heiße Wasser in das Fernwärmenetz, während das aus den angeschlossenen Gebäuden zurückkehrende kühlere Wasser unten in den Speicher nachfließt. So kann Wärme gespeichert werden, wenn sie klimafreundlich oder besonders wirtschaftlich erzeugt wird, und zu einem späteren Zeitpunkt genutzt werden.
 
Land und Stadt sehen Beitrag zur Wärmewende

Die nordrhein-westfälische Wirtschaftsministerin Mona Neubaur (Grüne) bezeichnete den Gelsenkirchener Speicher als Beispiel dafür, wie Fernwärme in Ballungsräumen zukunftsfähig werden könne. Das Land fördere solche Anlagen gezielt, da sie Wärme dann bereitstellen könnten, wenn sie tatsächlich benötigt werde.

Auch Gelsenkirchens Oberbürgermeisterin Andrea Henze (SPD) sieht in dem Projekt einen wichtigen Baustein der Kommunalen Wärmeplanung. Der neue Speicher könne das örtliche Fernwärmenetz potenziell bis zu zwei Tage lang mit Wärme versorgen. Zudem erhöhe er die Versorgungssicherheit und die Flexibilität der Fernwärmeversorgung. Zugleich leiste die Anlage einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung in der Stadt. (ds)

Die Stadtwerke haben nach eigenen Angaben zum 1. Juli sämtliche 26 Ladepunkte an den Partner übertragen. Bereits seit Jahresbeginn sind sie Gesellschafter des Infrastrukturbetreibers für E-Mobilität. Für die Kunden andert sich dadurch nichts: Die Stadtwerke liefern weiterhin den Strom für die Ladepunkte, während „Regioladen plus“ Eigentum, Betrieb und Weiterentwicklung der Infrastruktur übernimmt.

Hintergrund ist eine Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), wonach Betreiber von Stromverteilnetzen öffentliche Ladepunkte künftig grundsätzlich weder besitzen noch entwickeln, verwalten oder betreiben dürfen. Ziel der Regelung ist es, den Wettbewerb beim Aufbau und Betrieb öffentlicher Ladeinfrastruktur zu stärken und eine Bevorzugung der eigenen Netzinfrastruktur auszuschließen. 

Regioladen plus wurde von kommunalen Energieversorgern innerhalb der Thüga-Gruppe gegründet. Die Gesellschaft bündelt Ladeinfrastruktur mehrerer Stadtwerke und übernimmt deren Betrieb. Nach eigenen Angaben beteiligen sich inzwischen 18 kommunale Energieversorger mit rund 900 Ladepunkten an 378 Standorten. Ein Ziel des Modells ist es, die Anforderungen des Paragraf 7c EnWG rechtssicher zu erfüllen und gleichzeitig den Ausbau der Ladeinfrastruktur fortzusetzen.

Die Neuregelung betrifft viele Netzbetreiber. Sie müssen ihr Ladegeschäft organisatorisch ausgliedern oder an eigenständige Gesellschaften übertragen. Als Alternative käme nur die Stilllegung der Ladepunkte infrage. (sag)

Mit der Übernahme erweitert Alpiq nach eigenen Angaben sein Flexibilitätsgeschäft um eine etablierte Entwicklungsplattform und eine Projektpipeline mit Batteriespeichern im mehrstelligen GW-Bereich in den wichtigsten europäischen Märkten. Das Unternehmen sieht sich damit künftig als einer der führenden europäischen Akteure im BESS-Segment. Harmony Energy soll unter eigenem Namen und mit dem bestehenden Management weitergeführt werden.

Harmony Energy wurde 2010 gegründet und hat seinen Hauptsitz im englischen Knaresborough in der Grafschaft North Yorkshire. Das Unternehmen entwickelt, baut und betreibt netzgekoppelte Batteriespeicher sowie Wind- und Solarprojekte. Der Schwerpunkt liegt inzwischen auf Großbatteriespeichern in Großbritannien, Frankreich, Deutschland und Polen. Harmony Energy beschäftigt nach Unternehmensangaben zwischen 100 und 200 Mitarbeiter. Angaben zum Umsatz veröffentlicht das privat geführte Unternehmen nicht.

Alpiq mit Haupsitz in Lausanne und einen Standort in Olten (beides Schweiz) ist in zahlreichen europäischen Ländern in den Bereichen Stromerzeugung, Energiehandel und Energiedienstleistungen aktiv. In den vergangenen Monaten hatte das Unternehmen seine Aktivitäten im Batteriespeichermarkt bereits durch den Erwerb mehrerer Speicherprojekte von Harmony Energy in Frankreich ausgebaut. (sag)

MVV Energie hat die Schnellladestationen finanziert, errichtet und übernimmt auch deren Betrieb. Zusammen mit den zwei neuen Stationen in Neresheim sind es insgesamt 39 Schnellladestationen mit 78 Ladepunkten an 27 Müller-Standorten, die die MVV Energie betreibt. Die Standorte befinden sich überwiegend im Raum Stuttgart-Ulm, weitere entstehen unter anderem im Ruhrgebiet sowie im Raum München und Freiburg.

Zum Einsatz kommen batteriegepufferte Schnellladesysteme von ADS-Tec Energy. Sie erreichen Ladeleistungen von 250 bis 300 kW und können zwei Fahrzeuge gleichzeitig mit jeweils bis zu 150 kW versorgen. Ein integrierter Batteriespeicher mit einer Kapazität von bis zu 201 kWh stellt die hohe Ladeleistung auch an Standorten mit begrenzter Netzkapazität bereit.

MVV baut nach eigenen Angaben seit 2017 öffentliche Ladeinfrastruktur in Mannheim und der Metropolregion Rhein-Neckar aus. Das Unternehmen betreibt inzwischen 250 Ladesäulen mit 480 Ladepunkten an 170 Standorten sowie fünf Ladeparks. Im Jahr 2025 seien rund 225.000 Ladevorgänge durchgeführt worden. 

Für Müller steht die Integration der Ladeinfrastruktur in den Einkaufsalltag im Vordergrund. Das Handelsunternehmen betreibt europaweit rund 950 Filialen in neun Ländern. Zudem verfügen die Ladesysteme über integrierte Werbeflächen für Informationen und Werbung des Unternehmens.

Laut Ronny Opel, Leiter Konzerncontrolling bei Müller, erfüllt das Unternehmen mit den von MVV betriebenen Ladesäulen zugleich die Anforderungen des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes (GEIG). Das Gesetz schreibt unter anderem für bestimmte Nichtwohngebäude Ladeinfrastruktur oder Ladepunkte vor. Seit Januar 2025 müssen bestehende Nichtwohngebäude mit mehr als 20 Stellplätzen grundsätzlich mindestens einen Ladepunkt bereitstellen. (ds)

Trotz der jüngsten Korrektur bleiben die fundamentalen Risiken am Gasmarkt bestehen. Niedrige Speicherstände, ein verschärfter Wettbewerb um LNG-Lieferungen und anhaltend hohe Temperaturen dürften die Preise auch in den kommenden Wochen stützen.

Strom: Überwiegend etwas fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt zum Ende der Arbeitswoche gezeigt. Der Montag wurde an der Börse mit 120,5 Euro je Megawattstunde gehandelt und lag damit leicht unter dem Day-ahead-Börsenpreis vom Donnerstag (123,67 Euro je Megawattstunde).

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte sich mit knapp 21,5 Gigawatt am Montag im Vergleich zum Freitag auf einem relativ stabilen Niveau halten. Auch für die darauf folgenden Tage sehen die Meteorologen von Eurowind nur wenig Veränderungen bei den Beiträgen von Wind und Sonne.

Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 bis zum frühen Freitagnachmittag um 0,18 auf 97,05 Euro je Megawattstunde.

CO2: Etwas leichter haben sich die CO2-Preise am Berichtstag gezeigt. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,10 auf 78,94 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt nur 7,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 79,30 Euro, das Tief bei 78,50 Euro.

Der CO2-Markt blickt aktuell mit Spannung auf die neue Woche, da die EU-Kommission am 17. Juli ihren Vorschlag zur Überarbeitung des EU ETS präsentieren will. Die neue Hitzewelle dürfte unterdessen etwas Unterstützung für die CO2-Emissionszertifikate mit sich bringen.

Erdgas: Schwächer haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag präsentiert. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr um 1,200 auf 48,750 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 1,450 auf 48,950 Euro je Megawattstunde.

Damit entfernten sie sich wieder von ihrem Ein-Monats-Hoch, nachdem Berichte über die Fortsetzung der Gespräche zwischen den USA und dem Iran trotz der jüngsten militärischen Auseinandersetzungen die Risikoprämie am Markt verringerten. Ein Vertreter der US-Regierung bekräftigte das Ziel Washingtons, den Konflikt mit Teheran auf diplomatischem Weg zu lösen. Dadurch nahmen die Sorgen vor einer erneuten Eskalation zu einem umfassenden Krieg und möglichen Unterbrechungen der Energieexporte aus der Golfregion ab.

Zuvor waren die Gaspreise innerhalb von drei Handelstagen um mehr als 12 Prozent gestiegen. Auslöser waren neue US-Luftangriffe auf iranische Ziele als Reaktion auf Angriffe auf Schiffe in der Straße von Hormus. Der Iran reagierte darauf in den vergangenen beiden Nächten mit Angriffen auf US-Stützpunkte in der Region.
Die Marktteilnehmer richten ihren Blick weiterhin auf die Transporte durch die Straße von Hormus, über die rund ein Fünftel des weltweiten Öl- und LNG-Handels abgewickelt wird. Jede erneute Störung könnte die Bemühungen Europas erschweren, die Gasspeicher rechtzeitig vor Beginn der Heizperiode ausreichend zu füllen.

Zudem weisen die Analysten der Commerzbank darauf hin, dass dem europäischen Gasmarkt noch zahlreiche Probleme bevorstehen. „Da wären zum einen geringere LNG-Importe aus den USA, die derzeit aufgrund höherer Preise nach Asien geleitet werden. In Asien dürfte in den kommenden Wochen und Monaten eine höhere LNG-Nachfrage vorliegen, die durch El Nino und damit verbundene höhere Temperaturen ausgelöst werden dürfte“, heißt es in einer Research-Note.

In Kombination mit den geringeren Gasvorräten in Europa, die zwischen Oktober und Dezember auf den Füllstand von 90 Prozent (mit einer Abweichung von 15 Prozentpunkten unter besonderen Bedingungen) gebracht werden müssen, dürften die Gaspreise in diesem Jahr wahrscheinlich auf einem hohen Niveau bleiben, so die Analysten. Auf europäischer Ebene könnte das Speicherziel knapp am unteren Ende erreicht werden, in Deutschland sieht es derzeit danach aus, dass man das Speicherziel selbst bei Abzug der 15 Prozentpunkte verfehlen würde. (cdg)