Den Entwurf des Szenarienberichts haben der Europäische Verband der Übertragungsnetzbetreiber für Strom (Entsoe) und der Europäische Verband der Fernleitungsnetzbetreiber für Gas (Entsog) erstellt. Die Szenarien bilden die Grundlage für die europäischen Zehnjahres-Netzentwicklungspläne für Strom, Gas und Wasserstoff, die sogenannten Ten-Year Network Development Plans (TYNDP).

Im Zentrum der Kritik steht das zentrale Szenario „National Trends+“. Ausgangspunkt sind nationale Strategien und die aktualisierten Energie- und Klimapläne der EU-Mitgliedstaaten. Da die zusammengeführten nationalen Entwicklungspfade nicht ausreichen, um die EU-Ziele zu erreichen, wenden die Verbände eine Lückenschlussmethode an. Dabei senken sie den angenommenen Endenergieverbrauch von Kohle und Öl, bis das europäische Endenergieverbrauchsziel erreicht ist.

Lückenschluss greift aus Acer-Sicht zu kurz

Acer hält diese rechnerische Anpassung für unzureichend. Ein starker Rückgang des Kohle- und Ölverbrauchs setzt voraus, dass unter anderem mehr erneuerbarer Strom, Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge, Wasserstoff und Effizienzmaßnahmen zum Einsatz kommen. Die Lückenschlussmethode bilde jedoch nicht ausreichend ab, wie sich dadurch der Bedarf an Strom, Methan und zusätzlicher Infrastruktur verändert. Das Szenario könne die EU-Ziele daher auf dem Papier erreichen, ohne den notwendigen Umbau des Energiesystems vollständig abzubilden.

Dadurch könnte der künftige Infrastrukturbedarf laut Acer unvollständig erfasst werden. Das könnte die Bewertung und Auswahl von Netzprojekten beeinflussen, insbesondere mit Blick auf das EU-Klimaziel für 2040. Acer fordert Entsoe und Entsog deshalb auf, im endgültigen Bericht offenzulegen, wie groß die verbleibende Lücke zu den EU-Zielen für Energieeffizienz und erneuerbare Energien ist und wo die Grenzen der Lückenschlussmethode liegen.

Entsoe und Entsog halten „National Trends+“ dagegen für zielkonform. Der Entwurf beschreibt langfristig einen sinkenden Endenergiebedarf, einen steigenden Stromverbrauch, einen rückläufigen Methanbedarf und eine wachsende Rolle von Wasserstoff vor allem in schwer zu dekarbonisierenden Sektoren.

Kaum Unterschiede zwischen den Varianten

Verbesserungsbedarf sieht Acer auch bei den erstmals eingeführten Varianten für hohes und niedriges Wirtschaftswachstum. Sie verändern den Endenergiebedarf der EU in den Jahren 2035 und 2040 gegenüber dem zentralen Pfad nur um jeweils etwa 1 Prozent nach oben oder unten. Bis 2040 liegt die Spanne zwischen beiden Varianten beim Methanverbrauch bei etwa 11 Prozent, beim Wasserstoffverbrauch bei weniger als 7 Prozent. Die Annahmen auf der Angebotsseite und zu den Erzeugungskapazitäten bleiben weitgehend gleich.

Mit den Varianten lassen sich nach Einschätzung von Acer deshalb noch keine deutlich unterschiedlichen Transformationspfade und Infrastrukturbedarfe prüfen. Gerade bei Wasserstoff sei die Unsicherheit über Nachfrage, Erzeugung und Infrastrukturbedarf hoch. Für künftige Planungszyklen fordert die Agentur größere Abstände zwischen den Varianten. Bei Wasserstoff sollen die Annahmen zudem nicht nur spiegelbildlich nach oben und unten verändert werden.

Acer kritisiert außerdem unterschiedlich strenge Reifekriterien für Strom- und Wasserstoffprojekte. 47 von 178 Stromübertragungsprojekten fallen in die Kategorie „geplant, aber noch nicht im Genehmigungsverfahren“. Bei Wasserstoff waren 212 von 244 Vorhaben in die dritte Kandidatenliste für Projekte von gemeinsamem oder gegenseitigem Interesse aufgenommen. Von diesen 212 Projekten galten 141 als weniger weit fortgeschritten. 115 waren zugleich in keinem nationalen Netzentwicklungsplan enthalten.

Entsoe und Entsog übermittelten Acer den Entwurf am 11. Juni und damit rund sechs Monate später als vorgesehen. Die Agentur warnt, dass wiederholte Verzögerungen die Relevanz und Glaubwürdigkeit des Planungsverfahrens beeinträchtigen könnten. Da der Stichtag für die Datenerhebung der 31. Dezember 2024 war, könnten im Jahr 2027 veröffentlichte Ergebnisse noch auf Annahmen und Eingangsdaten aus dem Jahr 2024 beruhen.

Nach Eingang der Acer-Stellungnahme hat die Europäische Kommission drei Monate Zeit, den Entwurf zu genehmigen oder Änderungen zu verlangen. Nach der Genehmigung müssen Entsoe und Entsog den endgültigen Szenarienbericht binnen zwei Wochen veröffentlichen. (ds)

Der Entwurf des Szenarienberichts „TYNDP 2026“ ist auf einer gemeinsamen Internetseite von Entsoe und Entsog abrufbar. (ds)

Im Mittelpunkt der Studie steht die Frage, auf welcher Rechtsgrundlage die Reform beschlossen werden kann und ob dafür eine qualifizierte Mehrheit oder die Zustimmung aller Mitgliedstaaten erforderlich ist. Wegen der unterschiedlichen Interessen der EU-Mitglieder gestaltet sich die Reform schwierig, falls Einstimmigkeit erforderlich wäre.

Laut der Stiftung entscheidet die Wahl der Rechtsgrundlage darüber, welches Gesetzgebungsverfahren in der Europäischen Union angewendet wird. Die bisherige Emissionshandelsrichtlinie sowie ihre späteren Änderungen wurden auf Basis der Umweltkompetenz der Europäischen Union nach Art. 191 in Verbindung mit Art. 192 Abs. 1 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV) verabschiedet.

Wechsel der Rechtsgrundlage möglich

Dadurch konnten Europäisches Parlament und Rat die Regelungen im ordentlichen Gesetzgebungsverfahren mit qualifizierter Mehrheit beschließen. Die Studie von Dr. Jana Nysten und Dr. Markus Ehrmann untersucht, unter welchen Voraussetzungen künftig ein Wechsel der Rechtsgrundlage notwendig wäre.

Nach Angaben der Autoren kommt dafür insbesondere Art. 192 Abs. 2 AEUV in Betracht. Dieser sieht unter anderem besondere Anforderungen für Vorschriften mit überwiegend steuerlichem Charakter oder für Maßnahmen vor, die erhebliche Auswirkungen auf die Energiesouveränität der Mitgliedstaaten haben.

Wie Dr. Jana Nysten erläutert, könnte eine Reform dann als überwiegend steuerlich eingestuft werden, wenn sie in erster Linie der Erzielung von Einnahmen für den Haushalt der Europäischen Union dient. Ein weiteres Kriterium sei, ob Unternehmen für ihre Zahlungen weiterhin Emissionsberechtigungen als Gegenleistung erhalten. Auch könne es eine Rolle spielen, ob sich der Preis der Emissionsberechtigungen weiterhin durch Angebot und Nachfrage am Markt bildet.

Unterschiedliche Interessen der Mitgliedstaaten

Darüber hinaus könnte nach den Ergebnissen der Studie ein Wechsel der Rechtsgrundlage erforderlich sein, wenn Ziel und Inhalt einer Reform die Wahl der Mitgliedstaaten zwischen unterschiedlichen Energiequellen oder die Struktur ihrer Energieversorgung einschränken. Mittelbare Auswirkungen auf die Energieversorgung reichen nach Einschätzung der Autoren dafür jedoch nicht aus.

Dr. Markus Ehrmann, Forschungsgebietsleiter der Stiftung Umweltenergierecht, erklärt: „Die Untersuchung liefere eine rechtliche Einordnung für die anstehende Reform des EU-Emissionshandels.“ Sie zeige, unter welchen Voraussetzungen Änderungen weiterhin mit qualifizierter Mehrheit beschlossen werden könnten und wann stattdessen das besondere Gesetzgebungsverfahren mit Einstimmigkeit im Rat erforderlich wäre. (sh)

 
Im Jahr 2025 waren die Monate Januar, März und April die wärmsten seit Beginn der Wetteraufzeichnung gemessen an der Abweichung der durchschnittlichen Temperatur.

Von den beantragten Leistungen entfallen den Angaben zufolge rund 27.000 MW auf Batteriespeicher, 21.000 MW auf Photovoltaikanlagen und 11.500 MW auf Windenergie. Zum Vergleich: Im Netzgebiet von SH Netz sind bislang rund 14.500 MW aus Windkraft-, Photovoltaik- und Speicheranlagen angeschlossen. Die Jahreshöchstlast im Netz liegt bei rund 2.000 MW.

Mit dem starken Anstieg der Anschlussbegehren steht SH Netz nicht allein. Bei der Vorstellung eines Zwischenstands des sogenannten AgNes-Prozesses zur Reform der Netzentgelt-Systematik im Mai 2026 lagen nach Angaben der Bundesnetzagentur bei 17 Verteilnetzbetreibern bereits Netzanschlussanfragen für Batteriespeicher in einer Größenordnung von 569.000 MW vor. Die Netzanschlusszusagen summierten sich auf 78.000 MW. Allerdings wies die Behörde zugleich darauf hin, dass ein erheblicher Teil der Anfragen voraussichtlich nicht realisiert werde, weil Mehrfachanträge und spekulative Projekte enthalten seien.

Die vier Übertragungsnetzbetreiber hatten zudem Anschlusszusagen für Großbatteriespeicher mit einer Gesamtleistung von rund 51.000 MW gegeben. Das Volumen der Anträge belief sich auf 160.000 MW.

Investitionen von mehreren Milliarden Euro bis 2030

Auf die steigende Nachfrage reagiert SH Netz mit einem zusätzlichen Investitions- und Maßnahmenpaket. Bis 2030 wollen Hansewerk und SH Netz rund 2,5 Milliarden Euro in die Stromnetze investieren. Dies entspreche in etwa der Summe, die in den zehn Jahren zuvor in die Netze geflossen sei. Vorgesehen sind unter anderem 120 neue Umspannwerke, 1.000 Kilometer Hochspannungsleitungen, 9.000 Kilometer Mittel- und Niederspannungskabel sowie rund 7.000 weitere Ortsnetzstationen.

Zudem setzt das Unternehmen nach eigenen Angaben verstärkt auf flexible Netzanschlussverträge (Flexible Connection Agreements, FCA). Diese sollen einen früheren Netzanschluss ermöglichen, auch wenn die volle Netzkapazität zunächst noch nicht verfügbar ist. Ergänzend will SH Netz die Digitalisierung des Netzes vorantreiben. Dazu gehören ein erweitertes Auslastungsmonitoring im 110-kV-Netz, ein Freileitungs- und Kabelmonitoring sowie der weitere Ausbau digitaler Ortsnetzstationen und intelligenter Messsysteme.

Trotz dieser Maßnahmen rechnet das Unternehmen regional mit Engpässen. Als Ursachen nennt SH Netz neben der hohen Zahl der Anschlussanträge unter anderem Materialengpässe, Fachkräftemangel sowie weiterhin zeitaufwendige Planungs- und Genehmigungsverfahren. Kleinere Anschlussvorhaben wie Photovoltaik-Dachanlagen, Wärmepumpen, Wallboxen oder Standard-Hausanschlüsse für Privatkunden seien davon in der Regel nicht betroffen.

Schleswig-Holstein zählt bereits heute zu den Bundesländern mit dem höchsten Anteil erneuerbarer Energien. Nach Angaben von SH Netz deckt das Land rund 75 Prozent seines Jahresstrombedarfs aus erneuerbaren Quellen und erzeugt bilanziell mehr als doppelt so viel Grünstrom, wie es selbst verbraucht. Dies sei auf die mehr als 120.000 Erneuerbare-Energien-Anlagen mit einer Leistung von rund 14.000 MW am Netz zurückzuführen. Zusätzlich seien in den letzten Jahren rund 50.000 Batteriespeicher mit insgesamt 500 MW ans Stromnetz angeschlossen worden.

Diese Mengen seien vor allem deshalb zu bewältigen gewesen, weil das Unternehmen seine Mitarbeiterzahl in den letzten acht Jahren um mehr 60 Prozent auf 800 erhöht und die jährlichen Ausgaben für Netzausbau und Instandhaltung von 200 Millionen auf 400 Millionen Euro verdoppelt habe. (fw)

Nach Angaben des BMUKN gibt es derzeit keinen Hinweis darauf, dass die Förderung überwiegend Herstellern aus China zugutekommt. Auf Basis der bislang eingegangenen Förderanträge entfielen weniger als 15 Prozent auf Fahrzeuge chinesischer Marken. Das Ministerium betont, dass diese Auswertung auf den bisher vorliegenden Anträgen und den steigenden Bewilligungszahlen beruht.

Markthochlauf funktioniert

Das Förderprogramm richtet sich an private Haushalte in Deutschland und unterstützt den Kauf oder das Leasing neuer Elektroautos. Es gilt rückwirkend seit dem 1. Januar 2026. Förderanträge können seit dem 19. Mai digital eingereicht werden. Laut BMUKN sind inzwischen mehr als 80.000 Anträge eingegangen.

Nach Einschätzung des Ministeriums zeigt das Programm bereits Wirkung. Die Nachfrage nach Elektroautos sei gestiegen und das Förderinstrument stärke den Klima- und Umweltschutz im Verkehrssektor. Zudem erleichtere es privaten Haushalten den Umstieg auf Elektromobilität und setze Impulse für die deutsche und europäische Automobilwirtschaft.

Eine Bindung der Förderung an den Produktionsstandort ist derzeit jedoch nicht vorgesehen. Das BMUKN verweist darauf, dass Antragsteller und Zuwendungsempfänger private Haushalte und nicht Fahrzeughersteller sind. Deshalb gebe es keine Vorgaben, für welche Marke sich Förderberechtigte entscheiden. Sollte sich die Entwicklung anders darstellen als bislang erkennbar, sei das Ministerium bereit, nachzusteuern, so ein Sprecher.

E-Autos führen erstmals Neuzulassungen an

Die aktuellen Zulassungszahlen sprechen für eine anziehende Nachfrage nach Elektroautos. Nach Angaben des KBA wurden im Juni 2026 bundesweit 36.894 BEV mehr zugelassen als im Vorjahresmonat (plus 78 Prozent). Der Anteil der reinen Elektroautos an allen Neuzulassungen lag bei 28,4 Prozent. Plug-in-Hybride hatten 39 Prozent Marktanteil. Rund 20 Prozent der neu zugelassenen Pkw fahren mit Benzinantrieb, 11,4 Prozent mit Diesel und 0,7 Prozent Flüssiggas, so das KBA.

Besonders gefragt waren im abgelaufenen Monat die Elektrowagen von Tesla und BYD. Bei Tesla lag der Zuwachs den weiteren Angaben zufolge bei 318 Prozent auf 7.768 Autos, BYD kam mit einem Plus von 274 Prozent auf 6.259 Fahrzeuge. Bei den deutschen Marken erreichte Smart im Juni mit Plus von 176 Prozent das größte Zulassungsplus. Mini legte um knapp 60 Prozent zu.

Aber auch BMW und Audi erzielten mit 18,6 und 17,1 Prozent zweistellige Zuwachsraten, während Mercedes und VW auf ein Plus von 5,9 Prozent kamen. Insgesamt wurden im ersten Halbjahr 2026 rund 1,48 Millionen Pkw neu zugelassen und damit 5,8 Prozent mehr als im Vergleichszeitraum des Vorjahres.

Rechtliche Herkunftsbeschränkung schwierig

Rechtliche Grenzen für eine Fördereinschränkung setzt nach Angaben des BMUKN das europäische Beihilfe- und Binnenmarktrecht. Regelungen, die Fahrzeuge aus europäischer Produktion bevorzugen, seien auf Grundlage der geltenden EU-Vorschriften derzeit nicht ohne Weiteres zulässig.

Allerdings würden entsprechende Änderungen auf europäischer Ebene im Rahmen des geplanten Industrial Accelerator Act diskutiert. Das Ministerium unterstütze neue Möglichkeiten, europäische Produkte gezielter fördern zu können, und bringe sich in die Erarbeitung der deutschen Position ein, versicherte ein Sprecher. (sh)

Nach Einschätzung des Verbandes beruht der Anstieg jedoch vor allem auf Sondereffekten. Zum einen habe der Krieg zwischen Israel und dem Iran das Interesse vieler Haushalte an einer stärkeren Energieunabhängigkeit erhöht. Zum anderen hätten die Pläne des Bundeswirtschaftsministeriums, die Förderung neuer Photovoltaikanlagen über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ab 2027 weitgehend auslaufen zu lassen, zahlreiche Investitionen vorgezogen.

Der BSW-Solar rechnet zudem damit, dass die vorläufigen Zahlen noch steigen werden. Nachmeldungen an das Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur hätten in den vergangenen Jahren regelmäßig zu höheren Werten geführt. Der Verband hält deshalb einen Zubau von bis zu 8.300 MW im ersten Halbjahr für möglich.

Dynamik genügt nicht für Klimaziele

Nach Angaben des BSW-Solar sind inzwischen mehr als sechs Millionen Photovoltaikanlagen mit einer installierten Gesamtleistung von über 125.000 MW in Deutschland in Betrieb. Gemeinsam mit rund 2,7 Millionen stationären Batteriespeichern deckten sie mittlerweile etwa ein Fünftel des deutschen Stromverbrauchs. Bis 2030 soll die installierte Photovoltaikleistung nach den gesetzlichen Ausbauzielen auf 215.000 MW steigen.

Der Verband sieht das derzeitige Ausbautempo dennoch kritisch. Zwar bewege sich Deutschland aktuell noch auf dem gesetzlich vorgesehenen Ausbaupfad. Laut BSW-Solar reicht die Dynamik jedoch nicht aus, um die Ziele dauerhaft zu erreichen. Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig verweist darauf, dass der Strombedarf durch die zunehmende Verbreitung von Elektrofahrzeugen, Wärmepumpen, Rechenzentren und Klimaanlagen weiter steigen werde. „Deshalb darf der Ausbau von Photovoltaikanlagen und Batteriespeichern nicht gebremst werden“, mahnte er.

Netzpaket als Bremse

Kritisch bewertet der Verband die geplanten Änderungen der Bundesregierung im Zuge der EEG-Reform und des sogenannten Netzpakets. Nach Einschätzung des BSW-Solar könnten insbesondere der Wegfall der EEG-Förderung für neue Anlagen, eine Direktvermarktungspflicht für kleinere Photovoltaikanlagen sowie der geplante Wegfall von Entschädigungen bei netzbedingten Einspeisebeschränkungen Investitionen erschweren und den Ausbau verlangsamen.

Davon könnten laut Verband auch Arbeitsplätze entlang der Wertschöpfungskette betroffen sein. Körnig fordert deshalb verlässliche politische Rahmenbedingungen. Ein stärkerer Ausbau von Photovoltaik und Batteriespeichern sei aus klima-, energie- und wirtschaftspolitischer Sicht erforderlich. Planungssicherheit sei wichtiger als kurzfristige Änderungen der Förderbedingungen.

PV liefert über 30 Prozent der Stromerzeugung

Unterdessen zeigt sich auch die wachsende Bedeutung der Solarenergie für die Stromversorgung. Nach einer Analyse der Energie-Denkfabrik Ember lag der Anteil der Solarenergie an der deutschen Stromerzeugung im Mai bei 33 Prozent und im Juni bei 36 Prozent. EU-weit erreichte Solarstrom im Juni einen Anteil von 25 Prozent und war damit erstmals in diesem Jahr die größte einzelne Stromquelle vor Kernenergie und Erdgas.

Laut Ember trugen der starke Ausbau der vergangenen Jahre sowie die hohe Stromnachfrage infolge der Hitzewellen zu dieser Entwicklung bei. Solarenergie habe dazu beigetragen, die Stromversorgung auch unter schwierigen Wetterbedingungen mit wenig Wind sicherzustellen. (sh)

Das EEG-Konto wird treuhänderisch von den Übertragungsnetzbetreiber geführt. Darüber werden die Bundeszuschüsse, die Vermarktungserlöse für geförderten Strom aus erneuerbaren Energien sowie die Förderauszahlungen verrechnet. Die Vermarktungserlöse aus dem Stromverkauf an der Strombörse stiegen im Juni auf 422 Millionen Euro und lagen damit mehr als doppelt so hoch wie im Mai mit 203 Millionen Euro. Gleichzeitig erhöhten sich die Förderauszahlungen leicht von 1,99 Milliarden Euro auf 2,05 Milliarden Euro.

Auch im Juni kam es wieder zu negativen Börsenstrompreisen, allerdings deutlich seltener und weniger stark als im Vormonat. Der Spotmarktpreis fiel an 199 Viertelstunden unter null, nachdem im Mai noch 315 Viertelstunden mit negativen Preisen gezählt worden waren. Der niedrigste Wert lag bei minus 52,99 Euro/MWh. Im Mai war der Börsenpreis zeitweise bis auf minus 499,99 Euro/MWh gefallen.

20 Prozent Kostendeckungsgrad

Trotz der weiterhin negativen Preise entwickelte sich das EEG-Konto im Juni deutlich günstiger als im Mai. Die höheren Vermarktungserlöse und der geringere Bundeszuschuss führten dazu, dass das Guthaben auf dem Konto wieder anwuchs. Vergleicht man die Markterlöse von 422 Millionen Euro mit den Förderauszahlungen von 2,05 Milliarden Euro, ergibt sich ein Kostendeckungsgrad von gut 20 Prozent. Im Mai hatte dieser Wert noch bei rund 10 Prozent gelegen.

Die EEG-Kontoabrechnungen werden von den Übertragungsnetzbetreibern monatlich auf ihrer Transparenzplattform veröffentlicht. (sag)

Laut Fraunhofer entsteht auf der ehemaligen Konversionsfläche einer Kaserne im Teilquartier Lagarde-West ein Versorgungskonzept, das verschiedene Technologien miteinander verbindet. Kern des Systems sind ein kaltes Wärmenetz, dezentrale Wärmepumpen sowie erneuerbare Wärmequellen. Abwasserwärme und oberflächennahe Geothermie bilden die Grundlage der Wärmeversorgung. Für Bestandsgebäude ergänzt ein Nahwärmenetz das Konzept.

Strom und Wärme gekoppelt

Darüber hinaus koppelt das Projekt den Strom- und Wärmesektor. Photovoltaikanlagen sowie zwei Blockheizkraftwerke sollen einen flexiblen Betrieb ermöglichen. Digitale Energiemanagementsysteme und KI-gestützte Prognosen übernehmen die vorausschauende Steuerung der Anlagen. Nach Angaben der Fraunhofer-Institute lassen sich dadurch Betriebskosten und CO2-Emissionen reduzieren sowie die Versorgungssicherheit erhöhen.

Jan Kaiser vom Fraunhofer IBP bezeichnet den Lagarde Campus als Beispiel dafür, wie sich eine integrierte Energieversorgung auf Quartiersebene technisch und wirtschaftlich umsetzen lasse. „Entscheidend ist das Zusammenspiel erneuerbarer Wärmequellen, intelligenter Netze und einer digitalen Betriebsführung“, erläutert er. Dadurch könnten CO2-Emissionen sinken und gleichzeitig die Flexibilität des Gesamtsystems steigen.

Beispiel für andere Quartiere

Nach Einschätzung der Fraunhofer-Allianz Energie reicht die Bedeutung solcher Projekte über einzelne Quartiere hinaus. Die Wärmewende sei ein zentraler Baustein, um die Klimaziele in Deutschland zu erreichen. Prof. Peter Bretschneider, stellvertretender Sprecher der Fraunhofer-Allianz Energie, erklärt: „Die Transformation der Wärmeversorgung kann nur durch das koordinierte Zusammenspiel von Technologien, Infrastrukturen und den beteiligten Akteuren wirtschaftlich gelingen.“

Die Forschungsarbeiten und weitere Praxisbeispiele stehen auch im Mittelpunkt des Branchentags „Wärmewende – intelligent, integriert und zukunftssicher“, den die Fraunhofer-Allianz Energie am 1. Dezember 2026 in Stuttgart veranstaltet.

Auf dem Programm stehen laut den Veranstaltern unter anderem digitale Werkzeuge für die Planung und den Betrieb sektorgekoppelter Wärmenetze, der Einsatz von Großwärmepumpen sowie die Nutzung industrieller Abwärme für die Fernwärmeversorgung. Zudem sollen strategische Ansätze für die kommunale Wärmeplanung vorgestellt und mit Vertretern aus Wissenschaft, Wirtschaft und Politik diskutiert werden.

Ergänzend verweist die Allianz auf ihre Plattform „Fraunhofer Match“. Das kostenfreie Angebot soll Unternehmen, Kommunen und Energieversorgern dabei unterstützen, passende Forschungspartner innerhalb der Fraunhofer-Gesellschaft zu finden und gemeinsame Innovationsprojekte anzustoßen. Nach Angaben der Fraunhofer-Allianz Energie soll der Lagarde Campus zeigen, wie sich integrierte Quartierslösungen unter realen Bedingungen umsetzen lassen und welche Ansätze sich auf weitere kommunale Wärmeprojekte übertragen lassen. (sh)

„Mit dem Ostbayernring erhöhen wir die Versorgungssicherheit, schaffen Kapazitäten für die weitere Integration erneuerbarer Energien und stärken die Wettbewerbsfähigkeit unserer Industrie“, wird Tim Meyerjürgens, CEO von Tennet Deutschland, in einer Mitteilung anlässlich der Inbetriebnahme am 14. August zitiert.

Bayerns Finanz- und Heimatstaatssekretär Martin Schöffel bezeichnete bei dem Termin Stromnetze als „Blutkreislauf“ der Wirtschaft. „Gerade in Zeiten von KI, Hightech und E-Mobilität ist der Ausbau unserer Netze wichtiger denn je.“

Der Ostbayernring wurde in vier Bauabschnitten errichtet. Der erste Abschnitt zwischen Redwitz und Mechlenreuth ist seit Oktober 2022 in Betrieb. Der Abschnitt zwischen Schwandorf und Etzenricht folgte im Sommer 2024. Mit der Inbetriebnahme der beiden mittleren Abschnitte ist die Leitung nun vollständig am Netz. Der Rückbau der bisherigen Leitung soll nach Angaben von Tennet bis Ende 2027 abgeschlossen werden. (mf)

Grundlage der Untersuchung ist eine Befragung von Gasverteilnetzbetreibern, die das Forschungsteam im Sommer 2024 durchgeführt hat. Von 727 angeschriebenen Unternehmen beteiligten sich 121 vollständig an der Erhebung. Nach Angaben der Autoren handelt es sich um die erste unabhängige wissenschaftliche Vollerhebung zu den Strategien deutscher Gasverteilnetzbetreiber beim Wasserstoffhochlauf.

Die Studie zeigt, dass die Unternehmen Investitionen in Wasserstoffnetze derzeit vor allem dort vorbereiten, wo sich eine verlässliche Nachfrage abzeichnet. Besonders Verteilnetzbetreiber in Ballungsräumen mit energieintensiver Industrie und einer Perspektive auf einen Anschluss an das Wasserstoffkernnetz beschäftigen sich demnach mit konkreten Planungen. In Regionen ohne industrielle Ankerkunden oder ohne absehbare Anbindung an das Kernnetz sei die Bereitschaft zu Investitionen dagegen deutlich geringer.

Nach Einschätzung der Forschenden ist diese Zurückhaltung kein Zeichen fehlender Ambitionen. Vielmehr reagierten die Unternehmen auf die derzeit bestehenden Unsicherheiten. Dazu zählten offene Fragen zur Regulierung, fehlende Finanzierungsmodelle und unklare Perspektiven für die künftige Wasserstoffnachfrage.

Kleinere Unternehmen im Nachteil

Die Analyse macht zudem Unterschiede zwischen verschiedenen Gruppen von Verteilnetzbetreibern deutlich. Mithilfe einer Clusteranalyse unterscheiden die Autoren zwischen kleinen lokalen Netzbetreibern, regional-ländlichen Unternehmen und urbanen Verteilnetzbetreibern. Vor allem Betreiber großer Stadtnetze seien eng in die Planungen der Bundesnetzagentur und der Fernleitungsnetzbetreiber eingebunden. Kleinere Unternehmen müssten dagegen häufiger auf informelle Netzwerke zurückgreifen, um Informationen zum Wasserstoffhochlauf zu erhalten.

Nach Angaben der Autoren erschwert diese ungleiche Einbindung die Vorbereitung von Investitionen. Über alle untersuchten Gruppen hinweg bestehe ein hoher Bedarf an Informationen zu regulatorischen Vorgaben, technischen Anforderungen und Finanzierungsmöglichkeiten. Ohne verlässliche Rahmenbedingungen würden viele Unternehmen Investitionsentscheidungen aufschieben.
 
Hilfe der Politik gefordert

Die Forschenden leiten daraus mehrere Handlungsempfehlungen für Politik und Regulierung ab. Der Staat solle den Ausbau der Verteilnetze nicht unmittelbar steuern, sondern vor allem die Rahmenbedingungen verbessern. Dazu gehörten ein besserer Informationsfluss zwischen den beteiligten Akteuren, mehr Planungs- und Finanzierungssicherheit sowie eine frühzeitige Einbindung aller Verteilnetzbetreiber in übergeordnete Planungsprozesse.

Der Aufbau einer Wasserstoff-Verteilinfrastruktur gewinnt nach Einschätzung der Autoren an Bedeutung, weil das Wasserstoffkernnetz allein die Versorgung künftiger Verbraucher nicht sicherstellen könne. Zwar genehmigte die Bundesnetzagentur im Oktober 2024 ein rund 9.040 Kilometer langes Wasserstoffkernnetz, dessen erste Abschnitte bereits in Betrieb sind. Eine öffentlich zugängliche Wasserstoff-Verteilinfrastruktur existiert bislang jedoch nicht. Sie wird nach Einschätzung der Ariadne-Forschenden vor allem dort entstehen, wo Industrieunternehmen als erste Abnehmer auftreten und eine Anbindung an das Kernnetz wirtschaftlich möglich ist. (sh)

Die Ariadne-Analyse zum Wasserstoffverteilnetz steht als PDF zum Download bereit.

Ucaneo mit Sitz in Berlin entwickelt Technologien zur CO2-Abscheidung aus der Atmosphäre. Nach Angaben des Unternehmens markiert die neue Anlage den Übergang vom Pilotbetrieb zur industriellen Umsetzung. Eine weitere Anlage mit rund zehnfacher Kapazität befindet sich bereits in Planung. Der Baustart ist für 2027 vorgesehen.

Nach Unternehmensangaben arbeitet die Anlage vollständig elektrisch und verzichtet auf die bei vielen Direct-Air-Capture-Verfahren übliche thermische Regeneration. Dadurch lasse sich der Prozess direkt mit erneuerbaren Energien koppeln und flexibel an das Stromangebot anpassen. Das Unternehmen gibt die Reinheit des gewonnenen CO2 mit mehr als 99,9 Prozent an.

Partner Siemens für den Hochlauf

Siemens unterstützt das Start-up dabei, die elektrochemische DAC-Technologie vom industriellen Pilotmaßstab auf den kommerziellen Maßstab zu skalieren. Das Siemens Xcelerator-Portfolio diene dabei als bevorzugter Automatisierungs- und Digitalisierungspartner. Damit sollen beide Unternehmen eine standardisierte und global reproduzierbare Automatisierungsplattform schaffen, die eine schnelle Bereitstellung durch Ucaneo und seine lizenzierten Betreiber weltweit ermöglicht.

Bis 2035 strebt Ucaneo an, jährlich 500 Millionen Tonnen CO2 aus der Atmosphäre zu binden, was in etwa der Eliminierung der gesamten jährlichen CO2-Emissionen Kanadas entspricht. Ucaneo hat einen patentierten elektrochemischen DAC-Prozess entwickelt, der von der menschlichen Lunge inspiriert ist und CO2 direkt aus der Umgebungsluft entfernt. Statt energieintensiver Hitze nutzt die biomimetische Technologie ein enzymatisches Lösungsmittel und elektrischen Strom.

CO2 wird zum Rohstoff

Das abgeschiedene CO2 soll laut Unternehmen sowohl für die dauerhafte geologische Speicherung als auch für industrielle Anwendungen eingesetzt werden. Dazu zählen nachhaltige Flugkraftstoffe (Sustainable Aviation Fuel, SAF), e-Methanol, Chemikalien, Materialien sowie biobasierte Produktionsprozesse.

Ein Teil des CO2 soll dauerhaft geologisch gespeichert werden. Ucaneo zufolge handelt es sich um das erste verifizierte Projekt in Deutschland, das Direct Air Capture mit geologischer Speicherung verbindet. Das Unternehmen bezeichnet sich zudem als erstes Unternehmen in Deutschland und als fünftes weltweit, das atmosphärisches CO2 aus einer DAC-Anlage dauerhaft speichert.

Ausstellungsort eröffnet

Mitgründer und Geschäftsführer Florian Tiller erklärte, die Herausforderung bestehe nicht darin, Kohlenstoff vollständig zu ersetzen, sondern dessen Herkunft neu zu definieren. „Mit der Anlage zeigen wir, dass industrielle CO2-Entnahme bereits heute möglich ist“, so Tiller. Ziel sei der Aufbau einer Infrastruktur für eine künftige Kohlenstoffwirtschaft.

Mitgründerin und Technikchefin Carla Glassl erklärte: „Der modulare Aufbau der Anlage ermögliche eine schrittweise Skalierung der Technologie.“ Parallel zur Industrieanlage eröffnete Ucaneo den sogenannten „CO2 Store of the Future“. Nach Angaben des Unternehmens soll der Ausstellungs- und Erlebnisort die Möglichkeiten der-Nutzung und -Speicherung veranschaulichen. Das Angebot richtet sich an Vertreter aus Politik, Wirtschaft und Wissenschaft sowie an die Öffentlichkeit.
 
Zur Eröffnung kamen laut Ucaneo rund 200 Gäste aus Politik, Industrie und der Klima-Innovationsszene nach Berlin-Marzahn. Reden hielten unter anderem Elisabeth Kaiser, Staatsministerin und Beauftragte der Bundesregierung für Ostdeutschland, Nadja Zivkovic, Bezirksbürgermeisterin von Marzahn-Hellersdorf, sowie Andreas Kraus, Staatssekretär für Klimaschutz und Umwelt des Landes Berlin. Vertreter aus Unternehmen und Organisationen diskutierten anschließend über die Rolle der CO2-Entnahme und den Aufbau einer Kohlenstoffwirtschaft. (sh)

Unter dem neuen Markendach sollen Siemens Energy und Siemens Gamesa Renewable Energy zusammengeführt werden. An der strategischen Ausrichtung soll sich durch den Namenswechsel nach Angaben des Konzerns nichts ändern. Nach Angaben der Deutschen Presse-Agentur (dpa) soll die schrittweise Umstellung rund eineinhalb Jahre dauern. 

Hintergrund des Markenwechsels ist die Abspaltung des Energietechnikgeschäfts von Siemens im Jahr 2020. Seitdem nutzt Siemens Energy den Namen des früheren Mutterkonzerns auf Grundlage eines zeitlich befristeten Lizenzvertrags. Der neue Name Omterra ist laut Siemens Energy als eigenständige und international nutzbare Marke angelegt.

Vorstandsvorsitzender Christian Bruch begründet den Zeitpunkt mit der wirtschaftlichen und operativen Entwicklung des Unternehmens. Siemens Energy habe das Vertrauen von Kunden und Kapitalmarkt gewonnen, die Profitabilität verbessert und Wachstumspläne für die kommenden Jahre aufgestellt. Deshalb sei nun der richtige Zeitpunkt, den Übergang zu einer eigenen Marke einzuleiten.

Lizenz kostet rund 300 Millionen Euro

Nach Informationen der dpa darf Siemens Energy den geschützten Namen Siemens auf Grundlage der bei der Abspaltung geschlossenen Vereinbarung zehn Jahre lang verwenden. Die Regelung läuft demnach bis 2030. Dafür zahlt der Konzern eine umsatzabhängige Lizenzgebühr. Im vergangenen Geschäftsjahr belief sie sich laut dpa auf rund 300 Millionen Euro.

Die Umbenennung fällt in eine Phase, in der sich die wirtschaftliche Lage des Konzerns verbessert hat. Nach der Abspaltung und dem Börsengang im Jahr 2020 belasteten vor allem Probleme bei der Windkrafttochter Siemens Gamesa die Bilanz. Nach eigenen Angaben hat Siemens Energy diese Schwierigkeiten inzwischen weitgehend unter Kontrolle.

Zugleich profitiert der Konzern von Investitionen in Stromnetze, Windenergie und Gaskraftwerke sowie von der steigenden Nachfrage nach Strominfrastruktur für KI-Rechenzentren. Für das laufende Geschäftsjahr erwartet Siemens Energy einen Gewinn von rund 4 Milliarden Euro.

Die Geschäftsführung geht davon aus, dass nach Bestellung eines vorläufigen Insolvenzverwalters die Geschäftstätigkeit der Gesellschaften der Gruppe zunächst fortgeführt wird. Der Sonnenbühler Windkraftpionier hat nach eigenen Angaben schon länger finanzielle Schwierigkeiten und musste Anleihen verlängern. Zuerst hatte der SWR berichtet. 

Wie geht es weiter bei Sowitec? 

Wie es weitergeht, ist laut Unternehmerangaben unklar. Die Löhne der rund 80 Beschäftigten seien über das Insolvenzgeld gesichert. Der Betrieb soll die nächsten Monate zunächst normal weiterlaufen. Sowitec wurde 1993 gegründet und ist laut Homepage in 13 Ländern tätig.

Lhyfe mit Sitz im französischen Nantes entwickelt und betreibt Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff aus erneuerbaren Energien. Messer mit Sitz in Bad Soden am Taunus (Hessen) produziert und vertreibt Industrie-, Medizin-, Elektronik- und Spezialgase. Nach Angaben der Partner verbindet die Vereinbarung damit eine langfristige Lieferbeziehung mit einer Minderheitsbeteiligung an den Produktionsanlagen.

Abnahme soll schrittweise steigen

Messer verpflichtet sich laut der gemeinsamen Mitteilung ab diesem Jahr zu einer Mindestabnahme. Diese soll schrittweise wachsen und „mehrere hundert Tonnen Wasserstoff pro Jahr“ erreichen. Darüber hinaus strebt der Gasehersteller an, rund die Hälfte der Produktion der drei französischen Standorte zu übernehmen. Für die deutsche Anlage nennt die Mitteilung kein vergleichbares zusätzliches Abnahmeziel.

Der Vertrag umfasst nach Angaben der Unternehmen auch Wasserstoff, der nach den EU-Kriterien für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (Renewable Fuels of Non-Biological Origin, RFNBO) zertifiziert ist. Messer will die Mengen in sein Lieferportfolio aufnehmen und an bestehende sowie neue Industriekunden vermarkten. Das Unternehmen bringt zudem seine Erfahrung bei Sicherheit, Betrieb, Logistik, Gasehandling und Vertrieb in die Standortgesellschaft ein.

Welche vier Standorte genau Teil der Transaktion sind, geht aus der gemeinsamen Mitteilung nicht hervor. Auch Angaben zur gesamten Produktionskapazität, zum Kaufpreis für die Beteiligung und zu den vereinbarten Wasserstoffpreisen machen Lhyfe und Messer nicht. Damit bleibt offen, welchen finanziellen Umfang der Liefervertrag und der Einstieg von Messer haben.

Lhyfe bleibt Betreiber der Anlagen

Trotz des Einstiegs von Messer soll Lhyfe die Mehrheit an der Standortgesellschaft behalten. Der Wasserstoffproduzent will die Gesellschaft weiterhin vollständig in seinen Konzernabschluss einbeziehen und alleiniger Betreiber der vier Anlagen bleiben. Betriebs- und Managementleistungen soll Lhyfe den jeweiligen Projektgesellschaften weiterhin in Rechnung stellen.

Für Lhyfe hat das Geschäft vor allem finanzielle Bedeutung. Die Mindestabnahme soll die Erlöse aus den vier Standorten besser planbar machen. Zugleich fließt dem Unternehmen durch den Verkauf des 30-Prozent-Anteils Kapital zu. Lhyfe bezeichnet die Transaktion als erste Kapitalrotation. Das Unternehmen veräußert damit erstmals einen Minderheitsanteil an seinen Anlagen, ohne die operative Kontrolle abzugeben. Nach eigenen Angaben will es die zusätzlichen Mittel auf fortgeschrittene und kommerziell abgesicherte Projekte konzentrieren.
 Messer-Chef Peter Mohnen begründet die Vereinbarung mit dem langfristigen Zugang zu grünem Wasserstoff. Die räumliche Verteilung der Standorte könne nach seiner Einschätzung Transportwege verkürzen. Lhyfe-Gründer Matthieu Guesne sieht in der Beteiligung vor allem eine Stärkung der Finanzierungsmöglichkeiten seines Unternehmens. Konkrete neue Projekte, die aus der Transaktion finanziert werden sollen, gaben die Partner nicht bekannt. (ds)

Wie die Stadtverwaltung mitteilte, gilt die Bürgschaft nun bis zum 31. Dezember dieses Jahres. Sie beläuft sich auf 1,6 Millionen Euro und deckt damit 80 Prozent einer bestehenden Kreditlinie von insgesamt 2 Millionen Euro bei der in Rostock ansässigen Ostseesparkasse Rostock ab. Ohne die kommunale Absicherung hätte die Sparkasse die Kreditlinie nach Angaben der Stadt nicht verlängert. Die Zahlungsfähigkeit der Stadtwerke und der Fortbestand des Unternehmens wären dadurch erheblich gefährdet gewesen.

Bei der Bürgschaft handelt es sich, wie die Stadt klar stellt, nicht um eine sofortige Zahlung an die Stadtwerke. Die Stadt übernehme vielmehr das Risiko, im Fall eines Zahlungsausfalls bis zu 1,6 Millionen Euro an die Sparkasse leisten zu müssen. Die als „modifizierte Ausfallbürgschaft“ bezeichnete Sicherheit greift laut der Stadt erst, wenn die Stadtwerke ihren Verpflichtungen tatsächlich nicht mehr nachkommen können und andere Sicherheiten nicht ausreichen. Für die Absicherung zahlen die Stadtwerke eine nach Angaben der Verwaltung marktübliche Bürgschaftsprovision.

Mehrere Belastungen drücken die Liquidität

Den gestiegenen Finanzierungsbedarf führt die Stadtverwaltung zurück auf die Anforderungen der Energiewende und schwankende Energiebeschaffungspreise infolge des Kriegs in der Ukraine. Zusätzlich belasten mehrere konkrete finanzielle Ausfälle die Stadtwerke. Nach Angaben der Stadt konnten Forderungen im Zusammenhang mit der Insolvenz der benachbarten Stadtwerke Laage nicht mehr beglichen werden. Die Stadtwerke Teterow hielten 25 Prozent der Anteile an dem Unternehmen und führten dessen Geschäfte. Wie hoch der daraus entstandene Verlust ist, teilt die Verwaltung nicht mit.

Zusätzlich belastet nach Angaben der Stadt die defizitäre Glasfasersparte das Unternehmen. Kurzfristig mussten die Stadtwerke zudem rund 700.000 Euro für den Erwerb von CO2-Zertifikaten nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) vorfinanzieren. Der Lieferant habe dafür unerwartet Vorkasse verlangt, heißt es in der Mitteilung der Stadtverwaltung.

Zukunftskonzept soll Finanzlage stabilisieren

Die Stadt versteht die verlängerte Bürgschaft als Übergangslösung, bis eingeleitete Sanierungs- und Konsolidierungsmaßnahmen greifen. Gemeinsam mit der in Frankfurt am Main ansässigen Wirtschaftsprüfungs- und Beratungsgesellschaft Pricewaterhouse Coopers (PwC) erarbeiten die Stadtwerke derzeit ein Zukunftskonzept. Eine Bestandsaufnahme sei abgeschlossen, als nächster Schritt folge die strategische Neuausrichtung.

Welche Maßnahmen das Konzept enthalten soll und wann die Stadtwerke wieder ohne kommunale Absicherung auskommen könnten, geht aus der Mitteilung nicht hervor. Die Stadt will die wirtschaftliche Stabilität des Versorgers so weit verbessern, dass die Bürgschaft perspektivisch entbehrlich wird.

Die untere Rechtsaufsichtsbehörde des Landkreises Rostock hat die Verlängerung genehmigt. Nach Angaben der Stadt bestätigte die Behörde damit, dass die Bürgschaft für die Erfüllung kommunaler Aufgaben erforderlich sei und die finanzielle Leistungsfähigkeit Teterows gewahrt bleibe. (ds)

Die Arbeiten finden rund um die Uhr an sieben Tagen in der Woche statt und sollen zunächst bis Ende 2026 dauern. Mit der ersten Bohrung will die EWP neben der eigentlichen Erschließung der Erdwärme auch die geologischen Verhältnisse sowie das vorhandene Erdwärme- und Solepotenzial untersuchen. Aussagen über die tatsächliche Wärmeleistung und die Fördertemperatur seien laut Unternehmen erst nach Auswertung der gewonnenen Daten möglich. Die Ergebnisse erwartet die EWP noch vor Jahresende.

Bohrungen bis 2.000 Meter Tiefe

Nach Angaben von EWP baut das Unternehmen bei dem Vorhaben auf Erfahrungen aus einem ersten Tiefengeothermieprojekt an der Heinrich-Mann-Allee auf. Am Standort des HKW Süd sollen neben dem Aalen-Sandstein auch darunterliegende Gesteinsschichten erschlossen werden. Dafür sind Bohrungen bis in Tiefen von rund 2.000 Metern vorgesehen.

Der technische Geschäftsführer der EWP, Carsten Schulte, erklärte, die geologischen Bedingungen seien anspruchsvoll. „Gleichzeitig verspricht die Erschließung der tiefer liegenden Gesteinsschichten eine höhere Effizienz und Wirtschaftlichkeit der Wärmegewinnung“, sagte er. Das Unternehmen hoffe, mit der Anlage eine thermische Leistung von deutlich mehr als 12 MW zu erreichen.

Kredite der EIB für das Vorhaben

Nach Angaben der EWP ist das Projekt Teil einer umfassenderen Strategie zur Umstellung der Wärmeversorgung. Dazu gehören neben der Erschließung neuer Wärmequellen auch der weitere Ausbau des Fernwärmenetzes sowie verbesserte Bedingungen für neue Anschlüsse.

Der kaufmännische Geschäftsführer Monty Balisch verwies in diesem Zusammenhang auf zusätzliche Kreditzusagen der Europäischen Investitionsbank. Diese bestätigten nach seiner Einschätzung die fachliche und wirtschaftliche Ausrichtung des Vorhabens.

Unterstützt wird das Projekt von mehreren Partnern. Das Helmholtz-Zentrum Potsdam – „Deutsches GeoForschungsZentrum“ (GFZ), eine außeruniversitäre Forschungseinrichtung mit Sitz in Potsdam, begleitet die Arbeiten wissenschaftlich. An der Umsetzung sind außerdem die UGS GmbH sowie die Envi Con Engineering GmbH beteiligt.

Tiefenwärme statt fossile Brennstoffe

Zum offiziellen Bohrstart am 13. Juli besuchte Brandenburgs Ministerin für Wirtschaft, Energie, Klimaschutz und Europa, Martina Klement (CSU), den Standort im Potsdamer Stadtteil Drewitz. Sie bezeichnete die Tiefengeothermie als wichtigen Baustein für die Wärmewende. Nach ihren Worten könne die Technologie dauerhaft Wärme bereitstellen und fossile Energieträger ersetzen. Das Potsdamer Projekt zeige, wie eine klimafreundliche Fernwärmeversorgung künftig gestaltet werden könne.

Auch die Landeshauptstadt Potsdam sieht in der Tiefengeothermie einen wichtigen Bestandteil ihrer kommunalen Wärmeplanung. Nach Angaben des Fachbereichs Klima, Umwelt und Grünflächen soll Fernwärme künftig in vielen Versorgungsgebieten eine zentrale Rolle übernehmen.

Fachbereichsleiter Lars Schmäh erklärte, die kommunale Wärmeplanung schaffe Orientierung für Bürgerinnen und Bürger, Unternehmen sowie die Wohnungswirtschaft. „Investitionen in neue Wärmequellen sind Voraussetzung dafür, dass Erzeugung, Netzausbau und Wärmeanschlüsse aufeinander abgestimmt werden könnten“, sagte Schmäh.

Die EWP verfolgt nach eigenen Angaben das Ziel, Fernwärme künftig für möglichst viele Gebäude in Potsdam wirtschaftlich und technisch attraktiv bereitzustellen. Dazu setzt das Unternehmen neben dem Ausbau des Wärmenetzes, insbesondere auf den Einsatz erneuerbarer Wärmequellen wie der Tiefengeothermie. (sh)

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt. Die Preise reagierten damit auf die höheren Notierungen für die Primärenergieträger Gas, Kohle und Öl und die erneute Zuspitzung der Lage am Persischen Golf. Der Day-ahead gewann um 12,50 Euro auf 136,75 Euro je Megawattstunde im Base und um 8,50 Euro auf 109,50 Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse wurde die Grundlast mit 136,42 Euro ermittelt, die Spitzenlast mit 109,12 Euro.

Händler führten die Aufschläge beim Day-ahead auf die geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung von 23,9 Gigawatt zurück, die am Mittwoch anfallen soll. Für den Berichtstag hatten die Meteorologen von Eurowind 26,8 Gigawatt prognostiziert.

Für die Folgetage geht der Wetterdienst von einem weiteren moderaten Rückgang der Beiträge von Wind und Solar aus. Am Freitag soll sich deren Einspeiseleistung auf nur noch 18,4 Gigawatt beschränken. Vom Wochenende an rechnen die Meteorologen für Deutschland mit unbeständigem und kühlerem Wetter, wobei in der kommenden Woche die Temperaturen laut dem US-Wettermodell sogar auf leicht unterdurchschnittliche Werte zurückfallen sollen.

Das Strom-Frontjahr gewann kräftige 3,07 Euro auf 101,92 Euro.

CO2: Etwas fester haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.07 Uhr um 0,28 Euro auf 80,39 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 10,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 80,91 Euro, das Tief bei 79,73 Euro.

Im Nahen Osten brodelt es weiterhin, da sich die USA und der Iran gegenseitig mit Angriffen überziehen, während Trump die Seeblockade wieder in Kraft gesetzt und einen Zoll von 20 Prozent auf alle Frachtgüter angekündigt hat, die die Meerenge passieren – als Gegenleistung dafür, dass die USA für Sicherheit sorgen.

Die Energiepreise stiegen als Reaktion auf die jüngsten Entwicklungen stark an, wobei Strom, Gas, Kohle und Öl allesamt deutliche Kursgewinne verzeichneten. Für EUA hat die Wiederaufnahme der Feindseligkeiten laut den Analysten von Redshaw Advisors gemischte Auswirkungen: Einerseits steigen die Emissionen im Stromsektor, da Kohle anstelle von Gas verbrannt wird, andererseits sorgt die Belastung der Wirtschaft durch die hohen Energiepreise für Abwärtsdruck. Zudem dürften die hohen Temperaturen zumindest für den Rest dieser Woche anhalten und fundamentale Unterstützung bieten.

Der Vorschlag der Kommission am Freitag zur Reform des EU-ETS dürfte ein weiterer impulsgebender Faktor sein und könnte die Preise im Vorfeld in einer engen Bandbreite halten, so die Analysten weiter. 

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Dienstag vor dem Hintergrund der Eskalation am Persischen Golf weiter erhöht. Der Frontmonat August am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.20 Uhr um 2,100 Euro auf 53,350 Euro je Megawattstunde. Der Day-ahead am deutschen THE notierte mit einem Aufschlag von 2,205 Euro auf 53,300 Euro je Megawattstunde.

Damit ist der Preis seit Monatsbeginn um mehr als 20 Prozent gestiegen. Die Marktteilnehmer schätzen Rhetorik und Handlungen der USA und des Iran als erneute Eskalation ein. Dies dürfte die Befürchtungen hinsichtlich eines nun doch länger anhaltenden Konfliktes und einer damit einhergehenden Blockade der Straße von Hormus verstärken.

Auch hat der katarische Staatskonzern Qatar Energy am vergangenen Donnerstag Berichten zufolge das geplante Wiederhochfahren seiner LNG-Produktion vorerst gestoppt. Durch die blockierte Straße fehlt das katarische LNG vor allem in Asien. Da die Importeure dort einen höheren Preis zahlen, werden vermehrt US-LNG-Tanker mit ursprünglichem Kurs nach Europa nun nach Asien umgeleitet.

Dadurch sind die europäischen LNG-Importe aus den USA im Juni auf ein Zwei-Jahres-Tief gefallen, auch wenn das US-LNG hierzulande aufgrund des heißen Sommers und der niedrigen Gasspeicherstände dringend benötigt wird, so die Analysten der Commerzbank. Um die US-LNG-Tanker wieder stärker auf europäischen Kurs zu bringen, müssen die Preise am europäischen Markt weiter steigen.