„Wir legen Kennzahlen zur Zuverlässigkeit und zur Leistungsfähigkeit der Verteilnetzbetreiber fest. So können sich die Branche, Verbraucher und Regulierungsbehörden zukünftig ein deutlich klareres Bild des Status quo machen“, erläuterte der Präsident der Behörde Klaus Müller. Neben den bewährten Anreizen zur Reduzierung von Versorgungsunterbrechungen im Stromverteilernetz würden auch neue Anreize für die Verbesserung der Netzleistungsfähigkeit der Verteilernetzbetreiber geschaffen. 

Inhalt der Festlegung

Die Festlegung schreibt im Grundsatz die bisherige Regelung zur Netzzuverlässigkeit fort. Neu ist, dass für die Stromverteilernetzbetreiber zukünftig jährlich Kennzahlen ermittelt und veröffentlicht werden, die verdeutlichen, wie schnell und wie umfassend sie die Energiewende umsetzen und wie weit sie digitalisiert sind.

Die Kennzahlen betreffen unter anderem Netzanschlussdauern und Umsetzungsquoten für Netzanschlüsse. Zusätzlich werden Digitalisierungsindizes für jeden Netzbetreiber berechnet. Die Bundesnetzagentur erhofft sich daraus in Zukunft ein höheres Maß an Transparenz und mehr Netzbetreiber mit überdurchschnittlicher Performance. 

Hintergrund NEST-Prozess

Die Bundesnetzagentur hat den Prozess zur Neubestimmung der Regelungen für die Kosten- und Erlösbestimmung unter dem Titel NEST-Prozess („Netze – Effizient – Sicher – Transformiert“) im Februar 2024 gestartet. Netzbetreiber, Netznutzer und alle betroffenen Interessengruppen konnten Stellung nehmen und an den zahlreichen Austauschveranstaltungen teilnehmen. Letzter Schritt war die Befassung der Länder mit den Festlegungsentwürfen. 

Der Hintergrund der Neuregelung ist das Urteil des Europäischen Gerichtshofes aus dem Jahr 2021. Demnach müssen Regelungen, wie sie bisher in der Anreizregulierungsverordnung und den Entgeltverordnungen vorgegeben wurden, direkt von der unabhängigen Regulierungsbehörde getroffen werden, durch die Große Beschlusskammer Energie.

BDEW kritisiert Datengrundlage

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) begrüßt grundsätzlich, dass die Leistungen der Netzbetreiber im Zuge der Energiewende stärker sichtbar werden. Gleichzeitig fordert der Verband eine belastbare Datengrundlage für die Bewertung einzelner Unternehmen.

Laut BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae treiben die Netzunternehmen die Digitalisierung ihrer Netze voran. So bewältigten sie eine kontinuierlich steigende Zahl von Netzanschlussanfragen für Erneuerbare-Energien-Anlagen, Speicher, Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur. Gleichzeitig sorgten die Stromnetzbetreiber dafür, dass die hohe Versorgungsqualität erhalten bleibe. Deshalb sei es aus Sicht des Verbandes sinnvoll, diese Leistungen künftig stärker abzubilden.

Andreae betont jedoch, dass die Aussagekraft der neuen Qualitätskennzahlen entscheidend von der Qualität der zugrunde liegenden Daten abhänge. Besonders bei der neu eingeführten Bewertung der sogenannten Energiewendekompetenz sieht der Verband noch Unsicherheiten. Laut BDEW müssten Datenerhebung und Methodik sorgfältig ausgestaltet werden, wenn daraus Rückschlüsse auf die Leistung einzelner Netzbetreiber gezogen werden sollen.

Qualität von externen Faktoren abhängig

Nach Einschätzung des Verbandes hängen beispielsweise Umsetzungsquoten bei Netzanschlüssen von zahlreichen Faktoren ab, die außerhalb des Einflussbereichs der Netzbetreiber liegen. Dazu gehörten etwa Verzögerungen durch Genehmigungsverfahren oder fehlende Vorleistungen anderer Beteiligter. Deshalb stellt der BDEW infrage, ob solche Kennzahlen geeignet sind, die Netzleistungsfähigkeit einzelner Unternehmen realistisch abzubilden.

Auch bei der Bewertung der Versorgungsqualität verweist der Verband auf äußere Einflüsse. Stromausfälle infolge von Extremwetterereignissen oder anderer höherer Gewalt könnten von Netzbetreibern nicht verhindert werden. Solche Ereignisse müssten bei der Auswertung der Qualitätsindikatoren berücksichtigt werden, um Verzerrungen zu vermeiden.

Positiv bewertet der BDEW dagegen die Einführung eines bundesweiten Digitalisierungsindex. Dieser könne nach Ansicht des Verbandes den Entwicklungsstand der Branche insgesamt sichtbar machen und in den kommenden Jahren als Orientierung dienen. Gleichzeitig weist Andreae darauf hin, dass einzelne Netzbetreiber unterschiedliche Digitalisierungsstrategien verfolgen könnten. Deshalb lasse sich der Fortschritt nicht allein anhand einheitlicher Kennzahlen bewerten. (sh)

Die Festlegung Qualitätsregulierung der Bundesnetzagentur steht im Internet bereit. (sh)

Das Kabinett beschloss den Wirtschaftsplan 2027 des Klima- und Transformationsfonds (KTF) und den Finanzplan bis 2030. Der KTF ist ein Sondertopf des Bundes, um Klimaziele zu erreichen. Daraus werden Förderprogramme finanziert − zum Beispiel für den Umstieg auf neue Heizungen oder Elektroautos. 

Aus dem 500-Milliarden-Sondervermögen für Infrastruktur und Klimaneutralität gehen in den kommenden Jahren 100 Milliarden in den Klima- und Transformationsfonds, pro Jahr sind es 10 Milliarden Euro. Der KTF hat Milliarden-Einnahmen aus dem europäischen und nationalen Emissionshandel.

Bereits bekannt ist, dass es für den Einbau von Wärmepumpen und anderen klimafreundlichen Heizungen in den kommenden Jahren weniger Zuschuss vom Staat geben soll. Es gibt eine stärkere soziale Staffelung. Kürzungen soll es daneben zum Beispiel bei Programmen zur klimafreundlichen Mobilität oder bei bestimmten Klimaschutzmaßnahmen geben. Die Rede war von einer „intelligenten Rasenmäher“-Methode.

Konkret geht es etwa um weniger Geld zum Beispiel bei der Förderung von Maßnahmen zur energetischen Stadtsanierung, bei Energieforschung, bei Beratungen zu Energieeffizienz − oder bei Zuschüssen für die Anschaffung von Nutzfahrzeugen mit alternativen, klimaschonenden Antrieben, der Förderung des Ankaufs von Bussen mit alternativen Antrieben sowie bei Zuschüssen zur Förderung alternativer Antriebe im Schienenverkehr. Das geht aus der Kabinettsvorlage hervor, die der Deutschen Presse-Agentur vorliegt. Dabei ist zu berücksichtigen, dass üblicherweise in einem Jahr nicht alle Mittel aus Förderprogrammen abfließen.

Ausgenommen bei Kürzungen sind Maßnahmen wie der Industriestrompreis, um energieintensive Unternehmen zu entlasten. Für Entlastungen bei Energiekosten soll es im kommenden Jahr mehr Geld geben.

Der KTF solle einen Beitrag zur Konsolidierung des Bundeshaushalts leisten, hieß es aus dem Ministerium. Finanzminister Lars Klingbeil
(SPD) muss Milliardenlücken schließen. Laut Regierungsentwurf für den Bundeshaushalt 2027 sollen im kommenden Jahr Einnahmen aus dem Emissionshandel, die bisher in den KTF geflossen sind, teilweise für den Kernhaushalt genutzt werden. Es geht um eine Summe von 2,7 Milliarden Euro 2027 − und um insgesamt mehr als 13 Milliarden Euro bis 2030.

Nach Angaben der Stiftung verwalten die betrachteten Fonds derzeit rund 126 Milliarden Euro. Viele dieser Rücklagen folgten jedoch weiterhin Anlagerichtlinien, die auf den 1990er Jahren basierten. Co-Autor Frederik Digulla, Lead Advisor der Stiftung Klimaneutralität, sieht darin ungenutztes Potenzial.

Eine Modernisierung der Portfolios nach dem Vorbild des Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung (Kenfo) oder der Versorgungsanstalt des Bundes und der Länder (VBL) könne sowohl die Rendite erhöhen als auch Kapital für den Netzausbau bereitstellen. Zusätzliche Haushaltsmittel seien dafür nicht erforderlich.

Fünf Prozent der Anlagen in die Energieinfrastruktur

Grundlage der Analyse ist ein Vergleich deutscher Versorgungsrücklagen und Pensionsfonds mit internationalen Pensions- und Staatsfonds sowie den bereits modernisierten deutschen Fonds Kenfo und VBL. Daraus leiten die Autoren eine Referenzallokation ab.

Diese sieht einen Anteil von 50 Prozent Aktien, 25 Prozent verzinslichen Anlagen sowie 25 Prozent privaten Märkten und Infrastrukturinvestitionen vor. Zehn Prozentpunkte des Gesamtportfolios sollen demnach in Deutschland investiert werden, davon die Hälfte in Energieinfrastruktur.

Nach Berechnungen der Autoren sind die untersuchten Fonds derzeit im Durchschnitt zu rund 36 Prozent in Aktien und zu 64 Prozent in Anleihen investiert. Eine Umschichtung auf die vorgeschlagene Portfolioaufteilung würde die erwartete jährliche Rendite um etwa 1,5 Prozentpunkte erhöhen. Das entspreche zusätzlichen Erträgen von rund 1,9 Milliarden Euro pro Jahr. Den größten Beitrag dazu leisteten Investitionen in private Märkte und Infrastruktur, gefolgt von einer höheren Aktienquote.

Sechs Milliarden Euro für Investitionen

Aus der vorgeschlagenen Allokation ergäbe sich laut Gutachten ein Investitionsvolumen von rund 6 Milliarden Euro für den Ausbau der Strom- und Wärmenetze. Nach Angaben der Stiftung Klimaneutralität könnte damit ein erheblicher Teil der Eigenkapitallücke kommunaler Energieversorger geschlossen werden. Diese belaufe sich bis 2035 auf mindestens 13 Milliarden Euro.

Grundlage dafür sei eine frühere Analyse von Agora Energiewende, der Stiftung Klimaneutralität und Dezernat Zukunft. Die Autoren sprechen sich zudem für einen sogenannten Public-Investor-Pool aus. Anders als ein im Zusammenhang mit dem Deutschlandfonds diskutierter Private-Investor-Pool benötige ein solcher Ansatz mit öffentlichem Kapital nach ihrer Einschätzung keine zusätzlichen staatlichen Garantien.

Effizienteres Management vorhandenen Kapitals

Öffentliche Fonds verfügten über einen langfristigen Anlagehorizont und könnten Beteiligungen an der heimischen Energieinfrastruktur als strategische Investition bewerten. Private Investoren wie Versicherungen könnten sich später zu denselben Bedingungen beteiligen. Digulla betont, dass es nicht um zusätzliche staatliche Ausgaben gehe, sondern um ein effizienteres Management vorhandenen Kapitals.

Eine dauerhaft um 1,5 Prozentpunkte höhere Rendite auf ein Vermögen von 126 Milliarden Euro könne über mehrere Jahrzehnte hinweg einen zweistelligen Milliardenbetrag erwirtschaften und damit die Haushalte von Bund und Ländern entlasten. „Voraussetzung ist jedoch, dass Bund und Länder ihre Anlagerichtlinien für die öffentlichen Versorgungsrücklagen entsprechend anpassen“, so Digulla.

Das Gutachten von Frederik Digulla und Johannes Schroeten steht im Internet bereit. (sh)

Nach Angaben des Öko-Instituts in Berlin und des Instituts der deutschen Wirtschaft (IW) in Köln, bleibt der Emissionshandel das zentrale Instrument der europäischen Klimapolitik. Allein könne das System jedoch nicht gewährleisten, dass Unternehmen die notwendigen Investitionen in klimaneutrale Produktionsverfahren tätigen und wirtschaftlich betreiben.

Laut der Studie sind die Rahmenbedingungen für energieintensive Industrien schwieriger geworden. Hohe Energiekosten infolge geopolitischer Konflikte, zunehmender internationaler Wettbewerbsdruck sowie Überkapazitäten aus China erschwerten Investitionen in klimafreundliche Technologien. Gleichzeitig laufen die kostenlosen Zuteilungen von Emissionszertifikaten schrittweise aus.

Empfehlungen an die EU

Felix Matthes, Forschungskoordinator Energie- und Klimapolitik am Öko-Institut, erklärt, der Emissionshandel müsse durch einen verlässlichen politischen Rahmen ergänzt werden. „Nur so erhalten Unternehmen die notwendige Planungssicherheit für langfristige Investitionen“, sagte er. 

Nach Angaben der Autoren gingen die vom EU-ETS erfassten Treibhausgasemissionen seit Einführung des Systems im Jahr 2005 europaweit um rund 51 Prozent zurück, in Deutschland um etwa 49 Prozent. Während die bisherigen Emissionsminderungen vor allem in der Energiewirtschaft erzielt worden seien, stehe nun die Industrie stärker im Fokus.

Stabile Preissignale senden

Die Studie empfiehlt deshalb mehrere Anpassungen des Emissionshandelssystems. Demnach sollte die Obergrenze für Emissionen ab Mitte der 2030er Jahre an die europäischen Klimaschutzziele für 2040 und 2050 angepasst werden. Zudem schlagen die Autoren vor, die Marktstabilitätsreserve weiterzuentwickeln, um stabile Preissignale und ausreichende Zertifikatsmengen sicherzustellen. Einnahmen aus dem Emissionshandel sollten nach ihrer Auffassung zweckgebunden in den Umbau von Industrie und Energiesystem fließen.

Auch bei den kostenlosen Zertifikaten sehen die Autoren Anpassungsbedarf. Diese sollten laut Studie dort für höchstens fünf Jahre länger gewährt werden, wo weiterhin erhebliche Wettbewerbsnachteile bestehen oder der CO2-Grenzausgleichsmechanismus der Europäischen Union (Carbon Border Adjustment Mechanism, CBAM) seine Wirksamkeit noch nicht ausreichend nachgewiesen habe.

Agora nennt ETS kosteneffizient

Zu ähnlichen Schlussfolgerungen gelangt die Berliner Denkfabrik Agora Energiewende. In ihrem Politikbrief vom 14. Juli bezeichnet die Organisation das Emissionshandelssystem ebenfalls als entscheidendes Instrument für kosteneffiziente Emissionsminderungen. Angesichts veränderter wirtschaftlicher und geopolitischer Rahmenbedingungen müsse das System jedoch modernisiert werden.

Agora Energiewende empfiehlt unter anderem, den bisherigen Emissionsminderungspfad bis 2035 beizubehalten, um Investitionssicherheit zu schaffen. Zudem sollte die Marktstabilitätsreserve als regelbasierter Mechanismus erhalten bleiben. Falls kostenlose Zertifikate über 2034 hinaus vergeben würden, sollten diese nach Auffassung der Denkfabrik an konkrete Investitionen in die Dekarbonisierung der Industrie geknüpft werden.

Beide Analysen betonen übereinstimmend, dass der Emissionshandel seine Wirkung nur im Zusammenspiel mit weiteren Instrumenten entfalten könne. Dazu zählen aus Sicht der Autoren Investitionen in Strom- und Wasserstoffinfrastruktur, Maßnahmen zur Förderung klimafreundlicher Produkte sowie handelspolitische Instrumente zum Schutz der europäischen Industrie. Nur mit einem solchen Maßnahmenpaket lasse sich die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie während der Transformation sichern.
 

Die Ökoinstitut- und IW-Studie„Reform des EU-ETS-1 und flankierende Instrumente“ steht im Internet bereit.

Der Agora-Policy-Brief zum EU-ETS steht als PDF zum Download bereit. (sh)

In Heidelberg kam das Pro-Park-Lager nach Angaben der Stadtverwaltung auf 66,7 Prozent der abgegeben Stimmen. Dabei mussten die Ja-Stimmen zugleich ein gesetzlich vorgeschriebenes Quorum von 20 Prozent aller Wahlberechtigten erreichen, das Minimum lag entsprechend bei 21.711 Stimmen. Der erreichte Wert lag mit 28.943 Zustimmenden darüber, die Wahlbeteiligung lag insgesamt bei 40,1 Prozent.

In Neckargemünd stimmte die Bevölkerung zeitgleich ab. Hier fiel die Beteiligung (49,2 Prozent) etwas höher, die Zustimmung mit 57,2 Prozent etwas niedriger aus. 2.976 Ja-Stimmen lagen gleichwohl auch hier deutlich über dem erforderlichen Quorum (20 Prozent, 2.105 Stimmen). Die Kommune hatte zuvor deutlich gemacht, die eine Windenergieanlage nur zulassen zu wollen, sofern der Großteil des Parks in Heidelberg ebenfalls gewollt ist.

Die Abstimmungen haben den Rang eines Ratsbeschlusses und binden die örtliche Politik drei Jahre lang. In der nächsten Zeit stehen dem Windpark allerdings weitere Hürden im Weg: Umfangreiche Nachweise im Genehmigungsverfahren sind erforderlich, um die Verträglichkeit der Anlagen in dem FFH- und Landschaftsschutzgebiet zu belegen. (vs)

Die Turbinen sind das Vorhaben einer Projektgesellschaft, an der auch die Stadtwerke Heidelberg beteiligt sind. Sie hatte bei einer Flächenausschreibung der Waldbehörde Forst BW vor rund drei Jahren den Zuschlag für die Entwicklung des Gebiets bekommen (wir berichteten). Ob sämtliche acht Anlagen in dem Genehmigungsprozess den behördlichen Segen erhalten, ist offen. Umwelt- und Naturschutzverbände hatten bereits den bisherigen Prozess kritisch begleitet und werden vermutlich ihre Bedenken auch im weiteren Verlauf vortragen. (vs)

In Auftrag gegeben hatten die Studie die Ökostromanbieter EWS Schönau, Green Planet Energy und Naturstrom. Anlass dafür: die geplante Verschiebung des europäischen Emissionshandels für Gebäude und Verkehr (ETS 2) auf 2028 (wir berichteten).

Nach geltendem Brennstoffemissionshandelsgesetz hätte sich der nationale CO2-Preis 2027 am Preisniveau des bestehenden EU-Emissionshandels orientiert. Die Bundesregierung hatte dafür in ihrem Projektionsbericht einen CO2-Preis von rund 80 Euro je Tonne angenommen. Stattdessen soll der aktuelle Preiskorridor von 55 bis 65 Euro je Tonne beibehalten werden. 

Nach Angaben der Autoren haben diese Pläne enorme Auswirkungen auf den Klima- und Transformationsfonds, dessen wichtigstes Einahmequelle der nationale Emissionshandel ist. Die entstehende Finanzierungslücke könnte Förderprogramme für Gebäudesanierung, Wärmepumpen, Wärmenetze, Elektromobilität und Ladeinfrastruktur treffen. 

„Schwarz-Rot sägt am finanziellen Fundament des Klimaschutzes“, kommentiert Alexander Sladek, Vorstand der EWS Schönau. „Dabei decken die bisherigen CO2-Preise bei Weitem noch nicht die eigentlichen Klima-Schadenskosten. So untergräbt die Regierung die eigentlich hervorragende Möglichkeit, Klimaschutz marktgetrieben voranzubringen“.

Fehlende Investitionen könnten Milliarden kosten

Am Beispiel der Wärmepumpenförderung schätzt die Studie die möglichen Auswirkungen einer Kürzung um vier Milliarden Euro ab. Demnach könnten Investitionen von bis zu 15 Milliarden Euro ausbleiben. Über die angenommene Wirkungsdauer von 20 Jahren würden dadurch bis zu 41 Millionen Tonnen CO2 zusätzlich emittiert. Die daraus resultierenden Klimaschadenskosten beziffert das FÖS auf zwölf bis 39 Milliarden Euro. Die Autoren weisen darauf hin, dass es sich um eine Bruttobetrachtung handelt, die Mitnahmeeffekte und mögliche Nachholeffekte nicht berücksichtigt. 

Zudem argumentiert die Studie, dass ein niedrigerer CO2-Preis die Wirtschaftlichkeit neuer Gasheizungen gegenüber Wärmepumpen verbessert − ein Effekt, der den klimapolitischen Zielen entgegensteht. Eine Senkung der Stromsteuer könne zwar die Betriebskosten von Wärmepumpen reduzieren, eine Investitionsförderung jedoch nicht ersetzen. 

Das FÖS empfiehlt daher, die bisher vorgesehene Orientierung des nationalen CO2-Preises am ETS 1 beizubehalten und ab 2028 im ETS 2 einen nationalen Mindestpreis einzuführen. Vorgeschlagen wird ein Preispfad von 95 Euro je Tonne im Jahr 2028 bis 125 Euro je Tonne im Jahr 2030. Außerdem fordern die Autoren, den Klimasozialplan zügig bei der EU einzureichen, damit Deutschland auf Mittel aus dem Klima-Sozialfonds zugreifen kann. 

„Die Regierung sieht CO2-Preise als Königsweg für marktlich orientierten Klimaschutz. Dann muss sie auch den Mut haben, die Preise die Wahrheit sprechen zu lassen“, resümiert Oliver Hummel, Vorstandsvorsitzender der Naturstrom AG. (kmt)

Nach Angaben der Arbeitsgruppe wurden in den ersten sechs Monaten des Jahres rund 153 Milliarden kWh Strom aus Wind-, Wasser-, Sonnen- und Bioenergie erzeugt. Das entspricht einem Plus von sechs Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Der höhere Ertrag geht laut AGEE-Stat unter anderem auf günstigere Windverhältnisse zurück. Nachdem das erste Halbjahr 2025 außergewöhnlich windarm ausgefallen war, lagen die Windgeschwindigkeiten 2026 wieder näher am langjährigen Mittel.

Wind weiter vor PV

Die Windenergie blieb mit einem Anteil von rund 45 Prozent die wichtigste erneuerbare Stromquelle. Es folgten Photovoltaik mit 34 Prozent, Biomasse mit 15 Prozent, Wasserkraft mit fünf Prozent sowie Geothermie mit weniger als einem Prozent.

Auch die Photovoltaik setzte ihren Ausbau fort. Laut der Arbeitsgruppe wurden im ersten Halbjahr rund 8.000 MW neue Bruttoleistung installiert. Damit dürfte das Ausbauziel des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) von insgesamt 128 GW installierter Photovoltaik-Leistung bereits im Sommer erreicht werden.

Windkraft an Land verfehlt Ausbauziel

Bei der Windenergie an Land kamen netto rund 2.000 MW hinzu. Ende Juni waren damit Anlagen mit einer Gesamtleistung von etwa 70.000 MW installiert. Das EEG-Ziel von 84.000 MW bis zum Jahresende werde nach Einschätzung der AGEE-Stat jedoch voraussichtlich deutlich verfehlt, obwohl die Zahl der Neugenehmigungen gestiegen sei.

Eine Hochrechnung für das Gesamtjahr sei derzeit nicht möglich, betont die Arbeitsgruppe. Sowohl die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien als auch der Stromverbrauch hingen maßgeblich von der Witterung und teilweise von der wirtschaftlichen Entwicklung in den kommenden Monaten ab.

Wärmesektor mit drei Prozent mehr erneuerbarer Energie

Auch im Wärmesektor setzte sich das Wachstum fort. Nach Angaben der AGEE-Stat wurden im ersten Halbjahr rund 121 Milliarden kWh Wärme aus erneuerbaren Quellen bereitgestellt. Das entspricht einem Anstieg von drei Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum.

Besonders stark legte die Nutzung von Umweltwärme und oberflächennaher Geothermie über Wärmepumpen zu. Sie stieg um mehr als 19 Prozent. Darüber hinaus erhöhte sich die Wärmeerzeugung aus Solarthermie um drei Prozent und aus gasförmiger Biomasse um ein Prozent. Knapp zwei Drittel der erneuerbaren Wärme stammten weiterhin aus fester Biomasse. Als Grund für den Anstieg nennt die AGEE-Stat unter anderem den höheren Heizenergiebedarf infolge der etwas kühleren Witterung im ersten Quartal.
 
13 Prozent mehr Erneuerbare im Verkehr

Im Verkehrssektor wurden im ersten Halbjahr rund 27 Milliarden kWh erneuerbare Energien eingesetzt. Das waren 13 Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum und laut AGEE-Stat der bislang höchste Halbjahreswert. Als wesentlichen Grund nennt die Statistikstelle die Anhebung der Treibhausgasminderungsquote von 10,6 Prozent im Jahr 2025 auf zwölf Prozent im Jahr 2026. Dadurch sei der Absatz von Biokraftstoffen, insbesondere Biodiesel und HVO, insgesamt um 11,4 Prozent gestiegen.

Zudem nahm die Nutzung erneuerbaren Stroms im Straßenverkehr deutlich zu. Laut AGEE-Stat stieg die rechnerisch ermittelte Strommenge für Verkehrszwecke um mehr als 20 Prozent. Ausschlaggebend seien sowohl die wachsende Zahl an Elektrofahrzeugen als auch der höhere Anteil erneuerbarer Energien im Strommix.

UBA-Präsident drängt aufs Tempo

Der Präsident des Umweltbundesamtes (UBA), Dirk Messner, bewertet die Entwicklung positiv. Die Zahlen für das erste Halbjahr 2026 stimmten optimistisch. Gleichzeitig dürfe der Zuwachs bei Wind- und Solarenergie nicht darüber hinwegtäuschen, dass speziell die Wärme- und Verkehrswende weiter beschleunigt werden müssten.

 Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge müssten schneller verbreitet und das Stromsystem durch zusätzliche Großbatteriespeicher flexibler werden, erklärte Messner. „Nur wenn alle Sektoren gemeinsam vorankommen, können die Klimaschutzziele erreicht werden“, sagte er.

Der „Aktuelle Monats- und Quartalsdaten der AGEE-Stat“ stehen im Internet bereit.  (sh)

Wie der Versorger mitteilt, können Kunden damit unter anderem Vertrags- und Tarifinformationen abrufen sowie Fragen zu Rechnungen stellen. Auch Zählerstände lassen sich über Fotoaufnahmen der Zähler übermitteln. Die künstliche Intelligenz soll den Wert erkennen und an die Systeme des Versorgers weitergeben.

Enercity will den Funktionsumfang später erweitern. Geplant sind unter anderem Änderungen der Abschlagshöhe und individuelle Tarifempfehlungen. Voraussetzung für die Teilnahme sind ein bestehender Enercity-Vertrag und ein geeigneter Account bei Chat GPT. Kunden müssen sich über die unternehmenseigene Plattform „lab.enercity.de“ anmelden. 

Nach eigenen Angaben zählt das Unternehmen zu den ersten Energieunternehmen in Europa, die eigene Vertrags- und Servicefunktionen in eine verbreitete KI-Anwendung einbinden.

MCP verbindet Chat GPT mit Kundensystemen

Technische Grundlage des KI-Assistenten ist ein Server auf Basis des Model Context Protocol (MCP). Der Standard verbindet KI-Anwendungen wie Chat GPT mit Funktionen und Daten externer Systeme. Bei Enercity stellt diese Schnittstelle die Verbindung zwischen Chat GPT und den Kundensystemen des Versorgers her.

Die Anwendung beantwortet nicht nur allgemeine Fragen. Bei der Nutzung kann sie laut Enercity auf die für die jeweilige Anfrage benötigten Vertragsdaten zugreifen. So soll sie etwa Angaben zum Tarif und zur Vertragslaufzeit nennen, Fragen zu einer konkreten Rechnung beantworten oder einen fotografierten Zählerstand erkennen und an Enercity übermitteln. Nach Darstellung des Unternehmens unterscheidet sie sich damit von herkömmlichen Chatbots, die meist nur vorab hinterlegte allgemeine Informationen ausgeben.

Florian Riedl, Bereichsleiter Digital Processes & Platform Markets bei Enercity, sieht darin einen neuen Zugang zu Unternehmensdienstleistungen. „Wir zeigen, wie Unternehmen ihre Dienstleistungen künftig direkt in diese neue Generation digitaler Assistenten integrieren können“, so Riedl. Damit eröffne das Projekt neue Perspektiven für den Kundenservice, das Nutzererlebnis und digitale Plattformen.

Enercity begrenzt übermittelte Daten

Der Zugriff auf individuelle Vertragsdaten wirft zugleich Fragen zum Datenschutz auf. Enercity erklärt, der Assistent übermittle keine sensiblen personenbezogenen Angaben wie Namen, Adressen oder Bankverbindungen an Chat GPT. Das System erhalte für eine Anfrage ausschließlich die jeweils benötigten Vertrags- und Energiedaten.

Dazu können nach Angaben des Unternehmens Informationen über das Vertragsverhältnis, Preise und Laufzeiten sowie Verbrauchs- und Zählerdaten gehören. Der Zugriff folge dem Prinzip der Datensparsamkeit. Enercity bezeichnet die Verarbeitung als konform mit der Datenschutz-Grundverordnung (DSGVO). Kunden entscheiden selbst, ob sie den Dienst nutzen.

Der KI-Assistent ergänzt nach Darstellung von Enercity die bestehende App und das Kundenportal. Persönliche Beratung bleibt weiterhin in den Kundencentern, telefonisch, per E-Mail sowie über die bestehenden Kontaktformulare möglich. Vor allem für komplexe Anliegen hält der Versorger damit an den bisherigen Servicewegen fest. (ds)

Laut dem KNE liefern die ausgewerteten Arbeiten erste belastbare Erkenntnisse darüber, wie Fledermäuse Solarparks nutzen und welche Folgen die Anlagen für die Tiere haben können. Demnach dienen Solarparks Fledermäusen grundsätzlich als Lebensraum. Gleichzeitig zeigen die Untersuchungen, dass sich die Qualität der Jagdhabitate je nach Art unterscheiden kann.

Artenzahl durch PV nicht reduziert

Nach Angaben des KNE stellten die Forschenden in den Solarparks im Vergleich zu Referenzflächen oder angrenzenden Lebensräumen häufig eine geringere Rufaktivität sowie Veränderungen im Flug- und Nahrungsaufnahmeverhalten fest.

Die Zahl der nachgewiesenen Arten blieb dagegen in den meisten Fällen unverändert. Besonders in den zentralen Bereichen der Anlagen wurde eine geringere Aktivität einzelner Arten und Artengruppen beobachtet. Warum sich Fledermäuse dort anders verhalten, ist den Autorinnen und Autoren zufolge bislang nicht abschließend geklärt.

Die Publikation betont, dass sich die Auswirkungen von Solarparks nicht pauschal bewerten lassen. Vielmehr hingen sie von der jeweiligen Fledermausart, den Landschaftsstrukturen sowie der Ausgestaltung und Pflege der Anlagen ab. Deshalb seien art- und gildenspezifische Betrachtungen erforderlich.

Empfehlungen für die Planung von PV-Parks

Aus den ausgewerteten Studien leitet das KNE mehrere Empfehlungen für die Planung neuer Solarparks ab. So sollten Anlagen nach Möglichkeit auf Flächen errichtet werden, die sich nur eingeschränkt als Nahrungshabitat für Fledermäuse eignen. Als geeignete Standorte kommen laut den Autorinnen und Autoren beispielsweise intensiv genutzte, strukturarme Ackerflächen infrage, sofern dort oder in der näheren Umgebung keine bedeutenden Quartiere, Leitstrukturen oder hochwertigen Nahrungshabitate betroffen sind.

Darüber hinaus empfehlen die Studien eine naturnahe Gestaltung und Pflege der Anlagen. Nach Angaben des KNE können zusätzliche Strukturen wie Hecken sowie artenreiche Grünlandbestände die Lebensraumqualität für Fledermäuse verbessern. Solche Maßnahmen hätten sich bereits bei anderen Artengruppen bewährt und könnten deshalb mehrere Naturschutzziele gleichzeitig unterstützen.

Mehr Untersuchungen notwendig

Die Autorinnen und Autoren weisen zugleich darauf hin, dass der Forschungsstand noch begrenzt ist. Für belastbare Aussagen über langfristige Auswirkungen auf Fledermauspopulationen seien standardisierte Vorher-Nachher-Untersuchungen mit Kontrollflächen erforderlich. Außerdem empfehlen sie, den Einfluss unterschiedlicher Anlagenkonzepte und Pflegeregime systematisch zu untersuchen sowie ein Monitoring nach einheitlichen Standards einzuführen.

Nach Einschätzung des KNE bilden die bisherigen Untersuchungen eine wichtige Grundlage für die weitere Forschung. Gleichzeitig zeige der Vergleich der Studien, wie komplex die Erfassung und Bewertung der Fledermausaktivität in Solarparks sei. Weitere wissenschaftliche Untersuchungen seien daher notwendig, um die Auswirkungen verschiedener Anlagenkonzepte besser bewerten und entsprechende Planungsgrundlagen entwickeln zu können. (sh)

Die KNE-Publikation „Auswirkungen von Solarparks auf Fledermäuse“ steht als PDF zum Download bereit.

Damit diese Win-Win-Chancen genutzt werden können, muss zunächst das Netz ertüchtigt werden. So geht in den nächsten Jahren im Netzgebiet der Westenergie-Gruppe alle fünf Minuten eine neue PV-Anlage in Betrieb. Dafür benötigt das Unternehmen von Politik und Regulierung günstige Finanzierungsbedingungen, so Denda. Außerdem wünscht er sich eine Priorisierung, wer zuerst ans Netz soll, damit sich die Anträge nicht weiter nach dem Windhundprinzip des ersten Antragstellers stapeln. Stattdessen sollten die reifsten Projekte bevorzugt werden. 

​Gesprächspartner: 

• Dr. Robert Denda, CEO und CTO der Westenergie AG 

 
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Die SWS sind dabei nur eine neue Mutter für die Wärme-, Klima- & Sanitärtechnik GmbH (WKS). Dem Versorger fallen 67 Prozent an dem Handwerksunternehmen zu, der Rest geht an die Wohnungsbau- und Verwaltungsgesellschaft Saalfeld/Saale mbH (Wobag), ebenfalls eine Tochter der Kommune.

Mit dem Übergang an SWS und Wobag endet für den 1990 gegründeten Handwerksbetrieb eine etwa zehn Jahre dauernde Nachfolgesuche. 2024 hatte das Unternehmen sich schließlich an die Stadt Saalfeld gewendet, weil sich alle Übernahmegespräche mit Interessierten zerschlagen hatten. Die Kommune selbst habe auf dem Privatmarkt nicht zugreifen dürfen, so Oberbürgermeister Steffen Kania (CDU), die Töchter in gewissem Maße schon.

Die aktuellen WKS-Geschäftsführer Ullrich Gölitzer und Heiko Wittig betonen, es handele sich um einen Eigentümerwechsel, der an der Struktur des Betriebs nichts ändere. Die 50 Arbeitsplätze bleiben erhalten, nur Ullrich Gölitzer scheidet aus Altersgründen Ende August aus. WKS ist derzeit sogar größer als die beiden neuen Gesellschafter einzeln: Sowohl die Stadtwerke als auch die Wobag bleiben knapp unter der Zahl von 50 Beschäftigten (laut Beteiligungsbericht für 2024).

Weil die WKS neben Sanitäranlagen auch Lüftungs-, Kälte- und Klimatechnik im Portfolio hat, erkennt Stadtwerke-Geschäftsführer Alexander Kronthaler laut einer Mitteilung „überwiegend Vorteile“ in der Mehrheitsbeteiligung an der WKS. So werde der Versorger bei den Aufgaben der Wärmeplanung auf das Knowhow des Betriebs zurückgreifen können. Kooperationen habe es ohnehin in der Vergangenheit häufig gegeben. Die Wobag will die Expertise im eigenen Wohnungsbestand nutzen.

Oberbürgermeister Kania ist es wichtig, auf mögliche Bedenken von Wettbewerbern einzugehen. „Die Öffentliche Hand hat niemandem etwas weggenommen“, lässt er sich zitieren. Auch der Branchenverband habe im Rahmen der kommunalrechtlichen Genehmigung die Übernahme begrüßt. Außerdem gebe es andernorts Vorbilder, etwa in Jena. Die Stadtwerke Saalfelden versorgen etwa 20.000 Menschen mit Energie, Wärme und Wasser. (vs)

Mit der Softwarelösung wollen die Partner die gesamte Wertschöpfungskette der Immobilienwirtschaft bedienen. Kubiks verarbeitet und visualisiert nach Angaben der Unternehmen Zähler- und Sensordaten, die über LTE-Gateways oder aus Lorawan-Netzen einlaufen.

Die Informationen stehen für Abrechnung, Analyse und Verbrauchssteuerung zur Verfügung. Dadurch sei die Verwaltung von Gebäuden bis hin zur automatisierten Erstellung der Jahresabrechnung möglich. Das Digitalisierungs-Tool ist für die Immobilienwirtschaft als White-Label-Produkt verfügbar. Eins Energie ist somit der erste Nutzer der Plattform.

Roland Warner, Vorsitzender der Geschäftsführung von Eins Energie, sieht in der Kooperation eine „große Chance“ in den Geschäftsbeziehungen von Energieversorgungsunternehmen mit der Wohnungswirtschaft. SWE-Vorstand Lars Martin Klieve erkennt in der Zusammenarbeit einen Vorteil bei dem Ansinnen, der Immobilienbranche „innovative und bedarfsgerechte Lösungen“ anzubieten.

Eins Energie ist nach eigenen Angaben mit rund 400.000 Haushalts- und Gewerbekunden ein führender kommunaler Versorger in Südsachsen in den Bereichen Erdgas, Strom, Internet, Wärme und Kälte sowie Wasser. Die Stadt Chemnitz und der Zweckverband „Gasversorgung in Südsachsen“, bestehend aus 117 Kommunen, halten jeweils 25,5 Prozent am Unternehmen, die Thüga AG 39,9 Prozent und die „eins energie Beteiligungsgesellschaft Chemnitz mbH“ die restlichen 9,1 Prozent. 2025 erwirtschaftete das Unternehmen mit rund 1.500 Beschäftigten etwa 1,3 Milliarden Euro Umsatz.

Auch die Stadtwerke Essen AG ist mehrheitlich in städtischer Hand (51 Prozent). Die Thüga ist hier ebenfalls Teilhaber (20 Prozent), die Eon-Tochter Westenergie kommt auf 29 Prozent. Für die Energie- und Wasserversorgung in der Stadt sorgen etwa 860 Mitarbeitende. (vs)

Bereits vom 1. Januar bis zum 31. März 2027 wird Stein als Referent der Geschäftsführung arbeiten. In dieser Zeit soll er sich auf die Leitung des Unternehmens vorbereiten, wie es in einer Mitteilung des Versorgers heißt. Der Stadtrat von Schmölln und die Gesellschafterversammlung haben seiner Berufung zugestimmt. 

Der 1993 geborene Stein leitet derzeit die Abteilung Investitionen beim Zweckverband Wasser/Abwasser Mittleres Elstertal. Der kommunale Verband verantwortet die Trinkwasserversorgung und Abwasserentsorgung in Gera und mehreren umliegenden Kommunen. Nach Angaben der Stadtwerke verfügt Stein über langjährige Erfahrung in der kommunalen Infrastruktur sowie in leitender Verantwortung. 

Bürgermeister Sven Schrade (SPD) begründet die frühzeitige Entscheidung mit der Planungssicherheit für das Unternehmen und einem geordneten Übergang. Die Stadt Schmölln ist alleinige Eigentümerin der Stadtwerke. 

Die Hauptgeschäftsfelder des Unternehmens sind die Trinkwasser- und Fernwärmeversorgung. Darüber hinaus übernehmen die Stadtwerke die technische und kaufmännische Betriebsführung für die Abwasserentsorgung der Stadt sowie für die Trinkwasser- und Abwasserentsorgung der Gemeindewerke Oberes Sprottental. Sie betreiben und unterhalten außerdem die Straßenbeleuchtung und führen das Freizeitbad Tatami.

Fernwärme liefern sie nach eigenen Angaben in den Stadtkern und das Neubaugebiet Heimstätte. In Schmölln leben rund 13.700 Menschen. Eine aktuelle Zahl ihrer direkten Kunden weisen die Stadtwerke nicht aus. (ds)

 
In Anbetracht des russischen Krieges in der Ukraine stellte Russland am 31.08.2022 die Gaslieferungen nach Deutschland ein. Zuvor wurden die Gaslieferungen seitens Russlands schrittweise gedrosselt. Während Deutschland seit dem Herbst 2022 kein Erdgas mehr aus Russland erhält, beziehen andere Länder in Europa weiterhin Erdgas-Lieferungen aus Russland. Die Angaben stammen von Eurostat und wurden von Statista Research Department am 1. Juni dieses Jahres veröffentlicht.

So hat US-Präsident Donald Trump Iran erneut mit Angriffen auf die zivile Infrastruktur des Landes gedroht. Nächste Woche würden alle Kraftwerke und Brücken zerstört, „es sei denn, sie kommen an den Verhandlungstisch und verhandeln“, sagte er in einem Interview des US-Senders Fox News. Trump kündigte heftige Angriffe für diese Nacht und die Folgenächte an. Die Kämpfe würden weitergehen, „bis ich sage, dass es genug ist“.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt präsentiert. Strom nahm damit die Tendenz bei Gas, Kohle und Öl auf. In der Grundlast gewann der Day-ahead um 23,50 auf 160,25 Euro je Megawattstunde zu, in der Spitzenlast ging es um 23,25 auf132,75 Euro je Megawattstunde nach oben. An der Börse wurden für den Base 159,86 Euro und für den Peak 132,32 Euro ermittelt.

Ausschlaggebend für die höheren Day-ahead-Preise ist die geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung, die am Donnerstag nur noch 19 Gigawatt betragen soll. Für den Mittwoch hatten die Meteorologen von Eurowind noch 23,6 Gigawatt prognostiziert. Am Freitag sollen die Beiträge der Erneuerbaren noch etwas weiter zurückgehen. Für das darauffolgende Wochenende werden dagegen sehr hohe Beiträge von Wind und Solar vorhergesagt. Bullish dürften sich auch die französischen Strompreise auf das Marktgeschehen in Deutschland ausgewirkt haben. Dort sind die Notierungen zum Teil auf mehrjährige Hochs gestiegen.

Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 um 1,84 auf 103,76 Euro je Megawattstunde, das sich damit im Bereich eines Zweieinhalbjahreshochs bewegte

CO2: Knapp behauptet haben sich die CO2-Preise am Mittwoch gezeigt. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.40 Uhr 0,09 auf 80,30 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt schwache 9,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 82,18 Euro, das Tief bei 81,20 Euro.

Vor den für Freitag angekündigten Reformvorschlägen der EU-Kommission zum EU-ETS dürften sich viele Anleger mit Engagements zurückhalten. Unterdessen sind in der Vorwoche an der ICE die Nettolongpositionen für Emissionszertifikate um deutliche 8,2 Millionen auf 50,2 Millionen Tonnen gesunken.

Erdgas: Fest haben sich die europäischen Gaspreise am Mittwoch präsentiert. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis 13.39 Uhr 1,09 auf 54,40 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE legte der Day-ahead um 1,70 auf 54,90 Euro je Megawattstunde zu.

Händler verweisen auf den Umstand, dass der Krieg im Persischen Golf wieder aufgeflammt ist. Europas Wettlauf um die Auffüllung der Erdgasvorräte wird schwieriger, da der Krieg die Preise in die Höhe treibt, was es für Händler weniger rentabel macht, den Brennstoff vor dem Winter zu kaufen und zu lagern. Die europäischen Gaspreise sind seit Kriegsbeginn um mehr als 70 Prozent gestiegen.

Die Gasspeicher in der gesamten Europäischen Union sind derzeit zu etwa 52 Prozent gefüllt, während die Einspeiseraten unter dem Vorjahresniveau und dem Zehn-Jahres-Sommerdurchschnitt liegen. Die meisten Analysten gehen davon aus, dass die Speicherfüllstände im Herbst nur knapp über 70 Prozent liegen werden. Die wachsenden europäischen Exportkapazitäten können den Effekt niedriger Speicherstände zwar dämpfen, doch steht Europa im verschärften Wettbewerb um LNG mit Asien. (cdg)