Der Zentralverband Elektrotechnik- und Elektronikindustrie (ZVEI) bewertet die überarbeiteten Entwürfe zwar als Schritt in die richtige Richtung. Laut ZVEI-Geschäftsführerin Sarah Bäumchen verfolgt das Netzpaket mit einer besseren Abstimmung von Erzeugung, Speichern, Verbrauch und Netzausbau weiterhin die richtigen Ziele. In der vorliegenden Form werde es der weiteren Elektrifizierung in Deutschland jedoch nicht den notwendigen Schub geben.

Positiv bewertet der Verband unter anderem die geplanten Änderungen beim Redispatch. Dazu gehören die Anhebung der Redispatch-Schwelle auf 5 Prozent der jährlichen Wirkleistungserzeugung, die Begrenzung des Entschädigungsverzichts auf 20 Prozent des Jahresertrags sowie technologiespezifische Engpassgebiete. 

EEG-Novelle mit Licht und Schatten

Die geplante EEG-Novelle bewertet der Verband differenziert. Positiv hebt der ZVEI hervor, dass auf einen ursprünglich vorgesehenen Vergütungsstopp nach dem Einbau intelligenter Messsysteme verzichtet werden soll. Ebenfalls begrüßt er die geplante Übergangsfrist von 36 Monaten für kleine Aufdach-Photovoltaikanlagen bei der Umstellung auf die Direktvermarktung. Kritisch sieht der Verband dagegen die vorgesehene Einspeisebegrenzung auf 50 Prozent der installierten Leistung für Solaranlagen bis 100 kW. Statt fester Obergrenzen sollten nach Auffassung des ZVEI Anreize für Speicher und netzdienliche Steuerung geschaffen werden.
Auch die Bürgerwerke eG in Heidelberg, begrüßen einzelne Nachbesserungen im EEG-Entwurf. Dennoch bleibe der Gesetzentwurf insgesamt problematisch. Nach ihrer Auffassung verlagert der Entwurf die Verantwortung für Netzengpässe zunehmend von den Netzbetreibern auf die Betreiber erneuerbarer Anlagen. Das könne die Investitionsbereitschaft von Kommunen, Energiegenossenschaften und privaten Haushalten schwächen.

Vorstand Felix Schäfer erklärte, das Ziel einer besseren Marktintegration erneuerbarer Energien sei grundsätzlich richtig. Voraussetzung seien jedoch funktionierende Rahmenbedingungen. Solange intelligente Messsysteme fehlten, Netzbetreiber ihre Aufgaben nicht vollständig erfüllten und wirtschaftliche Direktvermarktungsangebote für kleine Anlagen kaum verfügbar seien, würden Bürgerenergieprojekte benachteiligt.

Biogas ausgebremst

Der Biogasverband Flexperten sieht im EEG-Entwurf „einen Kahlschlag für die Biogasbranche“. Die „anderen Zwecke“, für die Biogas laut EEG gebraucht werden, setzten eine Einspeisung ins Erdgasnetz voraus und seien damit für 80 bis 90 Prozent der Anlagen nicht erreichbar. Zudem gleiche die geplante „leichte Erhöhung“ der installierten Leistung auf 9.500 MW nicht aus, dass Strom aus Biogas künftig nur noch flexibel, also in Versorgungslücken, erzeugt werden soll.

Der Verband warnt daher, dass die Biogaserzeugungsmenge drastisch schrumpfen werde, mit ihr landwirtschaftliche Wertschöpfung und ein Brennstoff der erneuerbar und im Land erzeugt werden könne. Für die Weiterexistenz der bestehenden rund 10.000 Betriebe müsste das Ausschreibungsvolumen auf 3 bis 4.000 MW pro Jahr steigen, fordern die Flexperten. Im Entwurf sinke das Ausschreibungsvolumen jedoch auf 500 MW pro Jahr, womit die Zielgröße verfehlt werde.

Europäische Vorgaben nicht erfüllt

Die Bürgerwerke verweisen zudem auf europäische Vorgaben. Das Europarecht sehe ausdrücklich vor, dass Bürger sich in Energiegemeinschaften zusammenschließen und am Energiemarkt teilnehmen können. Deutschland müsse dafür einen diskriminierungsfreien Rechtsrahmen schaffen. Der Bundestag solle den Gesetzentwurf deshalb nachbessern.

Diese Kritik teilt der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES). Neben den deutschen Gesetzentwürfen priorisiere der von der Europäischen Kommission veröffentlichte Electrification Action Plan Strom. Die Elektrifizierung sei Grundlage für Wettbewerbsfähigkeit, Versorgungssicherheit und Klimaschutz in Europa. Hinter dieser Vorgabe blieben laut BVES-Geschäftsführer Urban Windelen die deutschen Entwürfe zurück. Auch im EEG 2027 vermisst der Verband stärkere Impulse für Flexibilität und hybride Energiesysteme.

Der BVES kritisiert außerdem, dass weitere Reformen auf einen späteren Zeitpunkt verschoben werden sollen. Ein zweites Netzanschlusspaket für die Verteilnetze sei erst für Dezember angekündigt. Der BVES fordert deshalb, alle laufenden Gesetzgebungsvorhaben konsequent an den europäischen Elektrifizierungszielen auszurichten und regulatorische Hürden für Speicher, Digitalisierung und elektrische Anwendungen abzubauen. (sh)

Die bestehende Festlegung war im November 2022 als Reaktion auf die Gaskrise beschlossen worden. Sie ermöglicht es Gasnetzbetreibern, bestimmte krisenbedingte Kosten als volatile Kostenanteile anzuerkennen und dadurch zeitnah in der Regulierung zu berücksichtigen. Ohne eine Verlängerung würde die Regelung am 30. September 2026 auslaufen.

Unterschiedliche Gasbeschaffenheit

Im Mittelpunkt der nun vorgesehenen Verlängerung stehen weiterhin Schäden, die durch den Transport von Erdgas entstehen können, das nicht den Qualitätsanforderungen des DVGW-Arbeitsblatts G 260 entspricht. Laut Beschlussentwurf betrifft dies insbesondere Gasimporte aus Frankreich, die während der Energiekrise zur Sicherung der Versorgung nach Deutschland geleitet wurden.

Nach Angaben der Bundesnetzagentur können Schadensersatzforderungen einschließlich Gerichts- und Anwaltskosten weiterhin als volatile Kosten anerkannt werden. Voraussetzung ist, dass die Einspeisung des Gases zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit erforderlich ist und die Netzbetreiber alle angemessenen Maßnahmen zur Schadensbegrenzung ergreifen. Dazu gehört unter anderem, betroffene Anschlusskunden und Speicherbetreiber über die Gasbeschaffenheit zu informieren.

Zweite Verlängerung

Die Bundesnetzagentur hatte den Zeitraum für berücksichtigungsfähige Gaseinspeisungen bereits im April 2024 vom 31. März 2024 auf den 30. September 2026 verlängert. Hintergrund war die Einschätzung, dass bis zur vollständigen Inbetriebnahme der geplanten LNG-Terminals weiterhin eine Versorgungslücke möglich sei. Mit der jetzt vorgeschlagenen zweiten Verlängerung sollen auch Schadensereignisse berücksichtigt werden, die aus Gaseinspeisungen bis zum Ende des Gaswirtschaftsjahres 2026/2027 resultieren.

Zur Begründung verweist die Beschlusskammer darauf, dass auch im Gaswirtschaftsjahr 2025/2026 weiterhin Gasmengen aus Frankreich nach Deutschland importiert worden seien. Nach Einschätzung der Behörde könnten diese Importe bis zum Abschluss des weiteren Ausbaus der LNG-Kapazitäten noch benötigt werden. Erst danach werde die Notwendigkeit entsprechender Lieferungen voraussichtlich entfallen.

Ausnahme wird konsultiert

Die Regelung sei ausdrücklich als Ausnahmeregime ausgestaltet, betont die Bundesnetzagentur. Angesichts der Bedeutung der Versorgungssicherheit wolle die Beschlusskammer das Risiko möglicher Versorgungsengpässe möglichst gering halten. Gleichzeitig blieben die Netzbetreiber verpflichtet, Schäden bei Anschlusskunden nach Möglichkeit zu vermeiden.

Adressaten der Festlegung sind alle Gasnetzbetreiber, die der Anreizregulierung unterliegen und in die Zuständigkeit der Bundesnetzagentur sowie der Landesregulierungsbehörden von Berlin, Brandenburg, Bremen und Schleswig-Holstein fallen. Die Entscheidung soll nach Abschluss der Konsultation bis zum 30. September 2027 gelten. Stellungnahmen sind per E-Mail an Konsultation.BK9@BNetzA.de zu richten.

Der Verlängerungsentwurf für VOLKER steht auf der Internetseite der Bundesnetzagentur bereit. (sh)

Klaus Müller erklärte: „Die Bundesnetzagentur hat sich schon vor Verabschiedung des Gesetzes gründlich vorbereitet. Wir werden die Ausschreibungen nun mit größter Sorgfalt, aber zügig umsetzen. Unser Ziel ist es, dass die ersten Anlagen möglichst bald errichtet werden können.“ Der Gesetzgeber habe mit dem StromVKG einen Rahmen geschaffen, damit der Strommarkt auch in Zukunft über ausreichend gesicherte Leistung verfügt, so der Präsident der Bundesnetzagentur.

Verpflichtung für einen Zeitraum von 15 Jahren

Mit dem Verfahren beginnt die praktische Umsetzung der Kraftwerksstrategie der Bundesregierung. Bundestag und Bundesrat hatten das StromVKG am 9. beziehungsweise 10. Juli 2026 beschlossen. Es bildet die rechtliche Grundlage für den Aufbau neuer steuerbarer Kraftwerkskapazitäten, die die Stromversorgung auch dann absichern sollen, wenn Wind- und Solaranlagen über längere Zeit nur wenig Strom erzeugen oder Stromimporte ausbleiben. Insgesamt sollen nach den Plänen der Bundesregierung innerhalb der kommenden zwölf Monate Ausschreibungen für 11.000 MW gesicherte Leistung stattfinden.

Teilnehmen können Erzeugungsanlagen, die über längere Zeiträume zuverlässig Strom bereitstellen können. Die Anlagen müssen dafür bestimmte technische Anforderungen erfüllen. Dazu gehört unter anderem die Fähigkeit, sogenannte Momentanreserve bereitzustellen und damit zur Netzstabilität beizutragen – auch dann, wenn sie gerade keine elektrische Leistung erzeugen.

Erfolgreiche Bieter verpflichten sich, ihre Erzeugungskapazitäten über einen Zeitraum von 15 Jahren vorzuhalten und bei Bedarf bereitzustellen. Im Gegenzug erhalten sie eine jährliche Vergütung. Deren Höhe wird im Wettbewerb ermittelt. Für die erste Ausschreibungsrunde gilt ein Höchstpreis von 244.000 Euro je Megawatt reduzierter Leistung und Jahr. Die Gebote müssen bis zum 8. September um 24 Uhr elektronisch über die Ausschreibungsplattform der Bundesnetzagentur eingereicht werden.

Die ausgeschriebene reduzierte Leistung entspricht dabei nicht der installierten Kraftwerksleistung. Sie berücksichtigt mithilfe eines gesetzlich festgelegten Faktors den tatsächlichen Beitrag unterschiedlicher Technologien zur Versorgungssicherheit. Dadurch sollen verschiedene Kraftwerkstypen vergleichbar bewertet werden.

Das StromVKG enthält außerdem Vorgaben für eine regionale Steuerung des Kraftwerkszubaus. Grundsätzlich entscheidet der Gebotspreis über die Reihenfolge der Zuschläge. Erst wenn Projekte im netztechnischen Norden ein Drittel des Ausschreibungsvolumens erreicht haben, erhalten Vorhaben im Süden einen Bonus. Bei deren Bewertung wird dann ein Abschlag von 16.000 Euro je Megawatt reduzierter Leistung und Jahr berücksichtigt. Die Regelung soll dazu beitragen, neue Kraftwerke dort zu errichten, wo sie aus Sicht des Stromnetzes besonders benötigt werden. (fw)

Ziel der Förderung bleibt es, den Energieverbrauch und die CO2-Emissionen im Gebäudesektor zu senken. Von sofort an gelten demnach geänderte Förderbedingungen für die BEG-Heizungsförderung in Wohn- und Nichtwohngebäuden sowie für die Förderung energetischer Sanierungen. Im Bereich Wohngebäude beträgt die Grundförderung für Heizungen weiterhin 30 Prozent der förderfähigen Kosten. Der Förderhöchstbetrag liegt bei 28.000 Euro für die erste Wohneinheit und bei gestaffelten Beträgen für weitere Wohneinheiten. Für selbstnutzende Eigentümer wird der Einkommensbonus stärker nach Jahreseinkommen differenziert, für Haushalte mit Kindern gelte angehobene Einkommensgrenzen.

Der Klimageschwindigkeitsbonus bleibt bestehen, wird jedoch von Februar 2027 an schrittweise reduziert. Im ersten Quartal 2027 soll zudem ein Wertschöpfungsbonus eingeführt werden. Dann sinkt die Grundförderung für Wärmepumpen auf 15 Prozent; für innerhalb der EU gefertigte Wärmepumpen ist ein zusätzlicher Wertschöpfungsbonus von nochmal 15 Prozent vorgesehen. Effizienzbonus und Emissionsminderungszuschlag entfallen.

Auch bei der Heizungsförderung für Nichtwohngebäude gelten neue Höchstbeträge und Anpassungsmechanismen. Für Gebäude bis 150 Quadratmeter Nettoraumfläche liegt der Förderhöchstbetrag ebenfalls bei 28.000 Euro, bei größeren Gebäuden gelten zusätzliche Flächenwerte. Diese Höchstbeträge werden von Februar 2027 an ebenfalls schrittweise abgesenkt.
 
Bei der Förderung energetischer Sanierungen von Wohn- und Nichtwohngebäuden entfällt der bisherige Zusatzbonus von 5 Prozent für Effizienzhaus-Stufen mit EE-Klasse. Für Wohngebäude wird die Förderung einheitlich auf 150.000 Euro pro Wohneinheit gedeckelt. Die Tilgungszuschüsse werden pauschal um 10 Prozentpunkte reduziert. Dies gilt auch für Zuschüsse an Kommunen.

Ausgeweitet wird der Bonus für serielles Sanieren: Für Wohngebäude gilt er künftig auch für die Effizienzhaus-Stufe 70 EE. Für Nichtwohngebäude wird ein entsprechender Bonus neu eingeführt. Die Beantragung soll voraussichtlich von Ende September 2026 an möglich sein.

Bereits erteilte Förderzusagen bleiben gültig. Eingegangene, noch nicht beschiedene Anträge werden nach den geltenden Förderbedingungen geprüft. Die Förderung steht weiterhin unter dem Vorbehalt verfügbarer BEW-Gelder.

Die KfW hat die Details der umgestalteten BEG-Förderung auf ihrer Internetseite veröffentlicht. Und der Hersteller Stiebel Eltron stellt einen Online-Förderrechner für den Einbau einer Wärmepumpe in ein selbstgenutztes Einfamilienhaus zur Verfügung (geo)

Der Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) unterstützt das Ziel einer stärkeren Elektrifizierung grundsätzlich. Laut dem Verband reichen politische Zielsetzungen jedoch nicht aus, solange die notwendige Infrastruktur fehlt. Bereits heute seien in Deutschland vielerorts keine ausreichenden Netzanschlusskapazitäten verfügbar. Nach Einschätzung des VIK dürfte dieser Engpass noch bis weit in die 2030er Jahre bestehen und den Umstieg auf elektrische Anwendungen in Industrie und anderen Sektoren erschweren.

Zudem verweist der Verband auf die Strompreise. VIK-Hauptgeschäftsführer Christian Seyfert erklärte, die Europäische Kommission erkenne zwar an, dass hohe Stromkosten eine der größten Hürden für die Elektrifizierung industrieller Prozesse seien. „Entscheidend für die Wettbewerbsfähigkeit Europas sind jedoch die tatsächlichen Stromkosten im internationalen Vergleich“, erinnert er. Wer die Industrie elektrifizieren wolle, müsse Strom günstiger machen.

Der Gesetzesvorschlag der EU-Kommission sieht unter anderem eine stärkere Harmonisierung der Grundsätze für Netzentgelte sowie zusätzliche Anreize für Elektrifizierung und Flexibilität vor. Aus Sicht des VIK ist es positiv, dass der Entwurf weiterhin reduzierte Netzentgelte für die Industrie ermöglicht. Seyfert betonte zugleich, europäische Vorgaben dürften die laufende Reform der Netzentgelte in Deutschland nicht verzögern oder die Unsicherheit über die künftige Höhe der Netzentgelte erhöhen.

Netzentgelte weiter national bestimmen

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) äußert sich ebenfalls kritisch zu Teilen des Gesetzesvorschlags. Nach Auffassung des Verbandes unterscheiden sich die Stromnetze in den Mitgliedstaaten deutlich hinsichtlich Struktur, Digitalisierungsgrad, Nutzergruppen sowie Aus- und Investitionsbedarf. Deshalb sollte die Ausgestaltung der Netzentgelte weiterhin maßgeblich in der Verantwortung der einzelnen Mitgliedstaaten liegen.

BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae warnt davor, dass eine europaweite Harmonisierung der Effizienzvergleiche die Rolle der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) stärken und den Handlungsspielraum nationaler Regulierungsbehörden einschränken könnte. In Deutschland habe die Bundesnetzagentur bereits mit dem Verfahren „AgNes“ eine Reform der Netzentgeltsystematik angestoßen, die bis Ende des Jahres abgeschlossen werden soll.

Auch beim Smart-Meter-Rollout fordert der BDEW nationale Flexibilität. Der Verband spricht sich zwar für einen beschleunigten Einbau intelligenter Messsysteme aus, lehnt jedoch verbindliche EU-Quoten ab. „Deutschland hat sich bewusst für hohe Anforderungen an Sicherheit, Wirtschaftlichkeit und Steuerbarkeit entschieden“, erinnerte Andreae. Neue europäische Vorgaben könnten den inzwischen beschleunigten Rollout gefährden. Kritisch bewertet der Verband zudem die geplante Abschaffung der nationalen Kosten-Nutzen-Analyse.

Stromsteuer senken

Darüber hinaus fordert der BDEW, nationale Möglichkeiten zur Unterstützung energie- und klimapolitischer Ziele zu erhalten. Als Beispiel nennt der Verband Netzentgeltbefreiungen für Elektrolyseure, die für den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft wichtig seien. Positiv bewertet der BDEW dagegen das Ziel der Kommission, die Elektrifizierung steuerlich zu fördern und Strom nicht stärker als Erdgas zu belasten.

Für mehr Planungssicherheit müsse jedoch ein verbindlicher Zeitrahmen für die Umsetzung geschaffen werden. In Deutschland sollte nach Auffassung des Verbandes die Stromsteuer für alle Verbraucher auf das europäische Mindestmaß gesenkt werden.

Der VIK fordert Bundesregierung und europäische Institutionen auf, die Voraussetzungen für die angestrebte Elektrifizierung zu schaffen. Dazu zählen aus Sicht des Verbandes wettbewerbsfähige Strompreise, ein beschleunigter Netzausbau, ausreichende Netzanschlusskapazitäten sowie verlässliche regulatorische Rahmenbedingungen. Nur so könnten die Elektrifizierungsziele der Europäischen Union in der industriellen Praxis umgesetzt werden. (sh)

Linda Kalcher von der Brüsseler Denkfabrik Strategic Perspectives bewertet den Vorstoß als Versuch der Schadensbegrenzung. Die Kommission habe einerseits Bedenken von Regierungen innerhalb und außerhalb der EU berücksichtigt, andererseits aber darauf verzichtet, die bestehende Gesetzgebung erneut aufzuschnüren. Damit halte sie am Grundsatz der Regulierung fest. Gleichzeitig verliere die Verordnung durch den zeitweisen Verzicht auf Sanktionen einen Teil ihrer Durchsetzungskraft, erklärte Kalcher.

Druck der Gaswirtschaft

Hintergrund der Empfehlung ist unter anderem der Druck von Interessenvertretern der Gaswirtschaft. Die Mehrheit der Gaslieferanten für die EU sei derzeit nicht in der Lage, die strengen Vorgaben einzuhalten. Zudem verweist die Kommission auf die angespannte geopolitische Lage. Der Konflikt im Nahen Osten beeinträchtige rund 20 Prozent der weltweiten Handelsströme für Flüssigerdgas (LNG) sowie etwa 20 Prozent des weltweiten Ölverbrauchs. Derzeit sei nicht absehbar, wie lange diese Situation anhalte.

Seit 2024 gilt in der Europäischen Union eine Methanverordnung, die Emissionen aus dem Energiesektor verringern soll. Ab dem 1. Januar 2027 müssen Unternehmen für bestimmte Lieferverträge nachweisen, dass Produzenten in den Herkunftsländern ihre Methan-Emissionen mindestens ebenso sorgfältig überwachen und dokumentieren wie Unternehmen innerhalb der EU.

Sanktionsrisiko behindert Lieferverträge

Die Verordnung verpflichtet die Mitgliedstaaten außerdem dazu, Sanktionen für Verstöße festzulegen. Nach Angaben der EU-Kommission haben die meisten Staaten entsprechende Regelungen bislang jedoch noch nicht umgesetzt. Unternehmen könnten deshalb derzeit nicht ausreichend einschätzen, welche Risiken beim Bezug möglicherweise nicht konformer Öl- und Gaslieferungen bestehen.

Dies behindert laut Gaswirtschaft aktuell den Abschluss langfristiger Verträge. Mit der Empfehlung will die Behörde nach eigenen Angaben mehr Rechtssicherheit schaffen, ohne die eigentlichen Vorgaben der Verordnung zu ändern. Nach Angaben der EU-Kommission müssen nationale Gerichte die Empfehlung bei möglichen Streitfällen berücksichtigen. Rechtlich verbindlich bleibt jedoch die bestehende Methanverordnung.

Kritik von Umweltschützern

Die Deutsche Umwelthilfe (DUH) kritisiert, dass die Vorgaben zur Kontrolle von Importen hinter den Anforderungen zurückbleiben. Bundesgeschäftsführer Sascha Müller-Kraenner forderte „klare Qualitätsstandards und wirksame Kontrollen“. Sollte die EU-Kommission die Regelungen nicht nachschärfen und einen verbindlichen Weg zu tatsächlichen Emissionsminderungen in wichtigen Exportregionen schaffen, werde die Verordnung ihr Ziel verfehlen und ausgerechnet jene Unternehmen begünstigen, die sich am stärksten gegen die Vorgaben eingesetzt hätten. (sh)

Nach Angaben des ZVSHK hatte das OLG Koblenz am 2. Juni 2026 entschieden, dass ein Betrieb ohne Eintragung in die Handwerksrolle nicht für die Planung, Installation und Wartung von Photovoltaikanlagen werben darf. Das Gericht habe festgestellt, dass entsprechende Arbeiten wesentliche Tätigkeiten des Dachdecker- und Elektrotechnikerhandwerks sein können.

Welche weiteren Gewerke nach der Handwerksordnung sowie den Ausbildungs- und Meisterprüfungsverordnungen ebenfalls zur Ausführung solcher Arbeiten berechtigt sind, sei hingegen nicht Gegenstand des Verfahrens gewesen, betont der Verband.

Mehr Gewerke qualifiziert

Der ZVSHK warnt deshalb vor einer verkürzten Darstellung der Gerichtsentscheidung. Michael Kober, technischer Referent des Verbands, erklärt, der Eindruck, dass lediglich zwei Gewerke für Photovoltaik zuständig seien, werde der handwerksrechtlichen Realität nicht gerecht. So sei etwa das Klempnerhandwerk bei Dach- und Fassadenarbeiten aus Metall ausdrücklich für entsprechende Tätigkeiten qualifiziert und berechtigt.

Auch das Installateur- und Heizungsbauerhandwerk verfüge über entsprechende Qualifikationen, so der Verband. Die Ausbildungsverordnung für Anlagenmechaniker SHK umfasse nachhaltige Energie- und Wassernutzungssysteme sowie Wärmeerzeuger für Sonnenenergie und Anlagen zur solarunterstützten Heizung. Zudem seien in der Meisterprüfungsverordnung Anlagen zur Energiesammlung, Energieumwandlung und Energiespeicherung verankert.

Der Anschluss von Solarthermieanlagen gehöre eindeutig zum Tätigkeitsbereich des SHK-Handwerks. Photovoltaikanlagen könnten nach Darstellung des ZVSHK ebenfalls dazugehören, wenn sie in einem funktionalen Zusammenhang mit einer SHK-Hauptleistung stehen. Als Beispiele nennt der Verband Wärmepumpensysteme oder energetische Gesamtlösungen für Gebäude.

Gewerkeübergreifende Kooperation

In der Praxis hätten sich deshalb gewerkeübergreifende Kooperationen als rechtssicheres Modell etabliert. Laut ZVSHK wird derzeit eine Verbändevereinbarung zur sicheren Installation von Photovoltaikanlagen überarbeitet. Der Verband sei dieser Vereinbarung bereits 2024 beigetreten. An der Aktualisierung arbeiteten neben den bisherigen Beteiligten weitere Gewerke und Berufsgenossenschaften mit.

Daniel Föst, Hauptgeschäftsführer des ZVSHK, verweist auf die zunehmende Vernetzung verschiedener Gebäudetechnologien. „Photovoltaik, Solarthermie, Wärmepumpen und moderne Gebäudetechnik wachsen in der Praxis immer stärker zusammen“, sagte er. Deshalb komme es auf eine fachgerechte, sichere und rechtlich eindeutige Zusammenarbeit der qualifizierten Handwerksbetriebe an. (sh)

Denn die Projektpipeline für Windkraft- und Freiflächen-Photovoltaikanlagen der weltweit zweitgrößten Volkswirtschaft beläuft sich den Autoren zufolge auf eine Gesamtleistung von mehr als 1,36 Millionen MW. Davon seien bereits mehr als 500.000 MW im Bau. 664.000 MW entfallen auf geplante oder im Bau befindliche Freiflächen-PV-Anlagen. Im Windenergiesektor summiert sich die Projektpipeline auf 698.000 MW. 

Aber: Nach Einschätzung der Autoren hält der Ausbau der Übertragungsnetze mit dem Zubau der Erneuerbaren bei weitem nicht Schritt. Denn ein Großteil der Erzeugungsanlagen entsteht im Norden und Nordwesten des Landes, weit entfernt von den Industriezentren der Ostküste. 27 zusätzliche Ultrahochspannungs-Gleichstromleitungen (UHV) wären bis 2030 erforderlich, schätzen die Autoren. Zwischen 2021 und 2025 seien jedoch lediglich sechs entsprechende Leitungen fertiggestellt oder in Bau gegangen. In der Folge würden Wind- und Solarstrom zunehmend abgeregelt. Besonders betroffen seien die Provinzen Qinghai, Xinjiang und Gansu, in denen die Abregelung von Solarstrom im Jahr 2025 zwischen 10 und 17 Prozent gelegen habe. 

Zumal mit neuen Leitungen nicht ausschließlich Strom aus regenerativen Quellen transportiert wird: So sollen elf geplante Leitungen zwar erneuerbare Erzeugung mit insgesamt 129.000 MW anbinden. Aber auch 40.000 MW Kohlekraftkapazität. Nur etwa ein Fünftel des derzeit über UHV-Leitungen transportierten Stroms werde aus Wind und Solar generiert, schreiben die Autoren des GEM. Seit 2021 habe sich dieser Wert kaum verändert.

Neuausrichtung der Politik erforderlich

Der Batteriespeichersektor sowie die Produktionskapazitäten für grünen Wasserstoff verzeichneten ebenfalls große Zuwächse. Bereits jetzt verfüge China über mehr als 10.000 MW Wind- und Solarkapazität, die explizit der Produktion von grünem Wasserstoff gewidmet seien. Jährlich würden damit mindestens 250.000 Tonnen Wasserstoff erzeugt. Weitere 53.000 MW Wind- und Solarkapazität für die Wasserstofferzeugung seien in Planung. Diese könnten die Wasserstoffproduktion um weitere 1,6 Millionen Tonnen jährlich erhöhen. 

Allerdings: Um langfristig das Dekarbonisierungsziel zu erreichen, sei eine entschlossene Neuausrichtung der Politik erforderlich, schreiben die Autoren. Seit 2022 verfolge China den Grundsatz „das Neue schaffen, bevor das Alte schrittweise aufgegeben wird“, um seine Energiewende zu steuern. Dieser Ansatz habe in den vergangenen vier Jahren zwar zu beispiellosen Investitionen in die Infrastruktur für erneuerbare Energien geführt. Gleichzeitig sei aber auch viel Geld in die Infrastruktur für fossile Brennstoffe, insbesondere Kohle, geflossen. 

Letztlich, so das Fazit des Berichts, werde sich Chinas Erfolg nicht daran messen, wie viele Gigawatt Erneuerbare-Kapazitäten zusätzlich installiert werden. Sondern daran, in welchem Umfang sie Kohle verdrängen. (kmt)

Der vollständige Bericht „China's wind and solar megabases face a coal test“ ist im Internet abrufbar.

Das geht aus einer Erhebung der Deutschen Windguard hervor, die im Auftrag des Bundesverbands Windenergie (BWE), des Bundesverbands Windenergie Offshore (BWO), des Verbands Deutscher Maschinen- und Anlagenbau Power Systems (VDMA Power Systems), der WAB, des Windenergy Network sowie der Stiftung Offshore-Windenergie erstellt wurde.

Nach Angaben der Verbände sind weitere 22 Anlagen mit einer Leistung von 323 MW in den Offshore-Windparks Borkum Riffgrund 3, He Dreiht und Nordseecluster A bereits errichtet, aber noch nicht in Betrieb. Für Offshore-Projekte mit insgesamt 2.600 MW wurde demnach bereits die finale Investitionsentscheidung getroffen.

Weitere Projekte mit einer Leistung von 17.500 MW haben zwar einen Zuschlag erhalten, befinden sich jedoch noch vor der endgültigen Investitionsentscheidung. Nach der aktuellen Planung soll die installierte Offshore-Windleistung in Deutschland bis 2032 auf 30.000 MW steigen.

Für weiteren Ausbau Gesetz anpassen

Trotz des Ausbaus sehen die Branchenverbände Handlungsbedarf beim regulatorischen Rahmen. Sie verweisen darauf, dass die Ergebnisse der jüngsten Ausschreibungsrunden zeigten, dass das bestehende Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) nicht mehr den aktuellen Marktbedingungen entspreche. Insbesondere die ausgebliebene Gebotsabgabe bei der Ausschreibung im August 2025 verdeutliche den Reformbedarf.

Die Verbände fordern deshalb eine Novelle des WindSeeG noch im Sommer 2026. Diese solle Investitionssicherheit schaffen und das bisherige Ausschreibungsmodell durch indexierte, zweiseitige Contracts for Difference (CfDs) ersetzen. Nach Einschätzung der Organisationen könnten solche Differenzverträge Finanzierungsrisiken senken, die Umsetzung von Projekten erleichtern und langfristig wettbewerbsfähige Stromkosten unterstützen.

Zudem sprechen sie sich für einen Absicherungsmechanismus für langfristige Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPAs) aus, damit diese für Banken und Industrieunternehmen besser finanzierbar werden.

Neuausschreibung ermöglichen

Für bereits bezuschlagte Projekte verlangen die Verbände eine verlässliche Perspektive. Sollten Projekte aufgrund veränderter wirtschaftlicher Rahmenbedingungen nicht mehr umgesetzt werden können, müsse die Bundesregierung laut den Organisationen gesetzliche Möglichkeiten für eine Rückgabe der Flächen prüfen. Diese könnten anschließend zügig erneut ausgeschrieben werden, damit Netzanschlüsse und Flächen nicht ungenutzt blieben und die Projektpipeline erhalten werde.
 
Nach Einschätzung der Branchenorganisationen ist ein kontinuierlicher Ausbau der Offshore-Windenergie auch für den Industriestandort Deutschland wichtig. Ein verlässlicher Ausbaupfad schaffe Planungssicherheit für Investitionen in Produktionskapazitäten, Lieferketten und Hafeninfrastruktur.

Laut einer Studie des Instituts Windresearch im Auftrag des BWO sichert die Offshore-Windenergie derzeit rund 49.000 Beschäftigungsverhältnisse in Deutschland. Die Verbände fordern deshalb faire Wettbewerbsbedingungen für europäische Unternehmen sowie einen stärkeren Schutz der kritischen Energieinfrastruktur und der Lieferketten vor physischen und digitalen Risiken.

Offshorewind liefert verlässlich Strom

Die Bedeutung der Offshore-Windenergie für die Stromversorgung unterstreichen auch aktuelle Erzeugungsdaten. Nach Angaben des BWE produzierten die deutschen Offshore-Windenergieanlagen im Jahr 2025 rund 26,1 Milliarden MWh Strom. Das entsprach rechnerisch dem Jahresstrombedarf von etwa 8,7 Millionen Haushalten mit einem Verbrauch von jeweils 3.000 kWh.

Zudem erreichen Offshore-Anlagen laut dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) mit 3.500 bis 4.500 Vollaststunden deutlich höhere Werte als Windenergieanlagen an Land, die auf 2.000 bis 3.000 Vollaststunden kommen. (sh)

Nach früheren Angaben war das Kontingent für Immobilienbesitzer schon im Sommer 2023 mit gut 6.000 Antragstellern ausgeschöpft. Insgesamt seien bislang rund 4,9 Millionen Euro ausgezahlt worden. Davon rund 3 Millionen Euro an Eigentümer und rund 1,9 Millionen Euro an Mieter. 

Mieterinnen und Mieter können weiterhin einen Betrag von maximal 500 Euro pro steckerfertiger Photovoltaikanlage und Wohnung für Anschaffung und Installation erhalten. Gefördert werden Anlagen mit einer Mindestleistung von 200 und einer maximalen Anschlussleistung von 800 Watt.

Viele gehen auch ohne Förderung ans Netz

Dieses Jahr wurden bis zum 10. Juli laut Ministerium rund 230 Anträge mit insgesamt rund 108.000 Euro ausgezahlt. Im gesamten Vorjahr waren es demnach rund 580 Anträge mit einer Summe von rund 270.000 Euro. 

Laut Zahlen der Bundesnetzagentur gingen ungleich mehr Anlagen in MV ans Netz. 2026 waren es bislang schon mehr als 4.100 Anlagen, die auch aktuell als weiterhin betrieben geführt werden. Im gesamten Vorjahr waren es demnach rund 7.600 Anlagen, 2024 rund 7.400. Insgesamt hat die Behörde nach eigenen Zahlen mehr als 29.000 entsprechende Anlagen in Mecklenburg-Vorpommern registriert und mehr als 1,4 Millionen in ganz Deutschland.

Laut ADAC kostet ein typisches Balkonkraftwerk mit zwei Modulen, Wechselrichter und Halterung aktuell zwischen 250 und 500 Euro. Kommt ein Speicher hinzu, bewege sich der Preis demnach zwischen 700 und
1.400 Euro.

 
Im September 2025 importierte Deutschland rund 1,45 Millionen Tonnen Steinkohle. Dies entspricht einem Rückgang im Vergleich zum vorherigen Monat. Generell sind die deutschen Importe von Steinkohle ganzjährigen Schwankungen unterlegen. Die jeweiligen Höhepunkte werden in den Wintermonaten erreicht. Zur Jahresmitte nehmen die Importe hingegen ab.

Für den ersten Bauabschnitt − ingesamt 106 MW − erhielt die „SUNfarming GmbH“ in der EEG-Ausschreibung den Zuschlag und begann im vierten Quartal 2025 mit den Arbeiten. Nun stehen die ersten bifazialen Glas-Glas-Module. Um ausreichend Platz für die landwirtschaftliche Nutzung zu lassen, beträgt die Durchgangshöhe 2,1 Meter. Landwirt Meise, Geschäftsführer der Fürstenwalder Agrarprodukte GmbH, zieht eine erste positive Bilanz: „Unter den Solaranlagen wächst es besser als außerhalb“, sagt er im Video und zeigt auf die gelben Felder neben der Anlage. „Die Sonne brennt erbarmungslos ohne Schatten auf die Pflanzen nieder. Wir haben viel zu viel Sonne und viel zu wenig Wasser. Unter den Solaranlagen ist noch alles schön grün.“

Möglich sei dies durch eine spezielle Unterkonstruktion, die das Regenwasser unter den Modulen gleichmäßig verteile. „Ich denke, es wird Pflanzen geben, die hier optimal wachsen werden“, sagt Meise: „Ich bin überzeugt, dass wir auch Pflanzen im hochwertigen Bereich, zum Beispiel Heil- und Gewürzpflanzen, finden werden, die unter den Bedingungen hier super klarkommen.“ 

Sunfarming entwickelt den Klimapark gemeinsam mit der Gemeinde Steinhöfel, örtlichen Landwirtschaftsbetrieben, dem Landkreis Oder-Spree sowie den Unternehmen Spie und Edis. Das Projekt soll neben der Stromerzeugung auch die regionale Wertschöpfung stärken und wirtschaftliche Impulse für den ländlichen Raum setzen. (kmt)

D2HeaTEC läuft in den Quartieren Vogesenstraße und Alzeyer Straße, die zur Kölner Initiative „KlimaVeedel“ gehören. Beteiligt sind die in Köln ansässige Rheinenergie, die als kommunaler Versorger Strom, Gas, Wärme und Wasser anbietet, sowie zwei Institute des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT). Die ebenfalls in Köln ansässige Asew koordiniert das Projekt. Das Stadtwerke-Netzwerk unterstützt nach eigenen Angaben mehr als 390 Mitgliedsunternehmen bei Energieeffizienz, Klimaschutz und erneuerbaren Energien.

Das auf drei Jahre angelegte Vorhaben soll Erkenntnisse dazu liefern, wie Betreiber die Nahwärmeversorgung in bestehenden Wohngebieten dekarbonisieren können. Dabei geht es nicht allein um technische Lösungen. Das Projekt untersucht auch, unter welchen Bedingungen Haushalte bereit sind, ihr Heizverhalten an einen effizienteren Netzbetrieb anzupassen.
 App macht Heizdaten sichtbar

Über die App sollen teilnehmende Haushalte künftig ihre Heizdaten einsehen und ihren individuellen Heizplan gestalten können. Die technische Infrastruktur baut das Scientific Computing Center des KIT auf. Die Projektpartner begründen die dortige Speicherung mit Anforderungen an Datenschutz und Flexibilität.

Parallel bereitet die Rheinenergie die Ausstattung der Wohnungen mit Messtechnik vor. Für zunächst 40 Wohneinheiten sind Sensoren bestellt, die Installation soll im August beginnen. Die Rheinenergie hat dafür den Kölner Telekommunikationsanbieter NetCologne beauftragt. Die Datenanbindung übernimmt das Karlsruher Softwareunternehmen Selfbits.

Diese Messwerte sollen in einen digitalen Zwilling des Wärmenetzes einfließen. Dabei handelt es sich um ein virtuelles Modell, mit dem das Projektteam Betriebszustände nachbilden und verschiedene Regelungsansätze testen kann. Für das Quartier Vogesenstraße hat das Team nach Angaben der Asew bereits ein Nahwärmenetz mit der Software „OpenModelica AixLib“ simuliert. Grundlage sind historische Betriebsdaten.

Ein Schwerpunkt liegt auf der Vorlauftemperatur. Sinkt sie, können die Wärmeverluste zurückgehen und klimafreundliche Wärmequellen leichter eingebunden werden. Wie stark sich die Temperatur absenken lässt, hängt jedoch etwa vom Gebäudebestand, den Heizungsanlagen und dem Verhalten der angeschlossenen Haushalte ab. Der digitale Zwilling soll helfen, diese Zusammenhänge vor Eingriffen in den realen Netzbetrieb zu untersuchen.

Projekt sucht weitere Haushalte

Für die nächste Projektphase wollen die Partner rund 70 Haushalte aus beiden Quartieren gewinnen. Nach Informationsschreiben, zwei Veranstaltungen vor Ort und einer Aktion in der Alzeyer Straße setzt das Team nun verstärkt auf persönliche Gespräche. Zusätzlich erhalten Teilnehmende eine Prämie, wenn sie weitere Haushalte für das Projekt gewinnen.

Nach Einschätzung von Laura Selgrad vom Institut für Wirtschaftsinformatik des KIT sind persönliche Gespräche entscheidend, um weitere Haushalte für das Projekt zu gewinnen. Viele Bewohner entschlössen sich erst nach einem direkten Austausch zur Teilnahme. Lucas Classen, Projektkoordinator bei der Asew, sieht in der frühen Beteiligung der Verbraucher einen zentralen Bestandteil des Vorhabens. Das Projekt solle Erfahrungen liefern, wie Akzeptanzfragen bei künftigen Wärmewendeprojekten früher berücksichtigt werden können.

In den kommenden Monaten wollen die Partner die Sensoren installieren, die App weiterentwickeln und das Regelungskonzept mit dem digitalen Zwilling verbinden. (ds)

Der Hafner soll nördlich des Konstanzer Stadtteils Wollmatingen entstehen. Auf rund 60 Hektar sind mehr als 3.000 Wohnungen sowie Gewerbeflächen und soziale Einrichtungen vorgesehen. Hafner Nordwest bildet den ersten von insgesamt drei Bauabschnitten.

Die Wärmepumpen sollen Außenluft als Umweltwärme nutzen. Zusätzlich planen die Partner eine Photovoltaik-Freiflächenanlage mit einer Leistung von 1,3 MW. Sie soll erneuerbaren Strom direkt an die Wärmepumpen liefern.

Nach Angaben der Stadtwerke liegt der Wärmebedarf des ersten Bauabschnitts bei etwa 9 Millionen kWh im Jahr. Das geplante Netz soll einschließlich der Hausanschlussleitungen rund 5,4 Kilometer lang werden. Bis zu 200 Hausübergabestationen sollen die Gebäude mit dem Netz verbinden.

17 Millionen Euro für Wärme und Solarstrom

Für die zentrale Wärmeversorgung und die Photovoltaikanlage veranschlagen die Projektpartner rund 17 Millionen Euro. Fördermittel und Anschlusskostenbeiträge sind in dieser Summe noch nicht berücksichtigt. Verlaufen die weiteren Projektphasen positiv, könnten die Bauarbeiten 2027 beginnen. Der Wärmeverbund soll so dimensioniert werden, dass später auch Bestandsgebäude im nördlichen Konstanzer Stadtteil Wollmatingen angeschlossen werden können. Ob und wann diese Erweiterung erfolgt, geht aus der Mitteilung nicht hervor.

Die beiden Gesellschafter wollen die Aufgaben bei Planung, Aufbau des Geschäftsmodells, Realisierung und Betrieb nach ihren Kompetenzen verteilen. Konkrete Arbeitspakete nennt die Mitteilung nicht. Die Stadtwerke ordnen das Vorhaben in die städtische Klimaschutzstrategie und die kommunale Wärmeplanung ein.

Solarcomplex verweist auf seine Erfahrung mit Wärmenetzen. Das im Jahr 2000 gegründete Unternehmen hat nach eigenen Angaben bislang rund 20 solcher Netze umgesetzt, vor allem in kleineren und ländlich geprägten Gemeinden. Solarcomplex-Vorstandsmitglied Edgar Kunz sieht in dem Konstanzer Vorhaben den Schritt von Projekten im ländlichen Raum zur Wärmeversorgung in einer mittelgroßen Stadt. Stadtwerke-Geschäftsführer Gordon Appel verweist auf die Erfahrungen aus früheren gemeinsamen Vorhaben beider Partner.

Stadtwerke setzen auf Projektpartner

Die Gesellschafter bestellten Appel und Kunz zu Geschäftsführern der Wärmeversorgung Hafner GmbH. Zentrale Entscheidungen wollen die beiden Unternehmen gemeinsam treffen. Ein Beirat soll als Aufsichtsgremium dienen. Über die Stadtwerke hält die Stadt Konstanz mittelbar 50 Prozent an der Gesellschaft.

Die Gründung steht im Zusammenhang mit den weiteren Wärmeplänen des kommunalen Versorgers. Die Stadtwerke wollen in den kommenden Jahren in mehreren Gebieten parallel neue Wärmeverbünde entwickeln. Für die vorgesehenen Projekte rechnen sie insgesamt mit Investitionen von rund 550 Millionen Euro. Nach eigener Einschätzung können die Stadtwerke den damit verbundenen Kapitalbedarf und den organisatorischen Aufwand nicht allein tragen. Das Unternehmen hatte deshalb bereits 2024 gemeinsam mit Aufsichtsrat und Gemeinderat beschlossen, für einzelne Vorhaben Kooperationspartner einzubinden. Diese sollen Fachwissen und Kapital beisteuern sowie die organisatorische und finanzielle Last mittragen. Der Wärmeverbund Hafner ist das erste Vorhaben, für das die Stadtwerke nach diesem Modell eine gemeinsame Projektgesellschaft gegründet haben. (ds)

Der mit Erdgas betriebene Block 4 verfügt über eine elektrische Nettoleistung von 622 MW. Die Anlage ging 1977 in Betrieb. Die Bundesnetzagentur hat sie bis zum 31. März 2031 als systemrelevant eingestuft. Uniper hält den Block daher im Auftrag des Übertragungsnetzbetreibers für Einsätze zur Stabilisierung des Stromnetzes bereit.

Spie verlegt 52 Kilometer Kabel

Der Auftrag umfasst unter anderem die Niederspannungshauptverteilung, Schaltanlagen, Kabelverbindungen und Transformatoren. Spie übernimmt dafür Montage-, Anschluss- und Demontagearbeiten in der Elektro- und Leittechnik. Das Spie tauscht außerdem die betroffenen Nieder- und Mittelspannungskabel aus.

Allein für die Neuverkabelung der Niederspannungshauptverteilung verlegt der Dienstleister nach eigenen Angaben rund 52 Kilometer Kabel. Beim Abbau der bisherigen Verbindungen fallen etwa 180 Tonnen Altkupfer an.

An vier Transformatoren ersetzt Spie die bisherigen Stromschienen für die Niederspannungsverteilung durch Kabel. Zudem saniert oder erneuert das Unternehmen die 10-kV-Anschlüsse von zwei Eigenbedarfstransformatoren. Diese versorgen die Pumpen, Steuerungen und weitere technische Einrichtungen, die der Kraftwerksblock für seinen Betrieb benötigt.

Teile der Anlagen müssen während der Bauarbeiten verfügbar bleiben. Spie legt die neuen Kabelwege deshalb überwiegend parallel zu den vorhandenen Trassen an. Hinzu kommen Kabelzugarbeiten im Umspannwerk und Eingriffe in die Leittechnik, über die das Kraftwerk seine Prozesse überwacht und steuert.

Bereits 2024 arbeitete Spie am Generatorschalter und an den Umrichtern der Speisewasserpumpen. Umrichter regeln unter anderem die Drehzahl der Pumpenantriebe. Bei diesen Arbeiten verlegte und verband der Dienstleister rund 35 Kilometer Mittelspannungs-, Niederspannungs- und Steuerkabel. Aus der Mitteilung geht nicht hervor, ob diese Strecke vollständig in den nun genannten 52 Kilometern enthalten ist. Angaben zum Auftragswert macht Spie ebenfalls nicht.

Uniper plant neue Nutzungen

Uniper will Staudinger schrittweise von einem klassischen Kraftwerksgelände zu einem breiter genutzten Energie- und Infrastrukturstandort entwickeln. Zu den Planungen gehört eine wasserstofffähige Gas- und Dampfturbinenanlage. Sie hängt nach Angaben des Betreibers von künftigen Ausschreibungen des Bundes für steuerbare Erzeugungskapazitäten ab.

Darüber hinaus prüft Uniper auf dem Gelände Rechenzentren und Batteriespeicher. Konkrete Leistungen oder Zeitpläne nennt das Unternehmen dafür bislang nicht. Die erneuerte Elektroinfrastruktur soll nach Einschätzung von Spie die technischen Voraussetzungen für solche Vorhaben schaffen und eine flexiblere Nutzung des Standorts ermöglichen. (ds)

Tatsächlich bestehe für Kunden keine Verpflichtung, aufgrund solcher Angebote einen Vertrag abzuschließen oder den Einbau durch einen externen Anbieter vornehmen zu lassen. Die ENO betont, dass der Rollout nach gesetzlichen Regeln und „schrittweise durch den zuständigen Messstellenbetreiber – in Offenbach und der Region ist dies die ENO“ erfolge.

Der Gesetzgeber hat die Rolle des grundzuständigen Messstellenbetreibers grundsätzlich dem jeweiligen örtlichen Verteilnetzbetreiber übertragen. Verbrauchern steht es jedoch frei, stattdessen einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber zu beauftragen.

Bis spätestens 2032 sollen bundesweit die bisherigen Ferraris-Zähler schrittweise durch neue Messsysteme ersetzt werden. Intelligente Messsysteme mit Smart-Meter-Gateway sind dabei nur für bestimmte Anwendungsfälle vorgesehen, etwa bei höherem Stromverbrauch oder beim Betrieb steuerbarer Verbrauchseinrichtungen sowie Erzeugungsanlagen. Das Messstellenbetriebsgesetz regelt die Pflichteinbaufälle mit den entsprechenden Fristen.

Die ENO erklärt, Kunden würden rechtzeitig informiert, wenn der Austausch ihres Zählers anstehe. Der Einbau moderner Messeinrichtungen und intelligenter Messsysteme erfolge im Rahmen eines festgelegten Rollout-Plans. Eigenständiges Handeln sei dafür nicht erforderlich.

Ein Unternehmenssprecher des Verteilnetzbetreibers wirft den betreffenden wettbewerblichen Messstellenbetreibern vor, ihre Werbeschreiben bewusst missverständlich zu formulieren und dadurch viele Kunden zu verunsichern.

Zudem weist die ENO darauf hin, dass intelligente Messsysteme nicht automatisch zu geringeren Stromkosten führten. Mögliche wirtschaftliche Vorteile hingen vom individuellen Verbrauchsverhalten und den jeweiligen Tarifen ab. Angebote wettbewerblicher Messstellenbetreiber seien häufig mit einem separaten Vertrag und laufenden Entgelten verbunden. Ein kostenloser Einbau bedeute daher nicht zwangsläufig einen kostenfreien Betrieb. (fw)

Strom: Zumeist fester hat der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag notiert. Der Day-ahead hingegen verlor 12,50 auf 100,75 Euro je Megawattstunde im Base und 17,75 auf 54,50 Euro je Megawattstunde im Peak. An der Börse kostete die Grundlast 100,43 Euro, für die Spitzenlast mussten 54,21 Euro gezahlt werden.
Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte den Meteorologen von Eurowind zufolge am Mittwoch mit 36,8 Gigawatt deutlich höher ausfallen als noch am Dienstag. Für den Donnerstag sowie die darauf folgenden Tage wird dann aber wieder ein Rückgang der Einspeiseleistung erwartet. Das US-Wettermodell geht in seiner jüngsten Prognose von einer unterdurchschnittlichen Wind-Einspeiseleistung ab dem 24. Juli aus. Die Temperaturen dürften ab diesem Tag wieder in den überdurchschnittlichen Bereich klettern.
Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 um 1,54 auf 105,92 Euro je Megawattstunde hinzu.

CO2: Die CO2-Preise haben am Dienstag wieder etwas nachgegeben, nachdem es am Montag kräftig aufwärts gegangen war. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,53 auf 82,75 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 15,1 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 84,14 Euro, das Tief bei 82,26 Euro.
Einen eindeutigen Auslöser für den massiven Anstieg am Montag gab es laut den Analysten von Redshaw Advisors nicht. Vielmehr deute vieles darauf hin, dass Investmentfonds nach dem Reformvorschlag vom Freitag ihre Netto-Long-Positionen wieder aufbauten.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Dienstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr um 0,965 auf 59,455 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE verteuerte sich der Day-ahead um 1,125 auf 60,150 Euro je Megawattstunde.
Am Vortag war der TTF-Frontmonat zwischenzeitlich auf über 60 Euro und damit den höchsten Stand seit vier Monaten gestiegen. Hintergrund war eine neue Eskalation des Konflikts im Nahen Osten, die Befürchtungen über mögliche Versorgungsengpässe im kommenden Winter wieder verstärkte. Nach Einschätzung der Analysten von ICIS gerät die europäische Gasversorgung für den Winter zunehmend unter Druck, wie der Guardian berichtet. Der Konflikt verzögere die erwartete Erholung der LNG-Exporte aus Katar ausgerechnet während der entscheidenden Sommermonate, in denen Europa seine Gasspeicher auffüllen muss. „Ein kalter Winterbeginn würde die Kosten zur Erreichung des EU-Speicherziels von 80 Prozent deutlich erhöhen“, sagte Andreas Schröder, Leiter der Abteilung Energieanalysen bei ICIS. „Die Versorgungssicherheit bleibt zwar erreichbar, ihre Sicherstellung wird jedoch erheblich teurer.“ (map)