Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) bewertet die geplanten zusätzlichen Ausschreibungen für 12.000 MW Windenergie an Land als positives Signal. Auch die vorgesehenen Änderungen beim Netzanschluss gingen laut dem Verband überwiegend in die richtige Richtung.

Netzanschlüsse verlässlich machen

BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae vermisst jedoch bislang ein schlüssiges Gesamtkonzept, das die zahlreichen neuen Instrumente aus EEG und Energiewirtschaftsgesetz aufeinander abstimmt. Insbesondere Regelungen zu Leistungsbegrenzungen, Redispatch, Baukostenzuschüssen und Ausschreibungen müssten laut Andreae besser miteinander verzahnt und durch Folgenabschätzungen unterlegt werden.

Nach Angaben des BDEW wurden im Jahr 2025 insgesamt 37,55 Milliarden Euro in Erneuerbare-Energien-Anlagen investiert. Damit diese Investitionsdynamik anhält, brauche die Branche verlässliche gesetzliche Rahmenbedingungen. Auch beim geplanten Ausbau intelligenter Messsysteme sowie bei den Vorgaben für Netzanschlüsse und Fristen sieht der Verband weiteren Anpassungsbedarf.

Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) begrüßt den Referentenentwurf zum Netzanschlusspaket als wichtigen Schritt, um Netzanschlüsse schneller bereitzustellen und den Ausbau erneuerbarer Energien besser mit den verfügbaren Netzkapazitäten zu verzahnen.

VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing fordert jedoch einen deutlich schnelleren Ausbau der Verteilnetze. Nach Angaben des Verbandes dauert deren Ausbau derzeit durchschnittlich rund zehn Jahre. Dieser Zeitraum müsse nahezu halbiert werden, damit die Netzinfrastruktur mit dem Zubau von Wind- und Solaranlagen, Wärmepumpen, Ladeinfrastruktur und Speichern Schritt halten könne.

Übergangsfristen notwendig

Positiv bewertet der VKU unter anderem die geplanten Regelungen zur Steuerung des Ausbaus in Netzengpassgebieten sowie die Digitalisierung der Netzanschlussverfahren. Kritisch sieht der Verband dagegen die vorgesehenen Kriterien zur Priorisierung von Netzanschlüssen. Aus Sicht des VKU sollten dabei unter anderem Aspekte wie Daseinsvorsorge, Wohnungsbau und Netzverträglichkeit stärker berücksichtigt werden. Zudem fordert der Verband ausreichende Übergangsfristen für bereits weit fortgeschrittene Projekte.

Auch der Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) sieht in den Entwürfen einen wichtigen Beitrag für die Elektrifizierung und Dekarbonisierung der Industrie. Nach Einschätzung des VIK berücksichtigt der Gesetzentwurf jedoch nicht die Bedeutung industrieller Transformationsprojekte bei der Vergabe knapper Netzanschlusskapazitäten. Der Verband fordert deshalb, industrielle Elektrifizierungsprojekte ausdrücklich als Priorisierungskriterium aufzunehmen.

Kritisch bewertet der VIK außerdem die Möglichkeit, zugesicherte Netzanschlussleistungen nach drei Jahren zu reduzieren, wenn sie noch nicht vollständig genutzt werden. Industrieprojekte hätten häufig lange Planungs- und Bauzeiten und benötigten daher verlässliche Anschlusszusagen.

Solarbranche fürchtet Ausbaueinbruch

Deutliche Kritik kommt aus der Solarbranche. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) warnt, die geplanten Gesetzesänderungen könnten den Ausbau der Photovoltaik erheblich bremsen. Der Verband sieht insbesondere die vorgesehene Abschaffung der EEG-Förderung für neue PV-Dachanlagen bis 2 kW sowie die verpflichtende Direktvermarktung bis 100 kW kritisch. Nach Einschätzung des Verbandes könnten diese Maßnahmen die Nachfrage im Privat- und Kleingewerbesegment deutlich verringern.

Darüber hinaus warnt der Verband vor zusätzlichen Belastungen durch Redispatch-Regelungen, Leistungsbegrenzungen, Baukostenzuschüsse und weitere Eingriffe bei Freiflächenanlagen. Auch die geplante Streichung des Ausschreibungssegments für Agri-PV sowie Kürzungen bei Gewerbedachanlagen würden Investitionen erschweren.

Der Bundesverband des Solarhandwerks (BDSH) bewertet den EEG-Entwurf als grundlegenden Systemwechsel für PV-Anlagen auf Wohngebäuden und kleineren Gewerbedächern. Der Verband begrüßt, dass auf eine vollständige Abschaffung der Einspeisevergütung verzichtet wurde.

Gleichzeitig fordert er jedoch, den Übergang zur Direktvermarktung an den tatsächlichen Ausbau der digitalen Infrastruktur zu koppeln, den Smart-Meter-Rollout zu beschleunigen und zusätzliche Bürokratie für Installationsbetriebe zu vermeiden. Zudem spricht sich der Verband gegen pauschale Leistungsbegrenzungen steuerbarer Photovoltaikanlagen aus. (sh)

Ein ursprünglich in Deutschland geplantes Gemeinschaftsunternehmen mit der Rosatom-Tochter für die Lizenzfertigung von Brennelementen für Reaktoren russischer Bauart wurde nach dem Beginn des russischen Angriffskrieges auf die Ukraine nicht realisiert. Stattdessen gründeten Framatome und TVEL ein Joint Venture in Frankreich. In dessen Auftrag soll nun die Fertigung in Lingen erfolgen.

Das Bundesumweltministerium (BMUKN) betont in einer aktuellen Mitteilung, atomrechtliche Entscheidungen seien nach Recht und Gesetz zu treffen. Lägen die gesetzlichen Genehmigungsvoraussetzungen vor und könnten verbleibende Risiken durch geeignete Maßnahmen und Auflagen ausreichend begrenzt werden, müsse die Genehmigung erteilt werden. Sollten sich künftig neue Erkenntnisse zu Risiken oder eine veränderte Sicherheitslage ergeben, könne die Genehmigungsbehörde mit weiteren Auflagen reagieren.

Rechtsgutachten bringt Nebenbedingungen ins Spiel

Das Ministerium verweist zugleich auf den außergewöhnlichen Charakter des Verfahrens. Erstmals sei ein russischer Staatskonzern in einem atomrechtlichen Genehmigungsverfahren beteiligt, während Russland einen völkerrechtswidrigen Angriffskrieg gegen die Ukraine führe. Das BMUKN habe diese Zusammenarbeit wiederholt kritisch bewertet und deshalb zusätzlich ein Rechtsgutachten eingeholt. Nach Auffassung des Ministeriums könne das Atomrecht eine Kooperation mit Rosatom jedoch nicht grundsätzlich untersagen. Hierfür wären vielmehr EU-weite Sanktionen gegen den Nuklearsektor erforderlich. Für solche Sanktionen gebe es bislang keine Mehrheit unter den Mitgliedstaaten.

In dem vom Bundesumweltministerium beauftragten Gutachten hat Prof. Gerhard Roller, Professor für Öffentliches Recht an der Frankfurt University of Applied Sciences, untersucht, ob das atomrechtliche Versagungsermessen nach § 7 Absatz 2 Atomgesetz sicherheitspolitische Gesichtspunkte berücksichtigen kann. Er kommt zu dem Ergebnis, dass Belange der inneren und äußeren Sicherheit grundsätzlich in die Ermessensentscheidung einbezogen werden können. Zugleich empfiehlt er, zunächst zu prüfen, ob mögliche Risiken durch geeignete Nebenbestimmungen ausreichend begrenzt werden können, bevor eine Genehmigung versagt wird.

Das Bundesumweltministerium hatte das Rechtsgutachten bereits im März 2023 in Auftrag gegeben. Das im Juni 2023 vorgelegte Gutachten entstand damit zu Beginn des langwierigen Genehmigungsverfahrens und sollte klären, welche sicherheitspolitischen Aspekte im atomrechtlichen Genehmigungsverfahren gegenüber einer Beteiligung des russischen Staatskonzerns Rosatom berücksichtigt werden können.

Diesen Ansatz greift auch die jetzt veröffentlichte Genehmigung auf. Sie enthält zahlreiche zusätzliche Sicherheitsauflagen. So dürfen Mitarbeiter von Rosatom oder TVEL die Anlage grundsätzlich nicht betreten. Ausnahmen sind nur unter engen Voraussetzungen, nach einer besonderen Zuverlässigkeitsprüfung, im Vier-Augen-Prinzip und mit Zustimmung der Aufsichtsbehörde möglich. Zudem werden ein Zugriff russischer Beschäftigter auf IT-Systeme ausgeschlossen, die Trennung der IT-Infrastruktur vorgeschrieben sowie zusätzliche Prüfungen von Hard- und Software verlangt. Auch regelmäßige Sensibilisierungen der Beschäftigten und eine enge Zusammenarbeit mit dem Verfassungsschutz gehören zu den Auflagen.

Scharfe Kritik kommt vom Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland (BUND). Der Verband kündigte an, rechtliche Schritte gegen die Genehmigung zu prüfen. Rosatom sei unmittelbar in den russischen Angriffskrieg gegen die Ukraine eingebunden und an der Besetzung des Kernkraftwerks Saporischschja beteiligt. Dadurch bestehe die Gefahr, dass Russland über die Kooperation in Lingen Zugang zu kritischer Infrastruktur und sicherheitsrelevanten Informationen erhalte. Der BUND wirft dem Bund vor, geopolitische Risiken bei der atomrechtlichen Entscheidung ausgeblendet zu haben, und fordert weiterhin, die Uranfabriken in Lingen und Gronau gesetzlich stillzulegen.

Unionspolitiker Heilmann hatte geklagt, weil er seine Rechte als Parlamentarier durch das aus seiner Sicht überhastete Gesetzgebungsverfahren zum Heizungsgesetz vor drei Jahren verletzt sah. Im Fokus des Verfahrens stand die Frage, ob es ein verfassungsrechtliches „Tempolimit“ für die Beratung von Gesetzentwürfen gibt, wie Kaufhold zu Beginn der Verhandlung im Februar zusammenfasste. 

Gericht sieht keine Benachteiligung 

Doch belastbare Anhaltspunkte für die Vermutung, Heilmann seien Informationen vorenthalten worden, habe er nicht vorgetragen, sagte Kaufhold. „Es ist insbesondere nicht erkennbar, welche Informationen die Bundesregierung nicht mit ihm geteilt haben soll, obwohl sie ihr vorlagen und obwohl sie anderen Abgeordneten zur Verfügung gestellt wurden.“ 

Insbesondere habe es nicht an einer tauglichen Diskussionsgrundlage für die parlamentarischen Beratungen gefehlt. Mit dem ursprünglichen Gesetzentwurf und einer Formulierungshilfe habe den Abgeordneten eine solche Grundlage vielmehr zur Verfügung gestanden. Der Senat befand daher einstimmig, dass der Antrag Heilmanns unzulässig sei. 

Eilantrag war 2023 erfolgreich 

Die Reform des Gebäudeenergiegesetzes zielte darauf ab, durch einen schrittweisen Austausch von Öl- und Gasheizungen das Heizen in Deutschland klimafreundlicher zu machen. Die damalige Regierung aus SPD, FDP und Grünen wollte das Gesetz 2023 kurz vor der parlamentarischen Sommerpause durch den Bundestag bringen. Doch wenige Tage vor der geplanten Abstimmung legten die Koalitionäre noch umfangreiche Änderungen vor. 

Heilmann ging das zu schnell. Er legte in Karlsruhe einen Eilantrag ein - mit Erfolg. Das Bundesverfassungsgericht untersagte die Verabschiedung vor der Sommerpause. Das Heizungsgesetz wurde knapp zwei Monate später im Bundestag verabschiedet und trat Anfang 2024 in Kraft. In Karlsruhe ging es nun um das Hauptsacheverfahren zu Heilmanns Klage. 

Im Eilverfahren habe Heilmann nur darlegen müssen, dass ihm die Ausübung seiner Mitwirkungsrechte bis zum Moment der Antragstellung nicht möglich gewesen sei und er bis zu diesem Zeitpunkt keine Gelegenheit gehabt habe, vom Beratungsgegenstand Kenntnis zu nehmen, erläuterte Kaufhold. „Im Hauptsacheverfahren ist hingegen auf das Gesetzgebungsverfahren insgesamt abzustellen und zu fragen, ob die Verfahrensgestaltung parlamentarische Beratungen gar nicht ermöglicht hat.“

Thema bleibt 

Dass das Thema nach wie vor aktuell ist, machte die Richterin mit Verweis auf Eilverfahren in der vorletzten Woche - der letzten Beratungswoche des Bundestags vor der Sommerpause - deutlich. Das Gericht musste über zwei Eilanträge entscheiden, nach der das GKV-Modernisierungsgesetz in gleicher Weise wie das Heizungsgesetz „zu schnell durch den Bundestag gepeitscht“ worden sei. „Das zeigt, wie aktuell und drängend weiterhin die Frage ist, ob die Verfassung eine Höchstgeschwindigkeit für Gesetzgebungsverfahren vorgibt“, sagte Kaufhold.

Deutschland ist nach Italien das zweite europäische Land, das ein solches Partnerschaftsabkommen mit Aserbaidschan unterzeichnet hat. Der Energiebereich stand im Fokus der Gespräche. Merz begrüßte die wachsende Rolle Aserbaidschans bei der Erdgasversorgung Europas; die jährlichen Lieferungen nach Deutschland sollen im nächsten Jahr rund zwei Milliarden cbm erreichen, während Berlin seine Bemühungen fortsetzt, die Energieimporte weg von Russland zu diversifizieren.

Die Staats- und Regierungschefs erörterten zudem die Verkehrsroute „Mittlerer Korridor“, die Europa und Asien über den Südkaukasus verbindet und zunehmend als alternativer Handelskorridor zwischen den europäischen und asiatischen Märkten angesehen wird. Parallel zu den offiziellen Treffen fand ein gemeinsames Wirtschaftsforum statt.

Der Besuch erfolgt zu einem Zeitpunkt, an dem Aserbaidschan bestrebt ist, seine wirtschaftliche Zusammenarbeit mit europäischen Partnern über den Öl- und Gassektor hinaus auszuweiten, wobei beide Seiten Interesse an einer verstärkten Zusammenarbeit in den Bereichen Logistik, Fertigung und Investitionen bekundeten. (liwi)

Zwischen 2023 und 2024 wuchs die Solarenergie deutlich schneller als gesetzlich vorgegeben. Aktuell erreicht der Zubau nur noch rund 80 Prozent des für die Ziele bis 2030 nötigen Tempos, nach knapp 90 Prozent im Vorhalbjahr. Die installierte Leistung liegt zwar noch über dem Ausbaupfad, der Puffer schmilzt aber. Windkraft an Land wächst weiterhin zu langsam. Offshore hat sich der Ausbau durch neue Windparks beschleunigt, doch lange Vorlaufzeiten und zögerliche Investitionen gefährden die Zielerreichung.
 
„Die Energiewende macht Fortschritte, aber in den meisten Bereichen nicht schnell genug. Besonders bei Wärmepumpen und Elektrofahrzeugen bleibt ein Durchbruch aus“, sagt Studienautor Wolf-Peter Schill vom DIW Berlin. Im ersten Quartal 2026 war fast jede zweite neue Heizung eine Wärmepumpe, dennoch wurden weiter viele fossile Heizungen verkauft. Bei Pkw lag der Anteil batterieelektrischer Neuzulassungen bei knapp 25 Prozent, Verbrenner dominieren aber weiter. Das neue Gebäudeenergiegesetz dürfte den Wärmepumpen-Hochlauf kaum beschleunigen, während die Debatte über das Verbrenner-Aus die E-Mobilität ausbremsen könnte, so Schill. 

Flexibilität wird zur Achillesferse 

Der Handlungsdruck bei der Systemintegration wächst: Im ersten Halbjahr 2026 traten in 291 Stunden negative Strompreise auf, mehr als im zweiten Halbjahr 2025 (184 Stunden), aber weniger als im ersten Halbjahr 2025 (389 Stunden). Die rechnerischen Erlösausfälle erreichten mit rund 430 Millionen Euro einen Rekordwert. Mittags drücken hohe Solareinspeisungen die Preise, abends steigen sie deutlich – ein Zeichen, dass Speicher und Flexibilität nicht mit dem Ausbautempo mithalten. 

Positiv: Der Zubau von Großbatterien hat sich fast verdoppelt, die Speicherkapazität wuchs binnen sechs Monaten um die Hälfte. Mit schnelleren Netzanschlüssen wäre noch mehr Tempo möglich. Die Rahmenbedingungen für eine Beschleunigung seien heute deutlich besser als vor wenigen Jahren, so Schill. Umso wichtiger sei es, an den Ausbauzielen festzuhalten und die Elektrifizierung von Wärme und Verkehr entschlossener voranzutreiben – für den Klimaschutz und zur Verringerung der Importabhängigkeit. (gd)

Der BBE bewertet insbesondere die notifizierte Fassung der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung positiver als den ersten Entwurf aus dem vergangenen Jahr. Nach Angaben des Verbandes hat die Bundesregierung zahlreiche Hinweise aus der Stellungnahme der Bioenergiebranche übernommen. BBE-Geschäftsführer Gerolf Bücheler erklärte, die Bundesregierung habe wesentliche Kritikpunkte der Branche berücksichtigt. „Positiv ist speziell, dass die Nachhaltigkeitszertifizierung im Strombereich keine zusätzlichen Anforderungen enthält, die über die Vorgaben der RED III hinausgingen“, sagte er.

Rechtzeitig zertifizieren

Mit der Novellierung gelten die Nachhaltigkeits- und Treibhausgasminderungs-Vorgaben künftig auch für Holzenergieanlagen, die Strom erzeugen. Nach den neuen Regelungen müssen Anlagen bereits ab einer Gesamtfeuerungswärmeleistung von 7,5 MW eine Nachhaltigkeitszertifizierung nachweisen. Für Anlagen mit einer Leistung zwischen 7,5 und 20 MW sieht die Verordnung eine Übergangsfrist vor.

Nach Einschätzung des BBE sollten Betreiber dieser Anlagen die Zertifizierung dennoch frühzeitig vorbereiten. Bücheler verweist auf den Zeitaufwand für die Zertifizierung der Anlage und der Lieferkette. Als mögliches System nennt er SURE, das nach Angaben des Verbandes die Anforderungen der RED III abbildet und bereits im Markt eingesetzt wird.

Als weiteren Fortschritt wertet der Verband die Streichung mehrerer Definitionen aus dem Forstbereich, die im ursprünglichen Entwurf vorgesehen waren. Laut BBE wären diese Regelungen über die Anforderungen der RED III hinausgegangen und hätten Doppelregelungen mit dem Forst- und Naturschutzrecht sowie mögliche Auslegungsprobleme verursacht.

Bestandsschutz bis 2030 für Altanlagen

Positiv bewertet der Verband außerdem die Übernahme der Bestandsschutzregelung der RED III für die Treibhausgasminderungskriterien. Demnach gelten für Biomasseanlagen, die bereits vor dem 20. November 2023 eine Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) erhalten haben, weiterhin die Vorgaben der vorherigen Richtlinie RED II. Nach Angaben des BBE müssen diese Bestandsanlagen deshalb in den meisten Fällen bis Ende 2030 keine Treibhausgasberechnungen durchführen.

Trotz der aus Sicht des Verbandes erreichten Verbesserungen sieht der BBE weiteren Handlungsbedarf. Nach Angaben des Verbandes fehlen weiterhin zusätzliche Standardwerte und vereinfachte Berechnungsmöglichkeiten für den Nachweis der Treibhausgasminderung im Strombereich. Dies führe für Anlagenbetreiber zu einem höheren Aufwand.

Kritisch bewertet der BBE zudem, dass Deutschland nach Darstellung des Verbandes die in der RED III vorgesehene Möglichkeit eines vereinfachten Nachweissystems für feste Biomasseanlagen zwischen 7,5 und 20 MW bislang nicht nutzt. Dadurch würden Chancen zum Abbau von Kosten und Bürokratie ungenutzt bleiben. (sh)

Level Ten Energy betreibt einen digitalen Marktplatz, auf dem Projektentwickler Preisangebote für Stromabnahmeverträge mit erneuerbaren Energien einstellen. Diese Angebote wertet das Unternehmen für seinen vierteljährlichen PPA-Preisindex aus. Der Preisindikator gibt die Preisgrenze an, unter der 25 Prozent der Angebote liegen; 75 Prozent sind teurer. Bei Wind-PPA sank der Indikator im zweiten Quartal um 1,6 Prozent.

Den Anstieg bei Solarverträgen in Deutschland und Polen führt Level Ten Energy auf höhere Großhandelsstrompreise zurück. Ein knappes globales Gasangebot habe die Strompreise dort stärker beeinflusst als in anderen europäischen Märkten.

Negative Preise belasten Solarprojekte

Die höheren Angebotspreise ändern nichts daran, dass Solarprojekte in Deutschland während ihrer Haupterzeugungszeiten häufig niedrige Erlöse erzielen. Speisen viele Photovoltaikanlagen gleichzeitig Strom ein, wächst das Angebot vor allem mittags stark. Die Börsenstrompreise können dadurch auf ein niedriges Niveau oder ins Negative sinken. Der Marktwert des Solarstroms sinkt – ein Effekt, den die Branche als Preiskannibalisierung bezeichnet.

Laut Level Ten Energy verzeichneten Deutschland, Frankreich, Spanien und Polen bereits im ersten Halbjahr 2026 jeweils mehr Stunden mit negativen Strompreisen als im gesamten Jahr 2025. Besonders ausgeprägt sei die Entwicklung in Deutschland und Spanien.

Dieses Preisrisiko betrifft vor allem klassische Pay-as-produced-PPA. Bei ihnen richtet sich die abgerechnete Strommenge nach der tatsächlichen Erzeugung. Solarparks vermarkten daher besonders viel Strom, wenn viele Anlagen gleichzeitig einspeisen und die Preise unter Druck stehen.

Hybrid-PPA verschieben die Lieferung des Stroms

Entwickler kombinieren Solarparks deshalb zunehmend mit Batteriespeichern. In den dazugehörigen Hybrid-PPA werden Erzeugungsanlage und Speicher gemeinsam vermarktet. Meist ergänzt ein Batteriespeichersystem (Battery Energy Storage System, BESS) die Photovoltaikanlage.

Der Speicher nimmt Solarstrom in Stunden mit niedrigen Preisen auf und gibt ihn später wieder ab. Je nach Vertrag verschiebt er die Lieferung in höherpreisige Stunden oder glättet sie nach einem vereinbarten Profil. Betreiber müssen dadurch weniger Strom während der mittäglichen Solarspitze zu niedrigen Preisen vermarkten.

Hybrid-PPA können sich auf eine Anlage und einen Speicher am selben Standort beziehen oder deren gemeinsame Vermarktung finanziell abbilden. Ziel ist, den Wert des Stroms durch einen flexibleren Lieferzeitpunkt zu erhöhen.

Dem erstmals veröffentlichten Hybrid-Index von Level Ten Energy zufolge lagen die für den Vergleich normalisierten Preise dieser Verträge europaweit 24 Prozent über denen reiner Solar-PPA. Gegenüber Wind-PPA waren sie 15 Prozent günstiger. Bei einem Solarprojekt in Deutschland könne ein Speicher den Abrechnungswert um bis zu 80 Prozent steigern.

In Deutschland beobachtet Level Ten Energy vor allem eine Nachfrage nach Green-BESS-Verträgen. Der Batteriespeicher steht am selben Standort wie die Erzeugungsanlage und lädt ausschließlich deren Strom. So lässt sich die erneuerbare Herkunft eindeutig zuordnen. Laut Level Ten Energy sind die regulatorischen Hürden geringer als bei Speichern mit beidseitigem Netzzugang.

Deutschland und Spanien bilden derzeit den Schwerpunkt des europäischen Markts für Hybrid-PPA. Auf Hybridprojekte in beiden Ländern entfielen 29 Prozent aller europäischen PPA-Angebote im Index. Europaweit hat sich die Zahl neuer Angebote für Hybrid-PPA gegenüber dem zweiten Quartal 2025 mehr als verdoppelt. (ds)
 

Überdurchschnittlich entwickelte sich erneut der Teilindex für Primärenergie. Er stieg im Mai gegenüber April um 1,0 Prozent auf 139,8 Punkte. Das Vorjahresniveau wurde damit um fast 40 Prozent überschritten.

Für den Anstieg gegenüber dem Vormonat waren vor allem höhere Preise für in Deutschland gefördertes Erdöl (+11,9 Prozent) sowie für heimische Braunkohle (+7,8 Prozent) verantwortlich. Die Erzeugerpreise für Erdgas bei der Abgabe an die Industrie gingen dagegen leicht um 0,7 Prozent zurück. Im Vergleich zum Vorjahresmonat verteuerte sich importiertes Erdöl um 59,3 Prozent, während der Preis für in Deutschland gefördertes Erdöl sogar um 65,8 Prozent stieg.

Der Teilindex für Sekundärenergie sank im Mai um 2,3 Prozent auf 131,1 Punkte. Das Vorjahresniveau wurde dennoch um 10,9 Prozent überschritten. Während die Erzeugerpreise für Leichtes Heizöl um 3,4 Prozent, für Flüssiggas um 6,6 Prozent und für Diesel um 10,9 Prozent zurückgingen, führte die VBW den Preisrückgang bei Diesel vor allem auf die vorübergehende Senkung der Energiesteuer auf Benzin und Diesel zurück.

Der Strompreisindex, der im Teilindex für Sekundärenergie enthalten ist, lag im Mai 2026 bei 107,2 Punkten. Entgegen dem allgemeinen Trend stieg der Index gegenüber dem Vormonat um 1,7 Prozent. Gegenüber Mai 2025 lagen die Strompreise jedoch weiterhin um 3,3 Prozent niedriger.
 
Um die Unternehmen zu entlasten und die Wettbewerbsfähigkeit des Standorts zu sichern, fordert die VBW eine Senkung der Energiekosten. „Hohe Energiekosten belasten unsere Unternehmen massiv und schwächen unsere internationale Wettbewerbsfähigkeit. Eine zügige Entlastung der Industrie – angefangen bei den Energiepreisen – ist daher zwingend erforderlich“, sagt VBW-Hauptgeschäftsführer Bertram Brossardt.
 

Mit den neuen Top-to-Bottom (TBx) Power Futures sowie standardisierten Block Futures werde die EEX als erste europäische Strombörse börsengehandelte Produkte zur Absicherung dieser Preisrisiken anbieten. Damit würden Produkte, die bislang überwiegend bilateral gehandelt wurden, auf einen transparenten Handelsplatz mit zentralem Clearing gebracht, teilte die Börse mit.

Die EEX TBx Power Futures bieten demnach ein standardisiertes Instrument zur Absicherung von untertägigen Preisunterschieden, einem wesentlichen Werttreiber für Batterie-Energiespeichersysteme (Battery Energy Storage Systems, BESS). Durch die Abbildung der Preisdifferenz zwischen Zeiträumen mit hohen und niedrigen Strompreisen schaffen die Kontrakte einen transparenten und handelbaren Referenzwert für die Absicherung batteriebezogener Preisrisiken. Die zugrunde liegende Methodik fördere Standardisierung, Transparenz und einen breiteren Marktzugang und ermögliche einer Vielzahl physischer und finanzieller Marktteilnehmer, die zunehmende Bedeutung von Flexibilität in den Strommärkten abzubilden, heißt es von der EEX weiter.

Die Kontrakte basieren auf der Differenz zwischen dem Durchschnitt zwischen den Market Time Units (MTUs) mit dem höchsten und niedrigsten Preis in der Day-Ahead-Auktion und werden in zwei- (TB2) und vierstündigen (TB4) Varianten für ausgewählte europäische Strommärkte verfügbar sein.

Darüber hinaus wird die EEX Block Futures einführen, die eine präzisere Absicherung von Erzeugungs- und Verbrauchsprofilen erneuerbarer Energien ermöglichen. Die Kontrakte decken zentrale Lieferprofile für Solarstunden, Extended-Peak-Zeiträume sowie Wochenenden ab und unterstützen Marktteilnehmer dabei, Risiken aus zunehmend differenzierten stündlichen Strompreisprofilen zu steuern.
Zusätzlich wird die EEX Inter-Product-Spreads zwischen den neuen Kontrakten sowie den bestehenden Base- und Peak-Power-Futures anbieten und damit weitere Handelsmöglichkeiten schaffen.

Die Einführung stärkt das Angebot der EEX Group für die Märkte für erneuerbare Energien und Batteriespeicher und ergänzt die kürzlich von EPEX SPOT, einem Unternehmen der EEX Group, eingeführte TBx Index Suite. Die neue TBx Index Suite wurde als spezifischer Benchmark entwickelt, um den maximal realisierbaren Wert von Batterie- und Energiespeicheranlagen im Großhandelsstrommarkt abzubilden. (map)

Moor-PV bezeichnet die Nutzung sogenannter degradierter Moorflächen zur Stromerzeugung mit Photovoltaikanlagen bei gleichzeitiger dauerhafter Wiedervernässung der Flächen. Nach Angaben des Fraunhofer ISE sind rund 70 Prozent der ursprünglich intakten Moore in Deutschland trockengelegt, um sie landwirtschaftlich nutzbar zu machen.

Derart geschädigte − „degradierte“ − Moorböden sind große Emissionsquellen. Dem Umweltbundesamt (UBA) zufolge entsprachen die Emissionen aus Moorböden im Jahr 2020 mit circa 53 Millionen Tonnen CO2-Äquivalenten mehr als 7 Prozent der Gesamtemissionen in Deutschland. 

Ursache dafür ist der Sauerstoff, der nach der Entwässerung zur Zersetzung der im Torfboden eingeschlossenen abgestorbenen Pflanzenteile führt. Im Vergleich zum langsamen Aufbau des Torfkörpers, in dem über Jahrtausende Kohlenstoff gebunden wurde, vollzieht sich der Zersetzungsprozess wesentlich schneller und der gespeicherte Kohlenstoff wird in Form von CO2 freigesetzt, schreibt das UBA auf seiner Internetseite,

Je stärker ein Moor trockengelegt wurde, desto höher sind die Emissionen aus der Fläche, heißt es dort weiter. So seien Emissionen aus Moorböden, die als Ackerflächen genutzt werden, mit circa 40 Tonnen CO2-Äquivalenten pro Hektar und Jahr besonders hoch. Aber auch entwässerte Moorböden, die forstwirtschaftlich oder gar nicht spezifisch genutzt würden, emittierten mehr als 20 Tonnen CO2-Äquivalente pro Hektar und Jahr. Intakte Moore hingegen könnten weiteren Kohlenstoff aus der Atmosphäre binden, wenn die Torfschicht wächst. 

Klimaschutz und zusätzliche Einnahmen verbinden

Die Bundesregierung fördert auf Basis des Erneuerbare-Energien-Gesetzes seit 2023 die Stromproduktion auf wiedervernässten Moorböden, die zuvor für landwirtschaftliche Zwecke entwässert wurden. Die Kombination aus Wiedervernässung und Photovoltaik könne zusätzliche Einnahmen für landwirtschaftliche Betriebe und Flächeneigentümer schaffen und zugleich den Flächendruck beim Ausbau erneuerbarer Energien verringern, schreiben die Autoren der neuen Handreichung. 

Intakte Moorflächen müssten dabei allerdings weiterhin geschützt werden: „Wichtig ist, für die Doppelnutzung aus Moorböden und Photovoltaik nur entwässerte und stark degradierte Flächen zu erschließen“, sagt PD Dr. Franziska Tanneberger, Leiterin des Greifswald Moor Centrum und Wissenschaftlerin an der Universität Greifswald. „Naturschutzfachlich wertvolle Moore und Moorböden innerhalb gesetzlicher Schutzgebiete sollten ausgenommen sein.“ 

An der Ausarbeitung der Handreichung waren neben dem Fraunhofer ISE das Greifswald Moor Centrum, die Humboldt-Universität zu Berlin, die Georg-August-Universität Göttingen und die Kanzlei Becker Büttner Held (BBH) beteiligt. (kmt)

Das PDF der Handreichung „Moor-PV: Doppelter Klimaschutz durch Photovoltaik-Systeme auf wiedervernässten Moorböden“ ist auf den Internetseiten des Fraunhofer ISE abrufbar.

Nach Angaben des FVEE sollen im Klima- und Transformationsfonds die Verpflichtungsermächtigungen für neue Forschungsprojekte im Förderbereich des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWE) um ein Drittel sinken. Der Verbund sieht dadurch die Kontinuität der Energieforschung gefährdet. Dies habe Folgen für die Energiewende und für die technologische Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands.

Projekte gefährdet

FVEE-Sprecher Hans-Peter Ebert erklärte, die Einschnitte träfen die angewandte Energieforschung in einer Phase, in der Innovationen für eine sichere, bezahlbare und klimafreundliche Energieversorgung dringend benötigt würden. Wer die Projektförderung jetzt beschneide, gefährde nicht nur Forschungsstrukturen, sondern auch die Innovationskraft von Wirtschaft und Industrie.

Deutschland dürfe sich deshalb nicht aus der Entwicklung von Energietechnologien für internationale Märkte zurückziehen. Eine verlässliche Förderung bleibe Voraussetzung für Innovationen, Wertschöpfung und industrielle Wettbewerbsfähigkeit.

Nach Angaben des FVEE hatten bereits die stark schwankenden Verpflichtungsermächtigungen der vergangenen Jahre Auswirkungen auf die Forschung. Zahlreiche mehrjährige Projekte seien nicht bewilligt oder nicht begonnen worden. Zudem hätten erhebliche Kürzungen der Fördermittel in den Jahren 2024 und 2025 dazu geführt, dass Forschungseinrichtungen Personal abbauen mussten. Weitere Einschnitte könnten nach Einschätzung des Verbunds Innovationsketten unterbrechen.

Wichtige Forschungsthemen betroffen

Betroffen wären laut FVEE unter anderem Forschungsprojekte zu erneuerbaren Energien, klimafreundlicher Wärmeversorgung, Energiespeichern, Leistungselektronik und resilienten Stromnetzen. Die Förderprogramme des Bundeswirtschaftsministeriums seien auf Kooperationen zwischen Forschungseinrichtungen und Partnern aus Industrie, Energiewirtschaft, Stadtwerken, Immobilienwirtschaft und Handwerk ausgerichtet. Die Auswirkungen der Kürzungen würden deshalb weit über die Wissenschaft hinausreichen.

Andreas Bett, stellvertretender Sprecher des FVEE und Leiter des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE, warnt davor, dass zahlreiche vorbereitete Projekte nicht starten könnten. Dadurch verzögerten sich Entwicklung und Umsetzung dringend benötigter Energieinnovationen. Gerade in den kommenden Jahren seien verlässliche Rahmenbedingungen erforderlich, um gemeinsam mit Unternehmen Lösungen für die Transformation des Energiesystems zu entwickeln und neue Technologien zur Marktreife zu bringen.

Forschung unterstützt Energiewende

Der FVEE verweist außerdem darauf, dass die angewandte Energieforschung seit Jahrzehnten eine wichtige Grundlage für die Wettbewerbsfähigkeit deutscher Unternehmen bilde. Forschung und Entwicklung hätten dazu beigetragen, die Kosten moderner Energietechnologien zu senken und Unternehmen in Bereichen wie erneuerbaren Energien, Energieeffizienz sowie Netz- und Systemtechnik international wettbewerbsfähig zu machen. Kurzfristige Einsparungen dürften diese Entwicklung nicht gefährden.

Darüber hinaus sei eine kontinuierliche Forschungsförderung notwendig, um hoch qualifizierte Fachkräfte zu halten und langfristige Forschungsstrategien umzusetzen. Planungssicherheit habe die Zusammenarbeit zwischen Forschungseinrichtungen und Unternehmen, insbesondere dem Mittelstand, über viele Jahre ermöglicht.

Vor diesem Hintergrund appelliert der FVEE an die Verantwortlichen der Haushaltsverhandlungen, die im Koalitionsvertrag angekündigte Stärkung der Energieforschung umzusetzen. Der Verbund fordert, die bisherige Förderperspektive für die angewandte Energieforschung wiederherzustellen. (sh)

 
Im Jahr 2024 verfügten die Steinkohle-Kraftwerke in Deutschland, die der Netzreserve dienen, über eine Leistung von rund 6.700 Megawatt. Die vorläufig stillgelegten Kraftwerke könnten insgesamt eine Leistung von rund 1.800 Megawatt erreichen. Kraftwerke außerhalb des Strommarktes bezeichnen die Kraftwerke, die hauptsächlich der Versorgungssicherheit dienen und bei starker Belastung oder Extremsituationen zum Einsatz kommen.

„Die DEW21 Gruppe hat die Krisen im Jahr 2025 weitestgehend überwunden und sich – auch mit Unterstützung ihrer Gesellschafter – wieder auf Erfolgskurs gebracht“, schreibt die Geschäftsführung in ihrem Vorwort. Zum deutlichen Anstieg des Ebits hätten vor allem gesunkene Beschaffungskosten für Strom und Erdgas sowie höhere Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen beigetragen. Zudem bezeichnet die Geschäftsführung das Vertriebs- und Wärmegeschäft als wesentliche Ergebnistreiber. Allerdings gingen laut Bericht die Absatzmengen bei Strom, Erdgas und Wärme zurück.

Der Dortmunder Versorger blickt auf schwierige Jahre zurück. Neben den Nachwirkungen der Energiekrise musste sich das Unternehmen mit einem Betrugsfall bei der Tochtergesellschaft Stadtenergie sowie Verlusten aus Handelsgeschäften auseinandersetzen (wir berichteten). Die Vorgänge seien im vergangenen Jahr mit Unterstützung externer Spezialisten vollständig aufgearbeitet und organisatorische Konsequenzen gezogen worden, so die Geschäftsführung weiter.

Im operativen Geschäft der DEW 21 entwickelten sich die Sparten unterschiedlich. Im Stromgeschäft belasteten geringere Absatzmengen bei Handelskunden das Ergebnis, heißt es im Geschäftsbericht.Die Umsatzerlöse im Stromgeschäft sanken um 13,4 Millionen Euro beziehungsweise 2,4 Prozent auf 547,0 Millionen Euro. Gleichzeitig sank der Stromabsatz um 182 Millionen kWh auf rund 1,48 Milliarden kWh.

Erdgasabsatz ging um 26,4 Prozent zurück

Der Erdgasabsatz ging um 26,4 Prozent hingegen deutlich zurück. Der Absatz verringerte sich um rund 805 Millionen kWh auf knapp 2,240 Milliarden kWh. Die Erlöse legten aufgrund höherer Preise dennoch um 4,1 Millionen Euro beziehungsweise 1,2 Prozent zu und stiegen auf 334,9 Millionen Euro.

Die Erlöse im Wärmegeschäft sanken um 4,1 Millionen Euro auf 67,4 Millionen Euro. Im Jahresabschluss der DEW 21 wird ergänzt, dass der Fernwärmeabsatz leicht um 2,5 Millionen kWh auf 280,4 Millionen kWh zurückging. Auch der Nahwärmeabsatz verringerte sich von 216,8 Millionen kWh auf 209,3 Millionen kWh. Konkrete Ursachen nennt der Geschäftsbericht hierfür nicht.

Zu den positiven Entwicklungen zählt der weitere Ausbau der erneuerbaren Erzeugung. Mit dem Windpark Waltrop erweiterte DEW 21 ihr Portfolio um vier Windenergieanlagen mit zusammen 3,2 MW Leistung. Zudem begann in Dortmund-Ellinghausen das Repowering-Projekt „WindSpark“, bei dem drei bestehende Anlagen künftig die fünffache Strommenge erzeugen sollen. Ergänzend ist dort eine Photovoltaikanlage mit bis zu 10 MW geplant.

Ein weiterer Schwerpunkt war der Ausbau der Wärmeversorgung. Das Unternehmen setzte die Erweiterung des Fernwärmenetzes in der Dortmunder Innenstadt fort und begann gemeinsam mit Air Liquide den Bau eines neuen Fernwärmenetzes auf Phoenix West. Darüber hinaus übernahm DEW 21 Anfang 2025 das Tiefbauunternehmen Kneip, um den Ausbau der Energieinfrastruktur mit eigenen Tiefbaukapazitäten zu beschleunigen.

DEW 21 ist der kommunale Energieversorger in Dortmund und der umliegenden Region. Gesellschafter sind der in kommunaler Hand befindliche Dortmunder Stadtwerke-Konzern (60,1 %) und die Eon-Tochter Westenergie AG (39,9 %). Über zahlreiche Tochter- und Beteiligungsgesellschaften gehören unter anderem Netzbetrieb, Energieerzeugung und weitere Dienstleistungen zum Konzern. (sag)

Hesse gehört dem Vorstand seit dem 1. Januar 2024 an. Er verantwortet die Bereiche Vertrieb, Energiebeschaffung, Kundenservice, Erzeugung sowie Energieanwendungen. Zudem sind ihm die Stabsstellen Kommunikation und Innovation zugeordnet.

Mit der Vertragsverlängerung bleibt die Führungsspitze des rheinland-pfälzischen Versorgers unverändert. Seit Juni 2024 wird die EVM von Mithun Basu Basu und Hesse als gleichberechtigtes Vorstandsduo geführt. Damals schied der langjährige Vorstandsvorsitzende Josef Rönz nach mehr als 30 Jahren im Unternehmen aus; ein Nachfolger wurde nicht berufen. Die Verkleinerung des Vorstands war Teil eines bereits zuvor eingeleiteten Generationswechsels.

Hesse ist Diplom-Kaufmann und kam 2009 zur Energiewirtschaft. Vor seinem Wechsel nach Koblenz war er innerhalb der Kölner Rhenag-Gruppe tätig, zuletzt als Bereichsleiter Vertrieb und Prokurist der EWV Energie- und Wasser-Versorgung in Stolberg, Nordrhein-Westfalen. (sag)
 

Sener setzte sich laut einer Mitteilung der Transnet BW in einem bundesweiten Auswahlverfahren durch, das ein externes Unternehmen begleitete. Künftig verantwortet er Planung, Bau und Betrieb der technischen Anlagen des Übertragungsnetzes. Ausgenommen bleibt die Assetstrategie.

Der 1971 in Waiblingen (Baden-Württemberg) geborene Diplomingenieur arbeitet bereits seit 2011 in Führungspositionen bei Transnet BW. Seit 2020 leitet er dort das Asset Management. Zuvor war er unter anderem als Netzbauingenieur im Verteil- und Übertragungsnetz tätig.

Sener studierte Elektrotechnik an der Universität Stuttgart und begann seine berufliche Laufbahn 1995 bei der Energie-Versorgung Schwaben, einem Vorgängerunternehmen der heutigen EnBW. Nach Angaben von Transnet BW verfügt er damit über mehr als 30 Jahre Erfahrung in der Energiewirtschaft. Seit mehr als 20 Jahren arbeitet er zudem in nationalen und internationalen Fachgremien mit.

Aufsichtsratschef Dirk Güsewell begründet die Berufung vor allem mit Seners Kenntnissen des Unternehmens und des Übertragungsnetzes. Er verfüge über Erfahrung im Netzbetrieb und kenne die Anforderungen, die der Umbau des Energiesystems stelle. (ds)

Gleichzeitig nähren anhaltend hohe Temperaturen und die Sorge um eine schwierige Befüllung der europäischen Gasspeicher die Erwartungen eines angespannten Energiemarktes im weiteren Jahresverlauf. Trotz der zwischenzeitlichen Konsolidierung bleibt das Marktumfeld damit von geopolitischen Risiken und einer hohen Nervosität geprägt.

Strom: Uneinheitlich hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead gewann im Base 12,75 auf 130,75 Euro je Megawattstunde und im Peak 11,75 auf 90,25 Euro je Megawattstunde.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Freitag im Vergleich zum Vortag ein gutes Stück sinken. Für die darauf folgenden Tage werden relativ konstante Einspeiseleistungen zwischen 21 und 27 Gigawatt erwartet.

Das US-Wettermodell stellt für die kommenden zwei Wochen eine um den Durchschnitt herum schwankende Wind-Einspeiseleistung in Aussicht. Die Temperaturprognose ist dagegen weitgehend unverändert geblieben, die US-Meteorologen erwarten ab dem 27. Juli wieder überdurchschnittliche Werte.

Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 leicht um 0,20 auf 110,00 Euro je Megawattstunde.

CO2: Der CO2-Markt hat am Donnerstag einen Teil der Gewinne der Vortage wieder abgegeben. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.00 Uhr 1,15 auf 85,47 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 14,1 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 86,66 Euro, das Tief bei 85,26 Euro.

Der Preisrückgang am Berichtstag dürfte nach Einschätzung von Marktbeobachtern eher mit Gewinnmitnahmen zu erklären sein. Übergeordnet gehen die Analysten von Redshaw Advisors aber davon aus, dass die Bullen das Marktgeschehen weiter unter Kontrolle haben werden, sodass auch ein weiterer Preisanstieg möglich sei.
Da es in den vergangenen Tagen keine Nachrichten gab, die das fundamentale Marktbild verändert hätten, dürfte die Aufwärtsbewegung laut Redshaw Advisors vor allem von spekulativen Käufen getragen worden sein. Offenbar positionierten sich Investoren bereits im Vorfeld einer erwarteten Angebotsverknappung zum Jahresende 2026 und im Verlauf des Jahres 2027.

Erdgas: Die europäischen Erdgaspreise haben am Donnerstag wieder etwas nachgegeben. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr um 0,900 auf 61,800 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 0,925 auf 62,000 Euro je Megawattstunde nach unten.

Der Fokus der Marktteilnehmer liegt trotz des Rücksetzers weiterhin auf der erneuten Eskalation des Konflikts im Nahen Osten, mit der die Sorgen um die LNG-Versorgung Europas vor Beginn der Heizperiode wieder verstärkt werden. Die USA und der Iran setzten ihre gegenseitigen Angriffe fort und dämpften zugleich die Erwartungen an eine baldige diplomatische Lösung. Damit wächst das Risiko länger anhaltender Störungen der Energieexporte aus der Region.

Zusätzliche Unsicherheit entstand, nachdem die vom Iran unterstützte Huthi-Miliz erklärte, zwei saudi-arabische Öltanker im Roten Meer angegriffen zu haben.
Die europäischen Gaspreise bewegen sich damit wieder auf dem Niveau der bisherigen Höchststände während der Eskalation des Konflikts. Das verringerte LNG-Angebot aus der Golfregion verschärft den Wettbewerb Europas mit asiatischen Importeuren um verfügbare LNG-Ladungen. Gleichzeitig treibt die anhaltende Hitzewelle in Europa den Stromverbrauch und damit die Gasnachfrage für die Stromerzeugung.

Der norwegische Energiekonzern Equinor, Europas größter Erdgaslieferant, warnte laut Trading Economics zudem, dass die EU ihr Ziel eines Speicherfüllstands von 80 Prozent vor Beginn der Heizperiode voraussichtlich nicht erreichen werde. Dadurch würde der europäische Gasmarkt bei einem frühen Kälteeinbruch deutlich anfälliger für starke Preisschwankungen. (map)