Der Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz mit Sitz in Berlin hält insbesondere eine Priorisierung von Netzanschlussanfragen durch den Gesetzgeber für notwendig. Nach Angaben des Unternehmens ist die Zahl der Anträge deutlich gestiegen. Der Geschäftsführer Operations Dirk Biermann erklärte, 50 Hertz habe bereits Zusagen für mehr als 90 Netzanschlussprojekte mit einer Anschlussleistung von knapp 35.000 MW erteilt. „Darüber hinaus liegen für unsere Regelzone Anträge mit weiteren 85.000 MW vor, was mehr als die deutsche Jahreshöchstlast ist“, sagte er. 

Erneuerbare Energien ausgebremst

Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) bewertet den Kabinettsbeschluss kritisch. Präsidentin Ursula Heinen-Esser erklärte, die intensive Verbändebeteiligung habe kaum zu inhaltlichen Verbesserungen gegenüber den Referentenentwürfen geführt. Das Netzanschlusspaket bleibe aus Sicht des Verbandes vor allem auf die Interessen der Netzbetreiber ausgerichtet. „Die Verantwortung für Verzögerungen beim Netzausbau wird den Erzeugern übertragen, während an die Netzbetreiber nur wenige zusätzliche Anforderungen gestellt werden“, monierte sie.

So würde ab 2027 von kleinen Solaranlagen Direktvermarktung gefordert, obwohl der langsame Smart-Meter-Rollout dies technisch noch gar nicht ermögliche. Heinen-Esser befürwortete eine Trennung von EEG und Netzpaket. Vielmehr sollten im Netzpaket Übertragungs- und Verteilnetze gemeinsam adressiert werden, um die Flexibilität von Erzeugung und Verbrauch besser zu erschließen.

Kritisch sieht der BEE außerdem die vorgesehenen Redispatch-Regelungen. Zwar solle der Redispatch-Vorbehalt bereits mit der Netzanschlusszusage und nicht erst mit der Inbetriebnahme einer Anlage gelten. Gleichzeitig könnten Netzbetreiber den Vorbehalt jedoch einseitig um bis zu 18 Monate verlängern. Nach Einschätzung des Verbandes verschlechtert sich die Regelung dadurch gegenüber dem Referentenentwurf.

Auch bei der EEG-Novelle erkennt der BEE nach eigenen Angaben keine wesentlichen Änderungen. Der Verband sieht weiterhin Nachteile für Direktbelieferungsmodelle und Power Purchase Agreements (PPA). Insgesamt gefährdeten die Entwürfe aus Sicht des BEE Investitionen, Arbeitsplätze und den Ausbau der erneuerbaren Energien. Der Bundestag müsse deshalb im weiteren Verfahren nachbessern.

Bioenergie ohne Perspektive

Ähnliche Kritik kommt von den im Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) zusammengeschlossenen Bioenergieverbänden. Nach Angaben des HBB übernimmt die Bundesregierung den Referentenentwurf nahezu unverändert. Sandra Rostek, Leiterin des Hauptstadtbüros Bioenergie, warnt, dass die geplanten Ausschreibungsvolumina langfristig zu einem Rückgang gesicherter Bioenergieleistung führen könnten.

Zudem kritisiert sie die vorgesehene Streichung der Ausschreibungen für hochflexible Biomethan-Blockheizkraftwerke. Nach Einschätzung des HBB würden dadurch Investitionen in flexible erneuerbare Erzeugungskapazitäten erschwert.

VDMA Power Systems mit Sitz in Frankfurt am Main sieht ebenfalls Nachbesserungsbedarf. Nach Angaben des Verbandes schaffen die Entwürfe nicht die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit für Windenergie, Photovoltaik und Biogas. Positiv bewertet der Verband das zusätzliche Ausschreibungsvolumen von 12 GW für Windenergie an Land. Gleichzeitig fordert er, den gesetzlichen Anschluss- und Einspeisevorrang für erneuerbare Energien beizubehalten sowie die geplanten Redispatch-Regelungen finanzierungsfähig auszugestalten.

Darüber hinaus verlangt der Verband höhere Ausschreibungsvolumina für resiliente Photovoltaik sowie Anpassungen bei der Bioenergie. Angesichts der geopolitischen Lage müsse außerdem die physische und digitale Sicherheit aller an das Stromnetz angeschlossenen Energieanlagen gestärkt werden. Insgesamt richten alle drei Organisationen ihre Erwartungen nun an den Deutschen Bundestag, der die Gesetzentwürfe im parlamentarischen Verfahren beraten und gegebenenfalls ändern wird. (sh)

Müller, studierter Philosoph und früherer Kommunikationschef des Rückversicherers Swiss Re, war wohl doch nicht die richtige Wahl. Laut einer E-Mail von Reiche an die Mitarbeiter werde er „nach einem sehr konstruktiven Gespräch“ „auf eigenen Wunsch“ gehen. Die Ministerin bedaure dies.

Die Stelle soll dem Bericht zufolge nicht neu ausgeschrieben werden. Stattdessen teilen sich ab 15. August zwei Unterabteilungsleiter die Führung. Christine Carboni, Leiterin der Kommunikationsabteilung und Koordinierungschef Felix Möhrle seien dafür vorgesehen. Laut internen Quellen beschäftige Reiche trotz rund 2.500 Beschäftigten im Ministerium viele externe Berater, die den Steuerzahler mehrere Millionen Euro kosten. Das fehlende Vertrauen in die eigene Belegschaft führt laut Personalratsvorsitzender Viktoria Ludwig auch „zu gesundheitlicher Betroffenheit“. (sh)
 

Laut den Verbänden soll verhindert werden, dass aus der bisherigen Erkundung ein Förderprojekt entsteht. Dafür schließen sie nach eigenen Angaben auch rechtliche Schritte nicht aus. Parallel wollen sie eine Petition mit bislang rund 88.000 Unterschriften im September an die Europäische Kommission übergeben. Die Unterzeichner stammen den Angaben zufolge überwiegend aus den Ostseeanrainerstaaten.

Probebohrung fand Erdöl

Auslöser der Proteste ist eine Erkundungsbohrung von CEP etwa sechs Kilometer vor Swinemünde (Świnoujście). Das Unternehmen hatte nach Probebohrungen mitgeteilt, auf ein großes Ölvorkommen gestoßen zu sein. Nach Einschätzung des polnischen Chefgeologen Krzysztof Galos könnte es sich um den größten Ölfund des Landes „seit mindestens dem Zweiten Weltkrieg“ handeln. CEP wertet die erhobenen Daten nach eigenen Angaben weiter aus. Eine Genehmigung für eine Förderung liegt bislang nicht vor.

Nach Angaben des Unternehmens umfasst das Konzessionsgebiet potenziell mehr als 33 Millionen Tonnen Öl sowie rund 27 Milliarden Kubikmeter Erdgas. Die Erkundungslizenz läuft bis Dezember 2027. Vor einer möglichen Förderung wäre nach Angaben der Verbände eine Umweltverträglichkeitsprüfung erforderlich.

Meeresschutz gefährdet

Die Umweltorganisationen kritisieren insbesondere die Nähe der Bohrstelle zu europäischen Meeresschutzgebieten. Laut BUND Mecklenburg-Vorpommern beginnen diese bereits rund 200 Meter vom bisherigen Bohrstandort entfernt. Die Pommersche Bucht sei Lebensraum zahlreicher Seevögel sowie des vom Aussterben bedrohten Ostsee-Schweinswals. Die Verbände warnen vor zusätzlichen Belastungen durch Unterwasserlärm, Schadstoffeinträge und möglichen Ölunfällen.

Nach Angaben des Bündnisses könnte sich die Lagerstätte über die deutsch-polnische Grenze erstrecken. In diesem Fall wäre aus Sicht der Organisationen eine grenzüberschreitende Umweltverträglichkeitsprüfung notwendig. Sollte sich das Vorkommen auch unter deutschem Hoheitsgebiet befinden, wären nach ihrer Einschätzung zudem deutsche Genehmigungsverfahren unter Beteiligung von Behörden, Umweltverbänden und Öffentlichkeit erforderlich.

Unterstützung aus dem Europaparlament

Der Europaabgeordnete der Grünen Hannah Neumann will das Bündnis unterstützen. Nach einem Treffen mit Vertretern der Stadt Heringsdorf und der Stadt Swinemünde erklärte sie: „Die Sorge vor den möglichen Auswirkungen auf Natur und Tourismus ist groß“.

In Mecklenburg-Vorpommern ist die Förderung von Erdöl und Erdgas im Küstenmeer nach dem Landesraumentwicklungsprogramm ausgeschlossen. CEP hatte deshalb frühere Erkundungsaktivitäten in bekannten Lagerstätten aus DDR-Zeiten in Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg eingestellt. Das aktuelle Vorhaben befindet sich jedoch in polnischen Hoheitsgewässern vor der Küste Usedoms.

Nach Angaben der Verbände kommt zur möglichen Öl- und Gasförderung eine weitere Belastung der Region hinzu. Sie verweisen auf den Bau eines Tiefwasser-Containerterminals in Swinemünde, das sich aus ihrer Sicht ebenfalls auf die sensible Meeresumwelt auswirken könne. (sh)

Bayerns Wirtschafts- und Energieminister Hubert Aiwanger (Freie Wähler) begründet die Landesförderung mit der nach seinen Angaben hohen Nachfrage im entsprechenden Bundesprogramm. Der Freistaat wolle Unternehmen mehr Planungssicherheit geben und Investitionen in Entwicklung, Produktion und Einsatz wasserstoffbetriebener Nutzfahrzeuge anstoßen.

Unterstützt werden sowohl Brennstoffzellenfahrzeuge als auch Nutzfahrzeuge mit Wasserstoffverbrennungsmotor. Die Förderung gilt für den Kauf und das Leasing von Fahrzeugen, die vor allem dem Gütertransport dienen. Dazu zählen leichte Lieferwagen und Transporter der Klasse N1 mit bis zu 3,5 Tonnen zulässiger Gesamtmasse, mittelschwere Lkw der Klasse N2 mit mehr als 3,5 bis 12 Tonnen sowie schwere Lkw und Sattelzugmaschinen der Klasse N3 mit mehr als 12 Tonnen. Pkw und Busse umfasst das Programm nicht.

Der Freistaat übernimmt bis zu 80 Prozent der förderfähigen Mehrkosten gegenüber einem vergleichbaren konventionell angetriebenen Nutzfahrzeug. Maßgeblich ist damit nicht der gesamte Fahrzeugpreis, sondern die vom Fördergeber ermittelte Preisdifferenz. Die maximale Fördersumme je Fahrzeug hängt von der Fahrzeugklasse ab und wird im Förderaufruf festgelegt.

Mehr Zeit für die Anschaffung

Parallel zum ersten Aufruf ändert der Freistaat die Förderbedingungen von „BayH2N“ (Bayerisches Förderprogramm für Nutzfahrzeuge mit Wasserstoffantrieb). Unternehmen erhalten künftig 18 statt zwölf Monate Zeit, um die Fahrzeuge anzuschaffen. Zudem entfällt die bisherige Vorgabe, dass geförderte Fahrzeuge mindestens 20.000 Kilometer pro Jahr zurücklegen müssen.

Die überarbeitete Richtlinie präzisiert außerdem die Zweckbindungsfrist und das Auszahlungsverfahren beim Leasing. Die Zweckbindungsfrist legt fest, wie lange ein gefördertes Fahrzeug für den vorgesehenen Zweck eingesetzt werden muss. 

Anträge nimmt die Bayern Innovativ GmbH als Projektträger bis zum 28. Oktober um 12 Uhr entgegen. Weitere Informationen zu den Fördervoraussetzungen und zum Verfahren will die Gesellschaft zu Beginn des Antragsfensters veröffentlichen.

Das Programm ergänzt nach Angaben des Wirtschaftsministeriums die bestehenden bayerischen Förderangebote für Elektrolyseure und Wasserstofftankstellen. Der Freistaat unterstützt damit sowohl die Wasserstofferzeugung als auch die Tankinfrastruktur und den Einsatz des Energieträgers im Nutzfahrzeugverkehr. Das Ministerium sieht dadurch die gesamte Wasserstoff-Wertschöpfungskette im Verkehrsbereich abgedeckt. (ds)

Zugleich zeigt die Analyse „Gasbilanzanalyse Juli 2026 – Speicherstände, LNG-Konkurrenz und Terminpreise“, dass sich der europäische Gaspreis für kurzfristige Lieferungen seit Beginn des Krieges im Mittleren Osten im Februar 2026 fast verdoppelt hat: Der Preis für August ist am Handelspunkt TTF von rund 30 auf ungefähr 56 Euro/MWh gestiegen. Zugleich sind die Gasspeicherstände ungewöhnlich niedrig. Europa müsste seine LNG-Einfuhren bis zum Winter stark steigern, um einen ausreichenden Speicherpuffer aufzubauen. 

Ende Juli 2026 sind die Speicher in der EU und im Vereinigten Königreich zu rund 55 Prozent gefüllt – für dieses Datum der zweitniedrigste Wert seit 2016. Nur im Jahr 2021 lag er niedriger. Ursache sind ein kalter Winter mit hoher Ausspeicherung und eine langsame Einspeicherung im Frühjahr. Seit der Reform der EU-Füllstandsvorgaben im Jahr 2025 ist der praktisch maßgebliche Zielwert für die Speicherfüllstände rund 80 Prozent zum 1. November. Dazu wären derzeit etwa 275 Milliarden kWh zusätzliches Gas nötig. 

LNG als teure und unsichere Lösung

Dieses zusätzliche Gas müsste aktuell vor allem aus Flüssigerdgas (LNG) kommen, denn die Pipeline-Importe sind begrenzt und die europäische Förderung sinkt. Die Auslastung der Importterminals müsste dafür von derzeit rund 29 auf etwa 70 Prozent steigen, was mehr als eine Verdopplung der Einfuhren bedeuten würde. Der Engpass sind dabei allerdings nicht die Terminals selbst, sondern die verfügbaren Mengen auf dem globalen LNG-Markt. Denn seit März 2026 liegt der asiatische Referenzpreis JKM über dem europäischen TTF, sodass LNG-Ladungen aktuell vermehrt nach Asien verkauft werden. 

„Europa hat genügend Importterminals aufgebaut, aber sich nicht mit genügend LNG eingedeckt. Ob die Gasspeicher rechtzeitig befüllt werden, entscheidet sich am Weltmarkt – und dort konkurriert Europa direkt mit Asien um das LNG-Angebot“, sagt Hendrik Diers, Senior Research Associate am EWI, der die Analyse erstellt hat. „Solange der Konflikt im Mittleren Osten anhält und die Nachfrage nicht sinkt, bleiben die Gaspreise erhöht.“ (gd)

Der durchschnittliche Börsenstrompreis am Day-Ahead-Markt der Strombörse Epex Spot lag im Juli 2026 bei 104 Euro/MWh, im Vergleich zum Juni mit 109,50 Euro/MWh. Damit fiel er gegenüber dem Vormonat leicht. Wie aus der Mitteilung von Rabot Energy hervorgeht, wurden im Monatsverlauf zudem 79 Stunden mit negativen Strompreisen registriert.
 
Auffällig war erneut das tägliche Preisprofil. Vor allem in den Mittagsstunden drückte die hohe Einspeisung aus Photovoltaikanlagen die Börsenpreise regelmäßig deutlich nach unten. Mehrfach fielen sie in den negativen Bereich. Der niedrigste Wert des Monats lag bei minus 15 Euro/MWh, der höchste bei 352,40 Euro/MWh. Damit betrug die Differenz zwischen dem niedrigsten und höchsten Börsenpreis des Monats mehr als 367 Euro/MWh.

Nach Angaben von Rabot Energy nimmt auch die Preisspreizung innerhalb eines Tages weiter zu. Im zweiten Quartal 2026 lag der durchschnittliche Abstand zwischen der teuersten und der günstigsten Viertelstunde eines Tages bei 218,30 Euro/MWh.

Ein höherer Quartalswert wurde seit Beginn der Auswertung im Jahr 2020 lediglich im dritten Quartal 2022 erreicht, als die Gaspreiskrise die Strompreise stark beeinflusste. Während damals die hohen Gaspreise ausschlaggebend waren, sieht das Unternehmen die Ursache heute vor allem im weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien.

Besonders deutlich zeigt sich der Einfluss der Photovoltaik. Zwischen 11 und 15 Uhr kostete Strom im zweiten Quartal durchschnittlich 16,1 Euro/MWh, der Median lag sogar nur bei 2,6 Euro/MWh. In den Morgenstunden zwischen 6 und 9 Uhr wurden dagegen durchschnittlich 116,9 Euro/MWh erreicht, am Abend zwischen 17 und 20 Uhr 121,1 Euro/MWh. Auch in der Nacht bewegte sich das Preisniveau mit 113,5 Euro/MWh deutlich über den Mittagswerten. (sag)

Die Vereinbarung zwischen den Partner hat eine Laufzeit von bis zu 20 Jahren. Uniper sichert sich jährlich rund 30 Milliarden kWh Erdgas auf Free-on-Board-Basis (FOB). Nach Unternehmensangaben sollen die frei disponierbaren LNG-Mengen das bestehende Beschaffungsportfolio ergänzen und zusätzliche Flexibilität schaffen, um bei Bedarf zur Versorgungssicherheit in Europa beizutragen.

Nach Angaben der Projektpartner handelt es sich um die erste große langfristige LNG-Liefer- und Abnahmevereinbarung zwischen Kanada und Deutschland. Das Ksi-Lisims-LNG-Projekt befindet sich noch in der Entwicklungsphase. Geplant ist eine Anlage auf dem Gebiet der Nisga’a Nation.

Die Nisga’a Nation ist eine anerkannte indigene Selbstverwaltung (First Nation) in der kanadischen Provinz British Columbia. Die Nisga’a Nation ist dabei nicht nur Grundstückseigentümerin, sondern auch Projektpartnerin und Miteigentümerin des Ksi-Lisims-LNG-Projekts.

Die Projektentwickler heben hervor, dass die Anlage überwiegend mit Wasserkraft betrieben werden soll. Dadurch sei Ksi Lisims als eine der LNG-Anlagen mit den niedrigsten CO2-Emissionen weltweit konzipiert. Mithilfe von zwei schwimmenden Produktions- und Speichereinheiten soll eine Exportkapazität von jährlich rund 164 Milliarden kWh Erdgas LNG erreicht werden.

Die Bedeutung der Vereinbarung unterstrich Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) in einem Statement: „Genau so stärken wir unsere Resilienz: mit neuen Bezugsquellen, langfristigen Partnerschaften und mehr Diversifizierung.“

Uniper-CEO Michael Lewis ergänzte: „Mit der Unterzeichnung dieses langfristigen Abnahmevertrags stärken wir unser Portfolio um eine verlässliche LNG-Bezugsquelle aus Kanada. Als vertrauensvoller Partner trägt Kanada dazu bei, die Energieversorgung Europas breiter aufzustellen und ihre Widerstandsfähigkeit gegenüber zukünftigen Herausforderungen zu erhöhen.“ 

Mit dem Vertrag will Uniper sein LNG-Beschaffungsportfolio breiter aufstellen. Neben Lieferbeziehungen aus den USA, dem Nahen Osten und weiteren Regionen erschließt sich das Unternehmen damit künftig auch eine langfristige Bezugsquelle aus Kanada. Voraussetzung für die Umsetzung ist allerdings, dass das Ksi-Lisims-LNG-Projekt wie geplant genehmigt, finanziert und errichtet wird. (sag)

An einigen Messstationen sind historische Niedrigwerte bereits unterschritten. Bei Paks in Ungarn liegt der Wasserstand der Donau nach Angaben der dortigen Wasserwerke sogar 121 Zentimeter unter dem bisherigen Tiefstand. Die Stromversorgung ist laut Behörden nicht gefährdet. Aber Entspannung ist nicht in Sicht, im Gegenteil. Auch Tourismus und Fischerei sind betroffen. 

Hintergrund sind mangelnde Regenfälle, aber auch zunehmend wenig Schmelzwasser von Gletschern, wie Florian Seidl, Sprecher des größten österreichischen Wasserkraftwerkbetreibers, Verbund, sagte: „Eigentlich sollten wir jetzt das Wasser aus der Schneeschmelze abarbeiten, aber aufgrund der Erderwärmung fällt immer weniger Schnee.“ Beim Verbund liegt die Produktion rund 30 Prozent unter dem langjährigen Mittel. 

Auch an fast allen Zubringern zur Donau in Oberösterreich herrscht Wassermangel. Viele der mehr als 4.000 Kleinwasserkraftwerke sind betroffen, mit bis zu 50 Prozent gedrosselter Produktion oder gänzlichem Stopp. 

In Rumänien sank der Wasserstand der Donau auf ein Drittel des durchschnittlich im Juli gemessenen Werts. Dort mussten beim Kernkraftwerk Cernavoda beide funktionierenden Reaktorblöcke abgeschaltet werden. Sie erzeugen normalerweise etwa ein Fünftel des Stroms in Rumänien. 

In Ungarn wurde am Kernkraftwerk Paks, etwa 100 Kilometer südlich der Hauptstadt Budapest, schon einer der vier Reaktorblöcke abgeschaltet. Das drohe auch bei den drei anderen, sagte Ministerpräsident Péter Magyar.

Transportprobleme auf dem Rhein

Das anhaltende Niedrigwasser auf dem Rhein schränkt die Binnenschifffahrt zunehmend ein. Der für die Rheinschifffahrt maßgebliche Pegel im rheinland-pfälzischen Kaub lag zuletzt nur noch knapp über 80 Zentimeter, teilte das Verkehrsministerium auf Anfrage mit. Solch niedrige Wasserstände führten in der Regel zu spürbaren Einschränkungen der Transportkapazitäten. 

Nach Angaben der Schifffahrtsgesellschaft MSG können viele Schiffe derzeit nur noch mit rund einem Drittel ihrer üblichen Traglast fahren. Die geringeren Abladetiefen zwängen Reedereien dazu, ihre Schiffe deutlich leichter zu beladen, erklärte Vorstand Martin Staats. 

Weil die Schiffe deutlich weniger Ladung transportieren können, steigen nach Angaben der Reederei die Transportkosten. Ein Teil davon werde über sogenannte Kleinwasserzuschläge ausgeglichen. Die Mehrkosten könnten am Ende auch Verbraucher treffen, wenn Unternehmen sie über höhere Preise weitergeben. Wie groß die wirtschaftlichen Folgen insgesamt sind, lasse sich derzeit nicht seriös abschätzen, sagte Staats. Die Schifffahrt leidet seit Wochen unter den niedrigen Wasserständen auf dem Rhein.

Die stromhungrigsten Rechenzentren stehen in den USA und China − beide Länder zusammen stehen für zwei Drittel des Stromverbrauchs. Wichtigster Treiber für die Entwicklung der letzte Jahre ist der stark gestiegene Einsatz von Künstlicher Intelligenz.

Nach Angaben des Energieversorgers verfügen 30 Prozent der befragten Familien über ein Elektroauto, 34 Prozent über eine Wärmepumpe und 40 Prozent über eine Photovoltaikanlage. Damit liegt der Anteil bei Elektroautos und Wärmepumpen jeweils etwa doppelt so hoch wie bei Haushalten ohne Kinder. Bei Photovoltaikanlagen beträgt der Vorsprung fünf Prozentpunkte.

Im Vergleich zur Vorjahresbefragung ist der Anteil der Familien mit Wärmepumpe um elf Prozentpunkte gestiegen. Der Anteil der Familien mit Elektroauto nahm um 8 Prozentpunkte zu, der Anteil mit Photovoltaikanlage um drei Prozentpunkte. 

Auch bei geplanten Investitionen liegen Familien vorn. Von den Haushalten ohne Photovoltaikanlage planen 46 Prozent die erstmalige Installation einer Anlage. Bei den Haushalten ohne Kinder sind es nur 34 Prozent. Ein Elektroauto wollen 25 Prozent der Familien anschaffen, gegenüber stehen 15 Prozent der Vergleichsgruppe. Den Einbau einer Wärmepumpe planen 20 Prozent der Familien, während dieser Anteil bei Haushalten ohne Kinder 11 Prozent beträgt. 

Unterschiede zeigen sich auch bei der Befragung zu Stromtarifen. Demnach planen 24 Prozent der Familien und 17 Prozent der Haushalte ohne Kinder einen Wechsel zu einem dynamischen Stromtarif. Für einen Festpreistarif mit sogenannten smartem Services interessieren sich 36 Prozent der Familien und 31 Prozent der Vergleichsgruppe. Bei diesem Tarifmodell steuert der Energieversorger flexible Verbraucher wie Elektroautos, Batteriespeicher oder Wärmepumpen und verlegt deren Verbauch bevorzugt in Zeiten niedriger Netzlast. (kmt)

Auch die Ergebnisse legten zu, wie der Vorstand bei der Vorstellung der Zahlen am 30. Juli erklärte. So stieg das Betriebsergebnis von 22,3 Millionen auf 27,1 Millionen Euro. Vor Steuern erzielte die Gruppe 23,4 Millionen Euro nach 19,2 Millionen Euro im Vorjahr. Der Konzernjahresüberschuss erhöhte sich um rund 24 Prozent von 10,8 Millionen auf 13,4 Millionen Euro.

Wichtigste Ertragssäule blieb die Energiebelieferung. Die Liefergesellschaften der Gruppe setzten ohne HKD 1,42 Milliarden kWh Strom und Gas ab, nach rund 1,39 Milliarden kWh im Vorjahr. Laut Geschäftsbericht trugen dazu höhere Stromlieferungen an Gewerbekunden und witterungsbedingt gestiegene Gasverbräuche der Haushalte bei. Die Zahl der Belieferungsverträge sank auf knapp 313.000 und lag damit gut 2 Prozent unter dem Vorjahreswert.

Die Absatzmenge der HKD ist darin nicht enthalten. Sie lieferte 334 Millionen kWh Strom und Gas nach 420 Millionen kWh im Vorjahr. Ihre Energiekunden waren 2025 noch überwiegend an bestehende Bezugsverträge gebunden und sollen perspektivisch in die Naturstrom-Belieferung überführt werden.

Mehr Flexibilität im Portfolio

Für das Liefergeschäft setzt Naturstrom unter anderem auf dynamische Tarife und einen Festpreistarif mit Preisgarantie bis Ende 2030. Im Berichtsjahr gehörte das Unternehmen zu den Gründern des Gemeinschaftsunternehmens „HandelGrün“, das künftig Batteriespeicher und andere flexible Anlagen dynamisch vermarkten soll. Zudem integrierte Naturstrom den Tarif „naturstrom smart“ in das Energiemanagementsystem des Solar-Start-ups „LumenHaus“. Damit will der Anbieter erproben, wie sich ein dynamischer Stromtarif mit der zentralen Steuerung von PV-Anlage, Wallbox und Wärmepumpe verbinden lässt. „Die notwendige Flexibilisierung des Stromsystems ist eine Herausforderung, eröffnet uns aber auch eine Vielzahl neuer Möglichkeiten“, erklärte Vorstandsvorsitzender Oliver Humme.

Zugleich erweiterte die Gruppe ihr Wind- und Solarportfolio. Die Leistung der Anlagen im Konzern stieg von 283,1 auf 324,9 MW. Ihre Stromeinspeisung erhöhte sich trotz eines schwachen Windjahres von 350,9 Millionen auf 378,1 Millionen kWh. „Der eigene Anlagenpool gibt uns die Möglichkeit, kurzfristig auf Chancen im Markt zu reagieren und zugleich abgesichert zu bleiben“, ergänzte Sophia Eltrop, Vorständin für Finanzen, IT und Personal.

Im Geschäftsfeld Urbanes Wohnen gewinnen neben Contracting-Projekten auch Beratungs- und Planungsleistungen an Bedeutung. Naturstrom bindet dafür die Mitte 2025 übernommene „EnergyEffizienz GmbH“ ein, ein bundesweit tätiges Beratungsunternehmen aus Lampertheim (Hessen). „Contracting-Projekte sind nach wie vor wichtig für uns“, erklärte Vorständin Kirsten Nölke. „Zugleich gewinnen in unserem Geschäftsfeld Urbanes Wohnen Machbarkeitsstudien und andere Planungsleistungen, die wir für Wohnungsgesellschaften erbringen, spürbar an Relevanz.“

Die Investitionen gingen von 45,0 Millionen auf 25,4 Millionen Euro zurück. Zugleich erhöhte sich das Eigenkapital von 118,9 Millionen auf 131,0 Millionen Euro, die Eigenkapitalquote stieg von 27,1 auf 30,9 Prozent. Im Jahresdurchschnitt beschäftigte die Gruppe 625 Menschen. 2024 waren es noch 542. (ds)
 

Kennzahlen 2025 der Naturstrom -Gruppe

	2025	2024	Veränderung in Prozent
Konzernumsatz (in Mio. Euro)	533,2	481,4	+ 10,8
Betriebsergebnis (in Mio. Euro)	27,1	22,3	+ 21,2
Konzernjahresüberschuss (in Mio. Euro)	13,4	10,8	+ 24,1
Strom- und Gasabsatz ohne HKD (in Mrd. kWh)	1,42	1,39	+ 2,3
Wind- und Solarleistung im Konzern (in MW)	324,9	283,1	+ 14,8
Investitionen (in Mio. Euro)	25,4	45,0	- 43,6
Eigenkapital (in Mio. Euro)	131	118,9	+ 10,2

Quelle: Naturstrom AG

Den größten Beitrag zum Auftragseingang leistete das Geschäft in den USA. Dort entfielen 350,3 Millionen Euro auf Projekte für Rechenzentren, nachdem im Vorjahresquartal lediglich 8,3 Millionen Euro verbucht worden waren. Wie bereits Ende Juni vom Unternehmen angekündigt, wandelte das Unternehmen im zweiten Quartal zuvor reservierte Projekte in feste Aufträge um. Nach Angaben von 2G bestehen weitere Reservierungen in vergleichbarer Größenordnung. Die Auslieferung der Anlagen soll im vierten Quartal beginnen. Ein Teil der Umsätze wird deshalb bereits im laufenden Geschäftsjahr realisiert.

Prognosen bestätigt und Ausbau der Produktion geplant

Auch außerhalb Nordamerikas legte der Auftragseingang zu. Dort stiegen die Bestellungen um 57 Prozent auf 72,1 Millionen Euro nach 45,9 Millionen Euro im Vorjahresquartal. Nach Unternehmensangaben tragen mehrere Markttrends zu dieser Entwicklung bei. Besonders „dynamisch“ entwickelte sich laut 2G Energy das Biogassegment in Deutschland. Der Auftragseingang stieg dort um 74 Prozent auf 37,9 Millionen Euro. Damit zeigt sich nach Angaben des Unternehmens, dass sich das Wachstum nicht allein auf das Geschäft mit Rechenzentren stützt. 

Vor dem Hintergrund des hohen Auftragseingangs hält der Vorstand an seinen Prognosen fest. Für 2026 erwartet 2G weiterhin einen Umsatz am oberen Ende der bisherigen Spanne von bis zu 490 Millionen Euro. Für 2027 rechnet man unverändert mit einem Umsatz zwischen 570 und 620 Millionen Euro.

Zur Vorbereitung auf weiteres Wachstum plant 2G den Bau einer neuen Montagehalle am Stammsitz in Heek. Dort sollen ab Anfang 2028 containerisierte Kraftwerke in Fließfertigung montiert werden. Das Unternehmen beziffert die zusätzlichen Produktionskapazitäten auf mindestens 300 Millionen Euro Jahresumsatz. Für standardisierte Anlagen im Rechenzentrumssegment hält 2G nach eigenen Angaben eine noch höhere Jahreskapazität für möglich. (hr)

Auch der Umsatz ging um 11 Prozent zurück. Von 4,04 Milliarden Euro auf 3,59 Milliarden Euro. Das Ebitda sank gegenüber der Vergleichsperiode des Vorjahres um 24,9 Prozent auf 1,06 Milliarden Euro. Das um Einmaleffekte bereinigte Konzernergebnis lag mit 537,8 Millionen Euro um 31,4 Prozent unter dem Wert des Vorjahres, so das Unternehmen.

Wesentlichen Einfluss auf die Ergebnisentwicklung hatte die im Vergleich zum Vorjahr deutlich schwächere Wasserführung. Die Stromerzeugung aus Wasserkraft verringerte sich um 1,21 Milliarden kWh beziehungsweise 9,8 Prozent auf 11,19 Milliarden kWh. Gleichzeitig fiel der durchschnittlich erzielte Absatzpreis für die Eigenerzeugung aus Wasserkraft um 31 Euro je MWh auf 86,2 Euro je MWh. Verbund verweist darauf, dass der Vergleichswert des Vorjahres durch außergewöhnlich hohe Marktpreise in den ersten beiden Quartalen 2025 geprägt gewesen sei.

Demgegenüber entwickelte sich die Stromerzeugung aus Windkraft und Photovoltaik positiv. Sie stieg gegenüber dem Vorjahreszeitraum um 109 Millionen kWh auf 1,17 Milliarden kWh. Auch außerhalb der Erzeugung konnten einzelne Geschäftsbereiche die rückläufigen Beiträge aus der Wasserkraft teilweise kompensieren.

Nach Unternehmensangaben verbesserten sich die Ergebnisse im Netzgeschäft, im Vertrieb sowie in den sonstigen Segmenten. Ausschlaggebend seien unter anderem höhere Erträge aus dem Gasfernleitungsnetz, gestiegene Beiträge aus dem Endkundengeschäft sowie eine günstige Entwicklung des thermischen Erzeugungsportfolios infolge hoher Marktspreads, insbesondere zu Jahresbeginn.

Für das Gesamtjahr 2026 hält Verbund an seiner Prognose fest. Das Unternehmen erwartet ein Ebitda zwischen 2,1 Milliarden Euro und 2,4 Milliarden Euro. Das bereinigte Konzernergebnis soll zwischen 1,05 Milliarden Euro und 1,2 Milliarden Euro liegen. (sag)

Nach Angaben von Heat 11 erfolgte die öffentliche Bekanntgabe erst nach Abschluss organisatorischer Vorbereitungen. Mit der Übernahme gehen nach Unternehmensangaben laufende Projekte, Gewährleistungen und die Ersatzteilversorgung für bestehende Anlagen von HTT Energy auf Heat 11 über. 

Gemeinsame Unternehmensgeschichte

Die beiden Unternehmen verbindet eine gemeinsame Vergangenheit. Heat 11 entstand im Jahr 2011 durch ehemalige Mitarbeiter von HTT. Mit der Übernahme kehren nach Angaben des Unternehmens Know-how und Produktportfolio an den Standort des heutigen Unternehmens zurück. Das Unternehmen betreut nach eigenen Angaben 535 Kunden in 28 Ländern. Mit der Integration des HTT-Portfolios will Heat 11 seine Position im Markt für industrielle Prozesswärme ausbauen.

Zum Angebot des Unternehmens gehören Thermoölanlagen, befeuerte Erhitzer, elektrische Prozessheizungen, Wärmerückgewinnungssysteme, Dampferzeuger sowie Heiz- und Kühlanlagen. 

Parallel zur Übernahme führt Heat 11 den neuen Unternehmensclaim „Empowering Industry“ ein. Nach Angaben des Unternehmens soll damit die strategische Ausrichtung auf unterschiedliche Technologien der industriellen Energieversorgung unterstrichen werden. Dazu zählen Anwendungen für Prozesswärme auf Basis fossiler und elektrischer Systeme sowie Lösungen zur Wärmerückgewinnung und für Wasserstoffanwendungen. (hr)

Mit dem Projekt wollen die SWT Erfahrungen mit dem Betrieb von Batteriespeichern sammeln und ihre Erzeugungsanlagen stärker miteinander verzahnen. Die Stadtwerke betreiben nach eigenen Angaben derzeit 13 Windparks und 25 Freiflächen-Solarparks. Der Solarpark Traufwiesen wird der dritte Standort im Portfolio, an dem Photovoltaik und Batteriespeicher kombiniert werden. Für das Vorhaben investieren die Stadtwerke einen hohen einstelligen Millionenbetrag.

Der Batteriespeicher arbeitet laut den Tübingern als Graustromspeicher. Er kann sowohl Strom aus dem Solarpark als auch aus dem öffentlichen Netz aufnehmen und diesen später wieder ins Netz einspeisen. Die SWT wollen den Speicher vor allem zur Vermarktung von Strom einsetzen. 

Aufsichtsrat bestätigt Fernwärmestrategie

Zudem hat der Aufsichtsrat der Stadtwerke die Strategie zur Transformation der Fernwärmeversorgung bestätigt. Der Anteil regenerativer Wärme soll kontinuierlich steigen. Einen Baustein bildet der Ende 2025 in Betrieb genommene Solarthermiepark Au. Für die geplante Abwasserwärmepumpe am Klärwerk erhielten die Stadtwerke im März 2026 eine Bundesförderung in Höhe von 23 Millionen Euro. Der Baustart ist ab 2028 vorgesehen. Parallel wächst das Fernwärmenetz. Seit 2012 nahm dessen Länge nach Angaben der SWT um 46 Prozent auf inzwischen 73 Kilometer zu. Neue Haupttrassen entstehen unter anderem in der Südstadt und in Richtung Derendingen.

Im Zuge des Netzausbaus errichten die Stadtwerke im Bereich Mühlbachäcker ein erdgasbetriebenes Spitzenlast- und Reserve-Heizwerk. Die Anlage soll zunächst mehrere Aufgaben übernehmen. Sie ersetzt ältere gasbetriebene Heizzentralen, ermöglicht zusätzliche Fernwärmeanschlüsse bereits vor Inbetriebnahme der Großwärmepumpe und erhöht die Versorgungssicherheit im Netz.

Mit dem geplanten Betrieb der Abwasserwärmepumpe ab 2030 soll sich die Rolle des Heizwerks ändern. Dann soll die Anlage nur noch in Zeiten hoher Last oder bei Ausfällen anderer Erzeugungsanlagen einspringen. Nach Angaben der Stadtwerke wird sich die Betriebszeit mittelfristig auf wenige hundert Stunden pro Jahr beschränken. Ziel sei es, den Einsatz von Erdgas schrittweise zurückzudrängen und fossil betriebene Heizzentralen im Stadtgebiet nach Möglichkeit zu ersetzen. Als Beispiel nennen die SWT die neue Pellet-Heizzentrale am Schulzentrum Derendingen. (hr)

Der CO2-Markt zeigte sich bei geringer Handelsaktivität leicht fester und bleibt nach Einschätzung vieler Marktteilnehmer in einem intakten Aufwärtstrend. Insgesamt bestimmen geopolitische Risiken, Wetterentwicklung und die Versorgungslage am Gasmarkt weiterhin die Richtung der europäischen Energiemärkte.

Strom: Uneinheitlich hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag präsentiert. Der Day-ahead gewann um 21,50 auf 149,00 Euro je Megawattstunde im Base und um 41,00 auf 125,50 Euro je Megawattstunde im Peak.

Am Freitag dürfte die Einspeiseleistung der Erneuerbaren deutlich geringer ausfallen als am Donnerstag. Für Samstag und Sonntag erwarten die Meteorologen von Eurowind ebenfalls eher moderate Einspeiseleistungen, bevor es zum Start in die neue Arbeitswoche wieder etwas windiger werden dürfte. Das US-Wettermodell sieht ab dem 7. August einen Anstieg der Wind-Einspeiseleistung über das saisonübliche Mittel.

Die Temperaturprognose wurde unterdessen wieder etwas korrigiert, die US-Meteorologen gehen nun bis Mitte August von überdurchschnittlichen Werten aus.
Am langen Ende des Strommarktes verlor das Cal 27 bis zum frühen Nachmittag um 0,22 auf 105,42 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag leicht zugelegt. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 0,19 auf 82,21 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt nur 7,0 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 82,31 Euro, das Tief bei 81,50 Euro.

Die Analysten von Redshaw Advisors gehen weiterhin von einem intakten Aufwärtstrend am CO2-Markt aus, auch wenn der zuletzt gesehene Gaspreisanstieg die Inflationssorgen verstärke und die US-Notenbank wie auch die Bank of England die Zinsen unverändert gelassen haben. Kurzfristige Unterstützung dürfte auch die aktuelle Hitzewelle und damit der steigende Strombedarf zum Betrieb von Klimaanlagen mit sich bringen.

Die jüngsten Positionsdaten sprechen laut den Analysten von belektron für eine vorsichtige Haltung der Finanzinvestoren. Nach dem aktuellen Commitment-of-Traders-Bericht bauten Investmentfonds ihre Netto-Long-Positionen in der vergangenen Woche um rund fünf Millionen Tonnen aus. Im Vergleich zum deutlichen Positionsaufbau der Vorwochen fällt der Zuwachs jedoch moderat aus, was darauf hindeute, dass Anleger auf dem aktuellen Preisniveau selektiv agieren, anstatt der Aufwärtsbewegung uneingeschränkt zu folgen.

Auch die Handelsaktivität hat spürbar nachgelassen. Mit Beginn der Sommerferien sank das durchschnittliche tägliche Handelsvolumen, wodurch die Liquidität am Markt zurückging. In dem ruhigeren Marktumfeld könnten größere Einzelorders oder geopolitische Nachrichten in den kommenden Wochen stärkere Kursausschläge auslösen.

Erdgas: Die europäischen Erdgaspreise haben am Donnerstag wieder nachgegeben und damit einen Teil der kräftigen Vortagesgewinne wettgemacht. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr 1,250 auf 58,900 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE gab der Day-ahead um 1,600 Euro auf 59,000 Euro je Megawattstunde nach.

Auslöser für den erneuten Rückgang der Gaspreise waren Berichte, wonach erstmals seit mehr als drei Wochen wieder ein LNG-Tanker aus Katar die Straße von Hormus erfolgreich verlassen konnte. Dies nährte Hoffnungen, dass die Exporte eines der weltweit größten Flüssiggaslieferanten schrittweise wieder anlaufen könnten.
Es handelt sich um das erste bekannte LNG-Schiff, das die strategisch wichtige Meerenge passieren konnte, seit ein Tanker aus Katar vor mehr als drei Wochen angegriffen worden war. Dennoch bleiben die Sorgen um die Sicherheit des Schiffsverkehrs in der Region angesichts der erneuten militärischen Eskalation hoch.
US-Präsident Donald Trump kündigte eine entschlossene Reaktion an, nachdem der Iran US-Stützpunkte in Jordanien angegriffen hatte. Dem waren gemeinsame Luftschläge der USA und Saudi-Arabiens gegen vom Iran unterstützte Milizen im Irak vorausgegangen.

Zusätzliche Unsicherheit ist durch die Entscheidung von QatarEnergy entstanden, die Force-Majeure-Regelung für europäische und asiatische Kunden Anfang der Woche zu verlängern. Dadurch verschärft sich der Wettbewerb zwischen Europa und Asien um verfügbare LNG-Ladungen. Gleichzeitig treibt die Hitzewelle in weiten Teilen Europas den Strombedarf nach oben und verlangsamt die Auffüllung der europäischen Gasspeicher, da verstärkt Erdgas zur Stromerzeugung eingesetzt wird. (map)