Nach Angaben des BWE sind zahlreiche Vorschläge aus der Branche trotz mehrmonatiger Beratungen nicht in die Gesetzentwürfe eingeflossen. Es gab auch, anders als bei den Vorgängern Reiches, keine Gespräche im Ministerium, so Axthelm. Seit den ersten Entwürfen im Februar und dem Referentenentwurf vor einer Woche habe die Bundesregierung die Regelungen kaum verändert. Zwar unterstütze der Verband das Ziel, die Effizienz des Energiesystems zu steigern und die Systemkosten zu senken.

Mit den vorliegenden Gesetzen werde dieses Ziel jedoch nicht erreicht. Statt Maßnahmen für Klimaschutz und erneuerbaren Ausbau gebe es „Augenwischerei und PR-Floskeln“, sagte Axthelm. Deutschland benötige mehr erneuerbaren Strom, mit den Gesetzentwürfen werde jedoch sowohl die Versorgungssicherheit als auch der Wirtschaftsstandort Deutschland und die Klimaziele gefährdet. Der BWE sieht stattdessen zusätzliche Risiken für den Ausbau erneuerbarer Energien.

Verbesserungen im Parlament nötig

Der Verband fordert deshalb, im parlamentarischen Verfahren unter anderem die physikalische Direktbelieferung von Industrieunternehmen zu ermöglichen und Power-Purchase-Agreements (PPA) zu erleichtern. Zudem müsse die Ausgestaltung der geplanten Contracts-for-Difference (CfD) angepasst werden. Nach Auffassung des BWE fehlt insbesondere ein Marktwertkorridor sowie eine flexiblere Wechselmöglichkeit zwischen CfD-Förderung und PPAs. Dies sei notwendig, um dem industriellen Mittelstand erneuerbaren Strombezug zu erleichtern.

Kritisch bewertet der Verband außerdem die geplante Begrenzung von Pachtzahlungen für Windenergieflächen sowie zusätzliche Vorgaben bei der Kommunalabgabe. Diese Maßnahmen stünden laut BWE im Widerspruch zum Ziel der Bundesregierung, Unternehmen von Bürokratie zu entlasten.

Besonders scharf fällt die Kritik am Netzanschlusspaket aus. Nach Darstellung des Verbandes stellt der vorgesehene Redispatch-Vorbehalt für Anlagen in Netzengpassgebieten ein Investitionshemmnis dar. Betreiber müssten unter bestimmten Voraussetzungen auf Entschädigungen für abgeregelte Strommengen verzichten. Dies treffe auch bereits bezuschlagte und genehmigte Projekte, weil die Regelung ab 1. Januar 2027 gelten soll.

Der BWE hält diese Regelung für europarechtlich problematisch und rechnet mit gerichtlichen Auseinandersetzungen. Zusammen mit der geplanten bundesweiten Wirkleistungsbegrenzung für neue Anlagen ab 2027 könnten dadurch Investitionen in neue Windparks erschwert werden. Axthelm nannte das Zusammenspiel der einzelnen Verschlechterungen: „Kleine einzelne Folterwerkzeuge, die Windkraft-Ausbau verhindern“. (sh)

Keine Kostensenkung erreicht

Nach Einschätzung des Verbands werden die geplanten Eingriffe zudem nicht zu niedrigeren Systemkosten führen. Stattdessen könnten Investitionen in den Ausbau erneuerbarer Energien gebremst und die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten verlängert werden. Auch Maßnahmen zur Digitalisierung sowie für einen schnelleren Netzausbau fehlten nach Auffassung des BWE.

Als weiteren Kritikpunkt nennt der Verband die Umsetzung der Resilienz-Ausschreibungen nach dem europäischen Net Zero Industry Act (NZIA). Die vorgesehenen Ausschreibungsvolumina würden nicht zusätzlich zum bestehenden Fördervolumen bereitgestellt, sondern davon abgezogen. 

Zudem kritisiert der BWE Änderungen am Referenzertragsmodell. Während Standorte in Süddeutschland von höheren Korrekturfaktoren profitieren könnten, verschlechterten sich nach Einschätzung des Verbands die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Projekte in Küstenregionen sowie in Mittel- und Norddeutschland.
 
Der Verband verweist darauf, dass die Windenergiebranche weiterhin über ein großes Projektportfolio verfüge. Nach BWE-Angaben stehen derzeit Projekte mit einer Leistung von 28.700 MW bereit, weitere 19.000 MW warteten auf einen Zuschlag. Dieses Potenzial könne jedoch nur genutzt werden, wenn rechtliche und administrative Hemmnisse abgebaut würden.

Der BWE appelliert deshalb an Bundestag und Bundesrat, die Gesetzentwürfe grundlegend zu überarbeiten. Andernfalls drohe trotz zusätzlicher Ausschreibungsvolumina ein verlangsamter Ausbau der Windenergie in Deutschland. (sh)

In ihrer Ende Juli publizierten Stellungnahme weist die Bundesregierung darauf hin, dass die Europäische Kommission bislang keine Abhilfemaßnahmen von Deutschland verlangt hat. Grundlage dafür sei der EU-Klimafortschrittsbericht (Climate Action Progress Report, CAPR) 2025. Demnach stünden den Mitgliedstaaten ausreichend Flexibilitätsmechanismen zur Verfügung, um die Vorgaben der ESR einzuhalten. Dazu zählt der Erwerb von CO2-Zertifikaten anderer Mitgliedsländer, die diese nicht benötigen oder die Einlagerung von CO2 (CCS).

Hintergrund EU-Vorgaben

Laut dem Expertenrat ergibt sich auf Grundlage der Emissionsdaten für 2025 und der Projektionsdaten 2026 eine kumulierte Zielüberschreitung von 255 Millionen Tonnen CO2-Äquivalenten bis 2030. Die Fachleute gehen zudem davon aus, dass die tatsächlichen Treibhausgasemissionen der betroffenen Sektoren wahrscheinlich noch höher ausfallen werden als in den Projektionen ausgewiesen.

Die ESR regelt die Emissionsminderungen in Bereichen, die nicht unter den europäischen Emissionshandel (ETS-1) fallen. Dazu zählen insbesondere Verkehr, Gebäude, Landwirtschaft sowie Abfallwirtschaft und kleinere Industrie. Deutschland muss die Emissionen in diesen Sektoren bis 2030 um 50 Prozent gegenüber dem Niveau von 2005 senken. Das entspricht einer Verringerung von 484,7 Millionen Tonnen auf 242,4 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente.

Bundesregierung wartet ab

Sollte die Europäische Kommission künftig feststellen, dass Deutschland keine ausreichenden Fortschritte bei der Erfüllung seiner Verpflichtungen erzielt, müsste die Bundesregierung innerhalb von drei Monaten einen Maßnahmenplan vorlegen. Dieser müsste unter anderem die Gründe für die Zielverfehlung, zusätzliche Minderungsmaßnahmen, deren erwartete Wirkung sowie einen Zeitplan für die Umsetzung enthalten.

Der nächste EU-Klimafortschrittsbericht wird nach Angaben der Bundesregierung im Herbst 2026 veröffentlicht. Er soll erneut bewerten, ob die Mitgliedstaaten auf Kurs sind, ihre Verpflichtungen nach der Europäischen Klimaschutzverordnung zu erfüllen. Erst dann will die Bundesregierung sich mit der Reduktion der Treibhausgase wieder befassen.

Verschiedene Organisationen aus Umweltschutz und Wirtschaft mahnen unterdessen, dass kürzlich beschlossenen Gesetze des Bundestags die deutschen Klimaschutzbemühungen behindern. Dazu gehört das Gebäudemodernisierungsgesetz, das wieder neue fossile Heizungen zulässt, sowie Haushaltsbeschlüsse, die die Förderung für die Wärmewende kürzen.

Die Reaktion der Bundesregierung auf den Klima-Prüfbericht steht im Internet bereit. (sh)

MVM hatte hatte Anfang der Woche mit der Absenkung begonnen. Die Leistung von Block 1 wurde um 254 MW reduziert, gefolgt von einer Reduzierung um 237 MW in Block 3, bevor dieser schließlich vollständig abgeschaltet wurde. Damit lief Ungarns einziges Kraftwerk, das 40 Prozent des Stromverbrauchs deckt, tagsüber mit 60 Prozent seiner Kapazität.

Dem Energieexperten Zsolt Harfas zufolge hat MVM in den vergangenen Sommern aufgrund hoher Flusstemperaturen wiederholt die Produktion reduziert. Dies sei jedoch das erste Mal, dass ein ganzer Kraftwerksblock vom Netz genommen wurde. Diesmal reduzierte der Betreiber die Produktion nicht aufgrund der hohen Flusstemperatur, wie in früheren Fällen. Die Maßnahme diente dem sicheren Betrieb der verbleibenden Einheiten.

Umweltminister Laszlo Gajdos erklärte, die Wasserbehörden hätten vier schwimmende Pumpanlagen und zwei Schwimmkräne in der Nähe von Paks stationiert und 55 Spezialisten in 24-Stunden-Bereitschaft versetzt. Obwohl das Pumpen derzeit nicht erforderlich sei, stehe die Ausrüstung bereit, die Kühlwasserversorgung zu sichern, sollte sich der Wasserstand des Flusses weiter verschlechtern.

Das Kraftwerk Paks ist von zunehmend heißeren und trockeneren Sommern und daraus resultierendem Niedrigwasser und erhöhten Wassertemperaturen betroffen. Ungarn baut gleichzeitig die erneuerbaren Energien aus, bereitet aber auch den Bau zweier neuer russischer VVER-1200-Reaktoren am Standort Paks vor.

Niedrige Einspeisung bei zeitweisem Rekordverbrauch

Unter Berufung auf Daten des Netzbetreibers Mavir sagte Harfas, dass die geringere Produktion durch höhere Stromimporte und eine Produktionssteigerung in Gaskraftwerken kompensiert wurde. Die Importe sollten während der abendlichen Spitzenlastzeit fast 4.000 MW erreichen, da die Solarstromerzeugung nach Sonnenuntergang stark zurückging. Nach 18 Uhr produzierten Photovoltaikanlagen nur noch etwa 1.000 MW, während die Windstromerzeugung trotz einer installierten Leistung von 325 MW mit lediglich 20 bis 25 MW vernachlässigbar gering blieb.

Während der Hitzewelle im letzten Monat meldete der Netzbetreiber einen zeitweisen Rekordverbrauch von 7.488 MW. Hintergrund ist der erhöhte Energiebedarf in der Hitzewelle durch Klima- und Kühlanlagen.

Unterdessen wurde bekannt, dass in Rumänien der Block 2 des Kernkraftwerks Cernavoda vom Betz genommen werden muss, abhängig vom Rückgang des Donaupegels, wie Economica unter Berufung auf eine Mitteilung des staatlichen Versorgers SN Nuclearelectrica SA berichtet.

Unterdessen hat die ungarische Regierung die höchste Stufe des Dürrenotstands ausgerufen, nachdem in 66 der 84 Wasserwirtschaftsbezirke des Landes kritische Dürre-Schwellenwerte überschritten wurden. Nunmehr werden in 74 Prozent des Landes Notfallmaßnahmen ergriffen.

Das Wording des ungarischen Regierungschefs

Ministerpräsident Peter Magyar betonte, dass Ungarns Importkapazität von 3.600 bis 3.800 MW es dem Land ermöglichen würde, die Versorgung auch unter ungünstigeren Bedingungen aufrechtzuerhalten. Im Notfall könnten nur große Industrieunternehmen vorübergehend in ihrem Verbrauch eingeschränkt werden, erklärte er und fügte hinzu, dass auch die Bevölkerung durch einen effizienteren Energieverbrauch helfen könne. Magyar betonte, die Regierung fordere die Menschen nicht auf, auf Strom oder Klimaanlagen zu verzichten, sondern empfehle lediglich, den Verbrauch nach Möglichkeit umzustrukturieren, um das Stromnetz während der abendlichen Spitzenlast zu entlasten.

Niedrige Wasserstände gefährden zudem in einigen Gebieten die Wasserversorgung. Der Umweltminister trifft sich am 30. Juli mit zehn Wasserversorgern, um eine Liste der größten Industrieabnehmer zu finalisieren, deren Wasserverbrauch bei einer Verschärfung der Lage eingeschränkt werden könnte. 

Die Regierung hat eine operative Einheit für die Energieversorgung eingerichtet, um die Notfallplanung zu koordinieren und gegebenenfalls Maßnahmen zur Nachfragesteuerung vorzubereiten. (mkl)

Rechtsgrundlage für die Plattform ist das Energiesicherungsgesetz (EnSiG). Die Sicherheitsplattform soll Daten bereitstellen, die im Fall einer staatlich festgestellten Energiemangellage eine schnelle Umsetzung von Lastreduktionsmaßnahmen ermöglichen. Betreiber der Plattform wird der Dortmunder Übertragungsnetzbetreiber Amprion sein, den die Bundesnetzagentur mit Aufbau und dauerhaftem Betrieb beauftragt hat.

Großverbraucher registriert

Registrieren müssen sich vor allem industrielle Großverbraucher mit einem voraussichtlichen Jahresstromverbrauch von mindestens zehn Millionen kWh. Nach Angaben der Bundesnetzagentur werden auf der Plattform sowohl Stammdaten der Unternehmen als auch Informationen zur Stromabnahme für definierte Notfallzeiträume hinterlegt. Diese Daten sollen im Krisenfall kurzfristig verfügbar sein.

Der Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) bestätigt, dass die Wirtschaft in den Aufbau der neuen Stromplattform eingebunden ist. Ein Sprecher des Verbandes erklärt, die Plattform sei bekannt, die Mitgliedsunternehmen stünden dazu im Austausch mit der Bundesnetzagentur.

Eine Pressesprecherin der Bundesnetzagentur betont gegenüber der Redaktion, dass die Plattform ausschließlich der Vorsorge diene. „Das deutsche Stromnetz ist nach wie vor eines der stabilsten der Welt. Dennoch ist es Aufgabe der Bundesnetzagentur, Krisenvorsorge auch für sehr unwahrscheinliche Fälle zu treffen“, erklärt sie.

Vorsorgliche Datenlage

Die Sicherheitsplattform Strom solle deshalb wichtige Daten zur Stromnutzung bereits im Vorfeld erfassen und für einen möglichen Krisenfall bereithalten. Nach Angaben der Behörde ergänzt SiPlaS die bestehenden Prozesse der Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber. Klare Regeln und eine digitale Koordination der beteiligten Akteure sollen die Handlungsfähigkeit in außergewöhnlichen Versorgungssituationen verbessern.

Kommt es zu einer durch Rechtsverordnung festgestellten Energiemangellage nach dem Energiesicherungsgesetz, kann die Bundesnetzagentur mithilfe der Plattform anordnen, dass bestimmte Großverbraucher ihren Strombezug reduzieren. Nach Angaben der Behörde sollen solche Maßnahmen ausschließlich als letztes Mittel und mit ausreichendem zeitlichem Vorlauf erfolgen. Ziel sei es, die Stabilität des Stromsystems aufrechtzuerhalten und größere Versorgungsstörungen zu vermeiden.

Vorbild Gasplattform

Als Vorbild dient die bereits bestehende Sicherheitsplattform Gas (SiPlaGas). Diese nahm im September 2022 während der Energiekrise infolge des russischen Gaslieferstopps den Betrieb auf. Auf der Plattform stellen Großverbraucher, Versorgungsunternehmen, Händler, Netzbetreiber sowie Bilanzkreisverantwortliche ihre Stammdaten und aktuelle Verbrauchsinformationen zur Verfügung.

Seit Dezember 2023 müssen sich zudem Betreiber und Nutzer von Gasspeichern registrieren und ihre Daten regelmäßig aktualisieren. Die Bundesnetzagentur entwickelt die Gasplattform nach eigenen Angaben gemeinsam mit Trading Hub Europe (THE) kontinuierlich weiter und nutzt sie zur Vorbereitung auf mögliche Gasmangellagen. (sh)

Wie das Unternehmen in dieser Woche mitteilte, sei eine langfristige Perspektive durch den Verkauf an einen Investor sowie der Erhalt von Arbeitsplätzen das erklärte Ziel. „Der Markt für Energiespeicher ist unverändert eine Zukunftsbranche“, sagte Wahl. Varta verfüge über ein umfangreiches Know-how in diesem Sektor. „Aufgrund der hohen technischen Kompetenz und gewachsener Kundenbeziehungen in der ganzen Welt glaube ich an die Chance für eine nachhaltige Sanierungslösung.“

Das Unternehmen aus dem schwäbischen Ellwangen hatte vor einer Woche nach eigenen Angaben für die Varta AG als Konzernmuttergesellschaft sowie drei weitere Einheiten einen Antrag auf ein Insolvenzverfahren in Eigenverwaltung gestellt. Der Geschäftsbereich mit den Haushaltsbatterien, den wichtige Geldgeber aus dem Konzern herauslösen wollen, sei davon nicht betroffen. Mittlerweile befinden sich die vier Einheiten in klassischen vorläufigen Insolvenzverfahren und nicht mehr in Eigenverwaltung, wie Varta diese Woche mitteilte.

Sicherung des Geschäftsbetriebs

Für eine Entscheidung über die Ausgestaltung einer Investorenlösung sei es noch zu früh, antwortete Wahl auf die Frage, ob die Gesellschaften im Paket angeboten werden oder auch als einzelne Teile. „Wir sind aktuell in der Bestandsaufnahme und Analyse bei allen vier Gesellschaften − wenige Tage nach den Insolvenzanträgen“, so Wahl. Der Fokus liege auf der Sicherung des Geschäftsbetriebs. 

Bei den vier von der Insolvenz betroffenen Unternehmen arbeiteten dem vorläufigen Insolvenzverwalter zufolge rund 2.300 Menschen. Ob er im Zuge der Restrukturierung mit dem Verlust von Arbeitsplätzen rechne? Hier sei es noch zu früh für eine Antwort, so Wahl.

Das Batteriespeichersystem (Battery Energy Storage System, BESS) soll eine Leistung von 207 MW und eine Speicherkapazität von 830 MWh erreichen. Nach diesen Eckdaten könnte es rechnerisch rund vier Stunden lang Strom mit voller Leistung abgeben. Den genauen Standort, die Investitionssumme, den Batterielieferanten und den vorgesehenen Netzanschlusspunkt nennen die Unternehmen nicht.

Zelestra bleibt Eigentümer und Betreiber

Zelestra will den Speicher errichten, besitzen und betreiben. Das Unternehmen mit Hauptsitz im spanischen Bilbao entwickelt, vermarktet, baut und betreibt große Projekte für erneuerbare Energien und Speicher. Zelestra wird von der Investmentgesellschaft EQT unterstützt.

Axpo mit Sitz im schweizerischen Baden ist der größte Stromproduzent der Schweiz und international im Energiehandel sowie in der Vermarktung von Wind- und Solarstrom tätig. Im Rahmen der zehnjährigen Tolling-Vereinbarung erhält Axpo das Recht, den Speicher physisch zu nutzen und dessen Einsatz zu optimieren. Für das Unternehmen handelt es sich nach eigenen Angaben um die erste Vereinbarung dieser Art in Italien.

Eigentümer und Betreiber des Batteriespeichers bleibt Zelestra. Axpo übernimmt dagegen die Optimierung der Speichernutzung. Die Anlage soll Strom aus erneuerbaren Quellen aufnehmen und zugleich Flexibilität für das italienische Netz bereitstellen. Zelestra erhält durch den langfristigen Vertrag nach eigenen Angaben besser planbare Erlöse.

Zum Standort des Projektes

Der Standort Friaul-Julisch Venetien gehört zu den stärker industrialisierten Regionen des Landes. Der Speicher soll dort Erzeugungsspitzen aus Wind- und Solaranlagen aufnehmen und Strom zu einem späteren Zeitpunkt wieder abgeben. Damit kann er kurzfristige Schwankungen zwischen Erzeugung und Verbrauch ausgleichen.

Simone Rodolfi, Leiter des Bereichs Origination und strukturierte Produkte bei Axpo Italia, sieht Batteriespeicher als Voraussetzung dafür, wachsende Mengen erneuerbarer Energie in das italienische Stromsystem zu integrieren. Eliano Russo, Geschäftsführer von Zelestra Italy, verweist vor allem auf die Bedeutung langfristiger Verträge für Investitionen in flexible Anlagen. Nach Angaben von Zelestra steigt die genehmigte Batteriespeicherleistung des Unternehmens in Italien mit dem Projekt auf insgesamt 970 MW. (ds)

Das Kraftwerk, das seit 2011 außer Betrieb ist, soll im Jahr 2028 wieder anlaufen. Rund 250 Millionen Euro nimmt Uniper nach eigenen Angaben für die Sanierung in die Hand. Die Anlage aus dem Jahr 1958 verfügt über vier Turbinensätze mit einer Gesamtleistung von 160 Megawatt bei einer Fallhöhe von 209 Metern. Das Oberbecken fasst 1,8 Millionen Kubikmeter Wasser für 850.000 kWh Strom.

Die Entscheidung, das Kraftwerk zu sanieren, fiel im Juni 2024. Vorangegangen waren umfangreiche geotechnische Untersuchungen am Oberbecken. Punktuelle Schäden an der Sohle des Beckens hatten dazu geführt, dass der Pumpspeicherbetrieb vor 15 Jahren gestoppt wurde. Auf Basis der geotechnischen Gutachten habe man ein „Konzept zur Ertüchtigung des Oberbeckens entwickelt und verfeinert, das eine wirtschaftliche Wiederinbetriebnahme ermöglicht“, wie Uniper erklärt. 

Vier aktive Pumpspeicher-Standorte

Im Oberbecken wurde ein zweischaliges Dichtungssystem installiert. Für Sicherheit sorgen soll zudem ein Monitoring-System mit einem „Kontrollgang“. Darüber hinaus soll es neue Motorgeneratoren geben. Turbinen, Pumpen und Armaturen durchlaufen eine Revision. Für 2027 ist der Abschluss der Bauarbeiten am Oberbecken geplant. Im selben Jahr will man mit der Montage der Pumpspeichersätze fertig sein.

„Mit einer Leistung von 160 Megawatt und einer Speicherkapazität von 850 Megawattstunden wird Happurg nach der Sanierung ein Stabilitätsanker für die Energiewende in Bayern“, wird Hubert Aiwanger in der Mitteilung des Ministeriums zitiert. Die Investition von Uniper in den Standort Happurg sei „ein wichtiges Bekenntnis“ zu dieser Technologie. „Wir müssen die Erneuerbaren speichern, statt sie abzuregeln.“ Aiwanger betonte bei der Gelegenheit, dass der „Pumpspeicher Riedl im Landkreis Passau jetzt schnell gebaut werden“ müsse.

In Bayern gibt es vier aktive Pumpspeicher-Standorte: Langenprozelten, Leitzach, Rabenleite, Oberberg. Zusammen mit Happurg verfügen sie in Summe über eine Leistung von rund 550 Megawatt und 2,3 Millionen Kilowattstunden pro Zyklus Speicherkapazität. (mf)

Das Quantencomputing eröffne neue Möglichkeiten für die Berechnung hochkomplexer Optimierungs- und Simulationsaufgaben, heißt es im Abschnitt „Nachhaltigkeit, Energie und Klimasysteme“. Die Anwendungen, so das FKIE, reichen von der Netzplanung über Lastprognosen und den Speichereinsatz bis hin zur Optimierung von Energiespeichern und der Integration erneuerbarer Energien. Durch die höhere Rechenleistung könnten künftig physikalisch realistischere Modelle und schnellere Entscheidungsprozesse für Stromnetze und Energiemärkte realisiert werden.

Die Quantensensorik liefere hochpräzise Messdaten für Umwelt-, Infrastruktur- und Energiesysteme. Als potenzielle Einsatzfelder sehen die Forschenden die Überwachung von Treibhausgasemissionen, Leitungs- und Netzzuständen sowie die Erfassung lokaler Klimaparameter. 

Sektorübergreifende Optimierung

In der Material- und Energieforschung unterstützten Quantensimulationen die Entwicklung neuer Speichertechnologien, effizienterer Katalysatoren, CO2-Reduktionsverfahren sowie Werkstoffe für Wasserstoff- und Power-to-X-Anwendungen. Gleichzeitig ermöglichten Quantensensoren eine präzisere Zustandsüberwachung von Batterien, Netzen und Speichersystemen, wodurch sich Lebensdauerprognosen und Ressourceneffizienz verbessern.

Auch die Kreislaufwirtschaft kann nach Ansicht der Wissenschaftler von der Technologiekonvergenz profitieren. Digitale Zwillinge, quantengestützte Optimierungsverfahren sowie KI erlaubten eine effizientere Steuerung von Material-, Energie- und Emissionsströmen. Blockchain-Technologien ergänzten diese Ansätze durch eine manipulationssichere Rückverfolgbarkeit entlang von Liefer-, Nutzungs- und Recyclingketten, heißt es weiter. 

Für den Betrieb zukünftiger Energiesysteme ergeben sich laut Fraunhofer-Institut insbesondere Vorteile bei der sektorübergreifenden Optimierung von Strom-, Wärme-, Verkehrs- und Industriesystemen. Quanten- und KI-gestützte Verfahren könnten Unsicherheiten bei der Einspeisung erneuerbarer Energien reduzieren, Lastflüsse optimieren, Speicher flexibel steuern sowie Resilienzanalysen für kritische Energieinfrastrukturen unterstützen, so ein Ergebnis. In der Klimamodellierung ermöglichen Quantenalgorithmen darüber hinaus eine feinere Abbildung atmosphärischer und ozeanischer Prozesse sowie komplexer Wechselwirkungen zwischen Energie-, Verkehrs- und Industriesektoren.

Abwägung über den gesamten Lebenszyklus

Das Whitepaper beleuchtet auch den wachsenden Energiebedarf, den die neuen Technologien verursachen. Während moderne Quantenalgorithmen für „bestimmte Problemklassen“ perspektivisch energieeffizienter arbeiten könnten als klassische Verfahren, entstehen in erster Linie durch Kryotechnik, Steuerungs- und Kontrollelektronik sowie spezialisierte Hardware erhebliche Energieaufwendungen, erklären die Experten.

Sie sprechen von einem „Spannungsfeld zwischen hohem primären Energie- und Ressourcenbedarf und möglichen langfristigen Effizienzgewinnen, dessen Nettoeffekt wesentlich von technologischer Skalierbarkeit, Energiequellen und regulatorischen Rahmenbedingungen bestimmt wird“. Das FKIE mahnt an, den ökologischen Nutzen der Technologien über den gesamten Lebenszyklus hinweg gegen ihren eigenen Ressourcenverbrauch abzuwägen.

„Technologische Entwicklungen wie Quantencomputing oder KI sind keine fernen Zukunftsvisionen mehr, sondern greifen schon heute zunehmend ineinander und bilden so fundamentale Bausteine der strategischen Wertschöpfung von morgen“, so Fraunhofer-Forscher Professor Rene Bantes. „Wer diese technologische Konvergenz isoliert betrachtet oder ignoriert, riskiert, elementare Potenziale für Wettbewerbsfähigkeit, Nachhaltigkeit und technologische Souveränität zu verpassen.“

Die Publikation mit dem Titel „Quantum Nexus: Synergien zwischen Quantentechnologien und Schlüsseltechnologien der nächsten Dekade“ steht zum Download bereit. (mf)

Der größte Betreiber öffentlicher Ladesäulen in Deutschland war zum Stichtag am 1. März 2026 die EnBW mobility+ AG und Co.KG mit fast 11.700 Ladeeinrichtungen.

Darauf folgte die E.ON Drive GmbH mit rund 4.800 Ladesäulen. Insgesamt gab es zum 1. März 2026 rund 198.400 öffentliche Ladepunkte für Elektroautos in Deutschland.

Eine Schlüsselrolle weist er intelligenten Messsystemen zu. Rund 35 Prozent des Pflichtrollouts seien umgesetzt. Etwa jeder fünfte in Deutschland installierte Smart Meter befinde sich im Gebiet der Tochtergesellschaft Westnetz. Die Geräte könnten inzwischen nicht nur messen, sondern auch gesetzeskonform steuern.

Parallel dazu plant Westnetz Investitionen von rund 21 Milliarden Euro. Seit der Gründung von Westenergie im Oktober 2020 seien etwa 3,4 Milliarden Euro in regulierte Strom- und Gasnetze geflossen, mehr als 1 Milliarde Euro davon im Jahr 2024. Bis 2028 sollen 250 Umspannanlagen und rund 10.000 Kilometer Stromleitungen neu gebaut oder modernisiert werden. Die Zugehörigkeit zum Eon-Konzern erleichtere die Finanzierung, dennoch bleibe das Unternehmen auf stabile regulatorische Bedingungen und angemessene Zinssätze angewiesen.

Denda verweist auf die hohe Dynamik im Netzgebiet. Einer Spitzenlast von rund 12.000 MW stünden 17.000 MW angeschlossene erneuerbare Erzeugungsleistung gegenüber. Praktisch alle fünf Minuten komme eine weitere Anlage hinzu. Zusätzliche Flexibilität will Westnetz über flexible Netzanschlussvereinbarungen erschließen. Damit könnten etwa Grünstromspeicher unter variablen Betriebsbedingungen angeschlossen und Netzkapazitäten besser genutzt werden.

Reformbedarf sieht Denda bei der Vergabe von Netzanschlüssen. Im Netzgebiet lägen Anfragen über mehr als 80.000 MW vor, vor allem von Rechenzentren und Batteriespeichern. Das Windhundprinzip führe dazu, dass nicht zwingend die reifsten oder volkswirtschaftlich sinnvollsten Projekte zuerst bearbeitet würden. Eine Priorisierung könne Anschlüsse beschleunigen und Kapazitäten gezielter einsetzen.

Für Denda ist der Ausbau der Verteilnetze auch eine Frage der Wettbewerbsfähigkeit. Ohne leistungsfähige Strominfrastruktur könnten Rechenzentren und andere neue Verbraucher nicht angesiedelt werden. Digitalisierung könne helfen, Netze effizienter zu betreiben, reiche allein aber nicht aus. Politik und Regulierung müssten Ausbau, Kosten und Prioritäten stärker aufeinander abstimmen. Am Ziel der Klimaneutralität hält Denda fest, legt sich jedoch nicht fest, ob es bis 2045 erreicht wird oder nicht. Entscheidend sei, das Tempo der Transformation zu erhöhen. (fw)

Das vollständige Interview lesen Sie in der Printausgabe von Energie & Management vom 1. August.

Lopez übernimmt den Vorsitz in einer Phase, in der die europäische Wasserstoffwirtschaft den Schritt von politischen Zielen zur Umsetzung vollziehen soll. Hydrogen Europe fordert dafür verlässliche Rahmenbedingungen, einen schnelleren Ausbau der Infrastruktur sowie mehr Investitionen und Nachfrage in schwer zu dekarbonisierenden Industriezweigen.

Wasserstoff könne dazu beitragen, energieintensive Unternehmen in Europa wettbewerbsfähig zu halten und zugleich ihre Emissionen zu senken, erklärte Lopez. Voraussetzung seien verlässliche Regeln, ein schnellerer Markthochlauf und bezahlbarer Wasserstoff. Erfahrungen mit dem industriellen Einsatz der Technik bringt er unter anderem über die Thyssenkrupp-Sparte Decarbon Technologies und den Elektrolyseurhersteller Thyssenkrupp Nucera mit.

Hydrogen-Europe-Geschäftsführer Jorgo Chatzimarkakis sieht die zentrale Aufgabe darin, politische Vorgaben in Projekte und Investitionen zu überführen. Europa verfüge bereits über die nötigen Technologien und industrielle Erfahrung.

Hydrogen Europe vertritt nach eigenen Angaben mehr als 600 Mitglieder, nationale Wasserstoffverbände, gemeinnützige Organisationen und europäische Regionen. Zu den Vorstandsmitgliedern gehören neben Thyssenkrupp auch Bosch, BMW und Uniper sowie der Deutsche Wasserstoff-Verband. Hydrogen Europe hat seinen Sitz in Brüssel und setzt sich gegenüber der europäischen Politik für den Hochlauf von Wasserstofftechnologien und den Aufbau eines entsprechenden Marktes ein. (ds)

Mit seinem Ausscheiden beendet Torcia nach mehr als fünf Jahren seine Tätigkeit als Finanzchef der deutschen Gesellschaft. Gleichzeitig gibt er seine Funktionen als Geschäftsführer der Prysmian Cable Industrial sowie als Beirat des Unternehmens Kabeltrommel auf.

Vor seinem Wechsel zu Prysmian war Torcia 13 Jahre in verschiedenen Positionen des früheren Mischkonzerns General Electric tätig. Stationen waren unter anderem der Finanzdienstleister GE Capital, die Holding des Konzerns sowie das Elektrounternehmen GE Power Conversion. Dort verantwortete er zuletzt als Leiter Finanzen den Finanzbereich.

Torcia erklärte, dass er sich künftig neuen beruflichen Herausforderungen außerhalb von Prysmian widmen wolle. Er könne sich dabei insbesondere Mandate in Aufsichtsräten vorstellen. Wer Torcia als Deutschland-CFO nachfolgen wird, steht bislang noch nicht fest. Prysmian hat noch keine Nachfolge für die Position bekannt gegeben. (sh)
 

„OMV hat trotz eines stark volatilen Marktumfelds und trotz regulatorischer Markteingriffe im zweiten Quartal 2026 ein starkes Ergebnis geliefert. Alle Geschäftsbereiche trugen positiv zu unserem Ergebnis bei und stellten erneut die Resilienz unseres integrierten Portfolios eindrucksvoll unter Beweis“, kommentierte Vorstandsvorsitzender Alfred Stern die Zahlen in einer Mitteilung.

Die Nettoverschuldung belief sich zum Ende des Quartals auf rund 5 Milliarden Euro. Der Leverage-Grad – die Nettoverschuldung im Verhältnis zum eingesetzten Kapital – lag bei 19 Prozent.

In den ersten sechs Monaten des Jahres ergab sich ein CCS operatives Ergebnis vor Sondereffekten in Höhe von 2,7 Milliarden Euro. Der bereinigte Periodenüberschuss summierte sich auf 1,25 Milliarden Euro.

50 Prozent Plus im Energiegeschäft

Das operative Ergebnis vor Sondereffekten im Geschäftsbereich Energy erhöhte sich laut Mitteilung im zweiten Quartal um 50 Prozent auf 885 Millionen Euro. Ausschlaggebend dafür gewesen sei vor allem ein verbessertes Ergebnis im Bereich Exploration und Produktion (E&P). Positive Markteffekte hätten die infolge des Nahostkonflikts gesunkenen Verkaufsmengen mehr als ausgeglichen. Die Kohlenwasserstoffproduktion ging um vier Prozent auf 291.000 Barrel Öläquivalent pro Tag zurück. Höhere Fördermengen in Libyen kompensierten den natürlichen Produktionsrückgang unter anderem in Norwegen und Neuseeland teilweise, so OMV. 

Als wichtige Entwicklungen nannte Stern den Produktionsbeginn des Gasvorkommens Wittau in Österreich, den Baufortschritt des Innovations- und Entwicklungszentrums in Schwechat sowie weitere Fortschritte beim Offshore-Gasprojekt Neptun Deep in Rumänien.

Steigender Absatz an Zapfsäulen

Im Geschäftsbereich Fuels stieg das CCS operative Ergebnis vor Sondereffekten auf 446 Millionen Euro nach 242 Millionen Euro im Vorjahresquartal. Maßgeblich waren nach Konzernangaben höhere Raffinerie-Referenzmargen, ein verbesserter Produktionsmix, eine höhere Raffinerieauslastung sowie ein stärkeres Handelsergebnis. Belastet worden sei das Segment durch höhere Rohölaufschläge und regulatorische Maßnahmen, insbesondere in Österreich und Rumänien.

Die Auslastung der europäischen Raffinerien stieg von 83 auf 90 Prozent. Die Kraftstoff- und sonstigen Verkaufsmengen in Europa gingen von 4,20 auf 4,14 Millionen Tonnen zurück. Im Tankstellengeschäft verzeichnete OMV steigende Absatzmengen. 

1,4 Milliarden Euro für Aktionäre

Doch „der Beitrag des Retail-Geschäfts verringerte sich im Vergleich zu Q2/25, was vor allem auf niedrigere Kraftstoffmargen infolge regulatorischer Preismaßnahmen in mehreren Ländern zurückzuführen war“, so das Unternehmen.

Auch das Segment Chemicals legte zu. Das operative Ergebnis vor Sondereffekten stieg dem Vernehmen nach auf 429 Millionen Euro nach 200 Millionen Euro im Vorjahresquartal. Wesentliche Beiträge kamen laut Unternehmen von höheren Preisen für Olefine und Polyolefine sowie erstmals vom Unternehmen Borouge International.

Bereits Ende Mai hatte die Hauptversammlung eine Gesamtdividende von 4,40 Euro je Aktie für das Geschäftsjahr 2025 beschlossen. Davon entfallen 3,15 Euro auf die reguläre Dividende und 1,25 Euro auf eine zusätzliche Dividende. Insgesamt schüttete OMV 1,4 Milliarden Euro an ihre Aktionärinnen und Aktionäre aus. (mf)

Der CO2-Markt legte ebenfalls zu, nachdem die angepassten Auktionsmengen der EEX das weiterhin knappe Primärmarktangebot bestätigten. Insgesamt bleiben die Energiemärkte von geopolitischen Entwicklungen, der Befüllung der Gasspeicher und den Wetterprognosen geprägt.

Strom: Überwiegend etwas fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. Der Montag wurde an der Börse in der Grundlast mit 131,50 Euro je Megawattstunde bewertet.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Montag mit 27,6 Gigawatt wieder etwas höher ausfallen als noch am Freitag, wobei es vor allem windiger werden dürfte. Für den weiteren Verlauf der Arbeitswoche erwarten die Meteorologen von Eurowind relativ konstante Einspeiseleistungen zwischen 22 und 28 Gigawatt.

Am langen Ende verlor das Cal 27 bis zum Nachmittag um 1,37 auf 104,05 Euro je Megawattstunde. 
CO2: Die CO2-Preise haben am Freitag wieder zugelegt. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 0,71 auf 82,00 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 6,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 82,69 Euro, das Tief bei 81,79 Euro.

Die Veröffentlichung des aktualisierten Auktionskalenders der EEX hat kaum neue Impulse für den Markt gebracht. Die Börse passte die Versteigerungsmengen für September bis Dezember 2026 wie erwartet an die Vorgaben der Marktstabilitätsreserve (MSR) an. Die geringeren Auktionsvolumina bestätigen das weiterhin begrenzte Primärmarktangebot und stützen grundsätzlich das bullishe Angebotsbild. Da die MSR-bedingten Kürzungen jedoch bereits erwartet worden waren, dürfte die Veröffentlichung für die meisten Marktteilnehmer kaum überraschend gekommen sein. Die für September bis Dezember 2027 ausgewiesenen Auktionsmengen bleiben zudem vorläufig und können nach der nächsten MSR-Überprüfung nochmals angepasst werden.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Freitag wieder fester gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 1,250 auf 59,750 Euro je Megawattstunde.

Zwischenzeitlich hatten Hoffnungen auf eine leichte Entspannung der Versorgungslage die Gaspreise sinken lassen. Erstmals seit mehr als drei Wochen passierte wieder ein LNG-Tanker aus Katar erfolgreich die Straße von Hormus. Dies nährte die Hoffnung, dass die Exporte eines der weltweit größten Flüssiggaslieferanten schrittweise wieder anlaufen könnten. Hinzu kamen steigende LNG-Anlandungen in Nordwesteuropa sowie stabile Pipelinegaslieferungen aus Norwegen.

Im Handelsverlauf rückten dann aber die anhaltenden militärischen Spannungen zwischen den USA und dem Iran, die die Lieferungen aus der Golfregion beeinträchtigten, sowie Hitzewellen in Europa, die den Strombedarf und damit den Gasverbrauch für die Stromerzeugung erhöhten, wieder in den Mittelpunkt.
Die Gasspeicher der Europäischen Union sind derzeit zu rund 55 Prozent gefüllt. Damit liegen sie weiterhin unter dem saisonalen Fünfjahresdurchschnitt und auch unter dem Niveau, das erforderlich wäre, um die Speicherziele vor Beginn der Heizperiode im November komfortabel zu erreichen. Angesichts der aktuellen Situation verläuft die Befüllung der europäischen Gasspeicher langsamer als geplant. (map)