Die KfW hat den „Investitionskredit Energieversorgung“ und den „KfW-Konsortialkredit Energieversorgung“ im Auftrag des Bundeswirtschafts- und des Bundesfinanzministeriums entwickelt. Beide Programme gehören zum Deutschlandfonds. Sie sollen zusätzliche Finanzierungsspielräume schaffen, weil viele regionale Versorger bei größeren Infrastrukturvorhaben an die Grenzen ihrer eigenen Bilanzen und der Kreditspielräume ihrer Hausbanken stoßen.

KfW-Vorstandschef Stefan Wintels erklärte, der Bund übernehme über Garantien einen Teil der Risiken. Zugleich setze die KfW ihre eigene Bilanz ein. Dadurch könnten Banken zusätzliche Kredite vergeben.

KfW übernimmt die Hälfte des Risikos

Der „Investitionskredit Energieversorgung“ mit der Programmnummer 548 läuft über Banken und Sparkassen. Sie reichen die KfW-Mittel an die Unternehmen weiter. Die KfW übernimmt dabei 50 Prozent des Kreditrisikos.

Pro Projekt können Unternehmen bis zu 100 Millionen Euro erhalten. Der Kredit kann bis zu 100 Prozent der förderfähigen Kosten abdecken. Möglich sind Laufzeiten von bis zu 25 Jahren und bis zu fünf tilgungsfreie Anlaufjahre. Den Antrag müssen Unternehmen vor Beginn des Vorhabens bei einem Finanzierungspartner stellen.

Der Deutsche Genossenschafts- und Raiffeisenverband (DGRV) begrüßt vor allem die 50-prozentige Haftungsfreistellung für die finanzierenden Banken. Der in Berlin ansässige Verband vertritt genossenschaftlich organisierte Unternehmen. Nach Einschätzung seiner Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften erkennen Banken Wärmenetze häufig nicht als ausreichende Kreditsicherheit an.

DGRV-Vertreter Andreas Wieg erwartet deshalb bessere Finanzierungschancen für genossenschaftlich getragene Wärmeprojekte. Laut Verband versorgen derzeit rund 300 Wärmegenossenschaften ihre Mitglieder mit klimafreundlicher Wärme. Vor allem in ländlichen Regionen übernehmen sie Projekte, die andere Akteure wirtschaftlich nicht umsetzen.

Neben Wärmenetzen fördert das Programm nach Angaben des DGRV unter anderem Geothermieanlagen, Großwärmepumpen, Solarthermie- und Biomasseanlagen, Wärmespeicher sowie die Nutzung von Abwärme. Ein vom Verband angeführtes Kurzgutachten des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschung (ISI) sieht in Deutschland Potenzial für rund 8.000 genossenschaftliche Wärmenetze.

Konsortialkredit für größere Vorhaben

Für größere Projekte bietet die KfW zusätzlich den „Konsortialkredit Energieversorgung“ mit der Programmnummer 549 an. Dabei beteiligt sich die Förderbank auf Einladung einer Bank direkt an einer gemeinsam strukturierten Finanzierung. Ihr Anteil kann bis zu 50 Prozent des Kreditvolumens betragen, ist aber auf 100 Millionen Euro je Vorhaben begrenzt.

Zusätzlich kann die KfW weitere Banken im Konsortium refinanzieren. Dafür stehen pro Projekt bis zu 200 Millionen Euro zur Verfügung. Das Angebot richtet sich vor allem an Vorhaben, bei denen einzelne Banken wegen der Kredithöhe oder eigener Limitgrenzen weitere Partner benötigen. Förderfähig sind laut KfW unter anderem die Modernisierung von Stromverteilnetzen sowie Geothermieanlagen, Wärme- und Kältespeicher und Wärmeübergabestationen. Einen Gesamtumfang für beide Programme nennt die Förderbank nicht. ​(ds)

Sie bezieht sich auf die in Anhang III der KI-Verordnung genannten Systeme, die von der EU als „Hochrisiko-KI“ eingestuft werden. Dazu gehören „KI-Systeme, die als Komponenten mit Sicherheitsfunktion beim Management und Betrieb kritischer digitaler Infrastruktur, des Straßenverkehrs oder bei der Versorgung mit Wasser, Gas, Wärme oder Strom eingesetzt werden“, wie es im Dokument der EU heißt.

Damit kommt es nicht alleine darauf an, ob das jeweilige Unternehmen als Kritis-Betreiber eingestuft ist. Entscheidend ist die Frage, ob die künstliche Intelligenz eine Sicherheitsfunktion erfüllt. Systeme, die ausschließlich der Nutzerunterstützung, Leistungsoptimierung, Leistungseffizienz, Automatisierung, Qualitätskontrolle oder der Steigerung der Benutzerfreundlichkeit dienen, werden nicht als „Sicherheitsbauteile“ klassifiziert. Allerdings gelten Systeme, „deren Ausfall oder Fehlfunktion Gesundheit und Sicherheit gefährden würde, als Sicherheitsbauteile“. KI zur Absicherung der Lastverteilung und Netzstabilität, Systeme für Schalthandlungen oder Systeme zur physischen Sicherung kritischer Anlagen, werden demnach dazugezählt.

Allgemeine Regeln nicht von Verschiebung betroffen

Die Pflichten von Strom-, Gas- und Wassernetzbetreibern, die sich daraus ergeben, beziehen sich unter anderem auf geeignete technische und organisatorische Maßnahmen zum Betrieb der KI, ausreichend qualifiziertes Personal zur Aufsicht und Überwachung des KI-Einsatzes, die Meldung schwerwiegender Vorfälle und die Dokumentation und Archivierung von Maßnahmen.

Unabhängig von der Verschiebung der Hochrisiko-Vorschriften müssen Netzbetreiber bereits jetzt die allgemeinen Regeln beachten. Dazu gehören insbesondere die seit Februar 2025 geltenden Verbote bestimmter KI-Praktiken und die Pflicht, Maßnahmen zur Förderung der KI-Kompetenz der Beschäftigten zu ergreifen. Seit dem 2. August 2026 gelten außerdem die Transparenzpflichten des Artikels 50, beispielsweise für bestimmte Chatbots oder synthetisch erzeugte Inhalte.

Daneben bleiben NIS2, die CER-Richtlinie zur Resilienz kritischer Einrichtungen sowie energierechtliche und technische Sicherheitsvorgaben uneingeschränkt bestehen. Die KI-Verordnung ergänzt diese Regelungen um KI-spezifische Anforderungen, ersetzt sie aber nicht.

Die nun erfolgte Verschiebung soll sicherstellen, dass die Vorgaben für Hochrisiko-KI wirksam und einheitlich umgesetzt werden können. Da Normen, gemeinsame Spezifikationen und Leitlinien noch fehlen und nationale Aufsichtsstrukturen teils noch nicht stehen, drohten zum 2. August 2026 Rechtsunsicherheit und unverhältnismäßig hohe Umsetzungskosten. Deshalb gelten die Pflichten für Hochrisiko-KI nach Anhang III erst ab 2. Dezember 2027, für produktbezogene Systeme nach Anhang I ab 2. August 2028. (fw)

Die Bonner Behörde führt das Verfahren unter dem Titel „Wasserstoff-Ordnungsrahmen zu den Netzkosten und Methoden der Kapitalverzinsung“ (kurz „WONKa“). Es betrifft die Betreiber des Wasserstoff-Kernnetzes sowie Betreiber regionaler und lokaler Wasserstoffnetze, etwa von Verteilnetzen oder Netzen in Industrie- und Gewerbeparks. Letztere fallen allerdings nur dann unter die Kostenregulierung und damit unter die neuen Vorgaben, wenn sich ihre Betreiber der Regulierung unterworfen haben. Die Regeln sollen für alle Kostengenehmigungsverfahren gelten, die Netzkosten ab dem Kalenderjahr 2028 betreffen.

Kostenregeln lösen Verordnung ab

Der erste Teil des Verfahrens regelt, welche Kosten die Bundesbehörde bei einem Wasserstoffnetzbetreiber anerkennt. Diese anerkennungsfähigen Kosten bilden eine Basis für die regulierten Netzentgelte. Das neue Regelwerk soll die bisherige Wasserstoffnetzentgeltverordnung (WasserstoffNEV) ablösen.

Nach Angaben der Bundesnetzagentur will sie die bisherige Regulierungssystematik weitgehend fortführen, sofern die weitere Diskussion keinen Änderungsbedarf zeigt. Zugleich sollen Erkenntnisse aus der Reform der Strom- und Gasnetzregulierung in die Wasserstoffregulierung einfließen. Für das Wasserstoff-Kernnetz will die Behörde außerdem an bereits geltende Vorgaben anknüpfen.

Damit entwickelt die Netzagentur die bestehenden Regeln weiter, statt die Kostenregulierung vollständig neu aufzubauen. Für die Betreiber ist entscheidend, welche Aufwendungen für Aufbau und Betrieb der Netze die Behörde akzeptiert und damit bei den Netzentgelten berücksichtigt. Welche einzelnen Kostenpositionen künftig anerkannt werden, geht aus der Verfahrenseinleitung noch nicht hervor.

Zinssätze folgen in eigenem Verfahren

Der zweite Teil betrifft die Verzinsung des von den Netzbetreibern eingesetzten Kapitals. Die geltenden Eigenkapitalzinssätze für das Kernnetz und für sonstige Wasserstoffnetze laufen Ende 2027 aus. Eine Methode zur Ermittlung der anschließenden Werte existiert bislang nicht.

Die Bundesnetzagentur prüft deshalb, ob sich die aus der Strom- und Gasnetzregulierung bekannte WACC-Methode auch auf Wasserstoffnetze übertragen lässt. Beim „Weighted Average Cost of Capital“ (WACC) werden die Kosten für Eigen- und Fremdkapital zu einem gewichteten Gesamtkapitalkostensatz zusammengeführt. Die Behörde will die Methode für das Kernnetz und für sonstige regulierte Wasserstoffnetze getrennt untersuchen. Dazu hat sie das Londoner Beratungshaus Frontier Economics mit einem Gutachten beauftragt.

Die konkreten Zinssätze will die Behörde nach jetzigem Stand noch nicht mit „WONKa“ festlegen. Zunächst soll das Verfahren nur bestimmen, nach welcher Methode die Behörde die Werte berechnet. Anschließend will die Behörde die tatsächlichen Zinssätze in einer gesonderten Festlegung bestimmen.

Wie hoch die Verzinsung ausfällt, ist für beide Seiten wichtig: Netzbetreiber brauchen verlässliche Einnahmen, um Investitionen zu finanzieren. Für die Netznutzer kann eine höhere Verzinsung jedoch höhere Netzentgelte bedeuten. Wo die Bundesnetzagentur den Ausgleich setzt, soll das Verfahren klären.

Voraussichtlich im Dezember dieses Jahres will die Behörde einen ersten Entwurf vorlegen. Anschließend kann die Branche zu den geplanten Kostenregeln und Berechnungsmethoden Stellung nehmen. Wann das Verfahren abgeschlossen sein soll, ist noch offen. (ds)

„Es gibt zwei Finanzierungsoptionen“, sagte Reiche. „Das eine ist eine Umlage, das zweite ist die Haushaltsfinanzierung.“ Vielleicht gebe es ein Mischmodell. Das müsse in der Koalition und das müsse auch mit dem Markt besprochen werden. Reiche sagte, sie wolle Unternehmen, die ohnehin „in wettbewerbsschwierigen Situationen“
seien, nicht zusätzlich belasten.

Warum es eine staatliche Gasreserve geben soll

„Wir sehen an der derzeitigen Krise im Nahen Osten, der De-facto-Schließung der Straße von Hormus, wie volatil, wie anfällig für hohe Preisschwankungen die globalen Energiemärkte sind, also auch die Gasmärkte“, sagte Reiche. Das Einspeichern von Gas sei zunächst einmal Auftrag und Aufgabe der Branche, zu der sie verpflichtet sei.

„Es kann aber Krisensituationen geben, wo Energieflüsse nach Deutschland gestört sind oder nicht stattfinden durch Extremszenarien. Wir haben physische Anschläge bereits gesehen. Erinnern Sie sich an Pipelines in der Ostsee?“, sagte Reiche. Sie verwies auch auf den Anschlag auf die Strominfrastruktur zu Beginn des Jahres in Berlin. „Um gegen solche extremen Szenarien abgesichert zu sein, sehen wir vor, dass ein Teil unserer Speicher einer staatlichen, vom Markt getrennten Reserve zugeführt wird.“

Das Verfahren werde jetzt vorbereitet, bis Ende dieses Jahres sollten entsprechende Pläne durchs Parlament gebracht werden, sagte Reiche.

Volumen und Umlage

Eine Sprecherin des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie hatte Anfang Juli angekündigt, die Gasreserve zur Absicherung der Versorgung in außergewöhnlichen Krisensituationen solle einen Umfang von 24 Milliarden Kilowattstunden haben - das entspräche etwa zehn Prozent der deutschen Speicherkapazität.

Zur Finanzierung der Gasreserve sei eine Umlage für Verbraucher vorgesehen, sagte die Sprecherin damals. Diese solle aber deutlich geringer ausfallen soll als eine mittlerweile abgeschaffte Gasspeicherumlage.

Eine staatliche Gasreserve für Krisenfälle sei grundsätzlich sinnvoll, doch die Finanzierung über eine Umlage bedeute erneut zusätzliche Belastungen für die Verbraucher, hatte Thorsten Storck, Energieexperte bei Verivox, gesagt. Das Vergleichsportal schätzt die Ausgaben für den Aufbau der Reserve für ein durchschnittliches Einfamilienhaus mit einem Gasverbrauch von 20.000 Kilowattstunden pro Jahr auf rund 42 Euro. Dazu kämen jährliche Betriebskosten von etwa 5 Euro. Das Portal ging von Kosten von 1,5 Milliarden Euro für den Aufbau einer Gasreserve aus.

Gasspeicher sind als Puffer gedacht

Gasspeicher sind ein Puffer für Engpässe bei der Gasversorgung.
Eine Bedeutung haben inzwischen auch Terminals an Nord- und Ostsee, an denen Flüssigerdgas (LNG) ankommt, neben der Hauptversorgung durch norwegisches Pipelinegas.

Momentan liegt der Füllstand der Gasspeicher bei 47 Prozent.
Ursache sei zum einen die große Entnahme am Ende des vergangenen Winters, zum andere stark gestiegene Gaspreise, teilte die Initiative Energien Speichern (INES) Anfang Juli mit. Je höher der Gaspreis im Sommer, desto weniger lohnt sich das Befüllen der Speicher für Großhändler.

INES-Szenarien zeigten, dass ein Speicherfüllstand von 76 Prozent zum 1. November bei normalen oder warmen Wintertemperaturen ausreiche, um die Gasversorgung sicherzustellen. Anders stelle sich die Situation bei einem außergewöhnlich kalten Winter dar.

Parallel zur Übernahme des Shell-Portfolios hat Total Energies eine weitere Transaktion angekündigt. Der französische Energiekonzern verkauft einen 50-Prozent-Anteil an einem bereits weitgehend entwickelten Portfolio mit Onshore-Wind- und Photovoltaikanlagen an den Finanzinvestor KKR.

Shell setzt mit dem Verkauf an Total Energies den Umbau seines Stromgeschäfts fort. Zum Portfolio gehören Erneuerbare-Energien-Anlagen mit einer Leistung von rund 500 MW in Betrieb oder im Bau sowie eine rund 3.500 MW große Projektpipeline für Solar-, Wind- und Batteriespeicherprojekte. Insgesamt umfasst das Portfolio damit rund 4.000 MW.

Die Transaktion umfasst Projekte in Italien, den Niederlanden, Spanien und Großbritannien. Der Abschluss wird nach den erforderlichen behördlichen Genehmigungen bis Ende 2026 erwartet. Finanzielle Details wurden nicht veröffentlicht. 

„Diese Vereinbarung unterstreicht den konsequenten Kurs von Shell, sein Stromportfolio im Einklang mit der auf dem Capital Markets Day 2025 vorgestellten Strategie aktiv zu steuern und gezielt auf hochwertige Vermögenswerte auszurichten“, sagte Machteld de Haan, Präsidentin Downstream, Renewables and Energy Solutions bei Shell.

Das Unternehmen wolle Kapital freisetzen und sich auf Geschäftsfelder konzentrieren, in denen es über besondere Stärken verfüge. Dazu zählten unter anderem der strombasierte Energiehandel mit eigener Erzeugung sowie kundenorientierte Energielösungen.

Batteriespeicher, Energiehandel, digitale Services

Der Verkauf ist Teil der Strategie, die Shell auf seinem Capital Markets Day im März 2025 vorgestellt hatte. Der Konzern hatte auf dem Capital Markets Day im März angekündigt, sein Stromportfolio konsequent zu überprüfen und Kapital in Geschäftsbereiche mit höheren Renditeaussichten umzuschichten.

Die zweite Transaktion von Total Energies und KKR betrifft ein bereits weitgehend entwickeltes Portfolio mit Onshore-Wind- und Photovoltaikanlagen in Deutschland, Frankreich, Spanien und Polen. Daran verkauft Total Energies einen Anteil von 50 Prozent an KKR.

Das Portfolio verfügt über eine Leistung von 1.200 MW und einen Unternehmenswert von 1,8 Milliarden Euro. Total Energies behält die übrigen Anteile und wird die Anlagen weiterhin betreiben sowie den erzeugten Strom vermarkten.

„Im Einklang mit unserer Strategie ermöglichen uns diese beiden Transaktionen, unsere Kapitalallokation im Bereich der erneuerbaren Energien zu optimieren und gleichzeitig unsere Integrated-Power-Strategie weiter umzusetzen“, erklärte Stephane Michel, Präsident Gas, Renewables & Power bei Total Energies.

Das Unternehmen verfolgt seit Jahren das Modell, nach der Entwicklung von Erneuerbaren-Projekten Beteiligungen teilweise zu veräußern und das frei werdende Kapital in neue Projekte zu investieren.

„Das Vereinigte Königreich ist seit mehr als 100 Jahren unsere Heimat und wird auch künftig eine wichtige Rolle für BP spielen“, so O'Neill. Das Nordsee-Geschäft bleibe zwar ein wichtiger Bestandteil des britischen Energiesystems. Gleichzeitig sieht BP die Sparte nach eigenen Angaben bei einem anderen Eigentümer besser positioniert. Die Felder in der Nordsee verfügten über erfahrene Beschäftigte, belastbare Anlagen und hätten bereits eine lange Tradition. Während des Verkaufsprozesses solle der Betrieb unverändert fortgeführt werden.

Zum Geschäft gehören mehrere Förderzentren in der britischen Nordsee, darunter die Öl- und Gasfelder Andrew, ETAP, Glen Lyon sowie Clair und Clair Ridge westlich der Shetlandinseln. BP ist dort seit Jahrzehnten aktiv und zählt zu den größten Öl- und Gasproduzenten im britischen Teil der Nordsee.
 
Auch Shell trennt sich von Gasbeteiligung

Auch der Konkurrent Shell hat zuletzt Vermögenswerte veräußert. Der Konzern verkauft seinen 35-Prozent-Anteil am zyprischen Erdgasfeld Aphrodite für bis zu 720 Millionen US-Dollar an den ungarischen Energiekonzern Mol. Shell will sich damit stärker auf sein Geschäft mit verflüssigtem Erdgas (LNG) konzentrieren. Mol erweitert mit dem Erwerb sein internationales Portfolio. Die erste Gasförderung aus Aphrodite wird derzeit für 2031 erwartet. Der Abschluss der Transaktion steht noch unter dem Vorbehalt behördlicher Genehmigungen. (sag)

 
Im Jahr 2026 betrug die Stromsteuer für einen mittelspannungsseitig versorgten Industriebetrieb in Deutschland 0,05 Cent pro Kilowattstunde. Den größten Anteil machte der derweil der Posten „Beschaffung, Netzentgelt und Vertrieb“ mit 14,2 Cent pro Kilowattstunde aus. Der durchschnittliche Strompreis für Neuabschlüsse in der Industrie betrug insgesamt rund 16,7 Cent pro Kilowattstunde (Stand April 2026). Die Angaben stammen vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und dem Bundesverband der Energie-Abnehmer (VEA).

Die Beteiligten wollen den Netzausbau kommunenübergreifend planen. Dazu sollen Flächen für Umspannwerke, Leitungen und Energiespeicher frühzeitig gesichert werden. Bereits regionalplanerisch ausgewiesene Flächen für Wind- und Solarenergie sollen möglichst effizient genutzt und mit der Entwicklung der Netzinfrastruktur abgestimmt werden. Vorgesehen sind gemeinsame Konzepte und Task Forces mit Fachleuten aus den beteiligten Institutionen.

Ein weiterer Schwerpunkt sind vereinfachte Planungs-, Genehmigungs- und Realisierungsprozesse. Susanne Bay betonte, der zunehmende Ausbau der Erneuerbaren stärke die Wertschöpfung vor Ort, stelle aber auch neue Anforderungen an die Verteilnetze. „Jetzt gilt es, dass wir unser Netz fit machen für die Zukunft – und das schnell. Deshalb setze ich mich für die Beschleunigung von Planfeststellungsverfahren ein“, so die Regierungspräsidentin des Regierungsbezirks Stuttgart.

Stärkere Beteiligung der Öffentlichkeit vorgesehen

Regionaldirektor Alexander Lahl wies darauf hin: „Wenn wir auch in Zukunft von einer starken Wirtschaft in der Region profitieren wollen, benötigen wir die entsprechende Infrastruktur.“ Deshalb müsse die Stromversorgung ganzheitlich gedacht werden und in Zeiten globaler Krisen die Nachfrage und das Angebot zusammenführen.
 Die Landräte Roland Bernhard und Marcel Musolf verwiesen auf den wachsenden Strombedarf durch die Transformation von Industrie und Gewerbe. Nach ihrer Einschätzung dürfen Unternehmensansiedlungen und Investitionen in Digitalisierung oder künstliche Intelligenz nicht an fehlenden Netzkapazitäten scheitern. Verwaltungen, Netzbetreiber, Kommunen und weitere Akteure sollen deshalb Ausbauvorhaben und Genehmigungsverfahren früher aufeinander abstimmen.

Zur Initiative gehört außerdem eine gemeinsame Kommunikation über den Transformationsprozess. Eine stärkere Beteiligung der Öffentlichkeit soll die Akzeptanz für neue Leitungen, Umspannwerke, Speicher sowie Wind- und Solarprojekte erhöhen. Konkrete Ausbauziele, Investitionssummen, Fristen oder verbindliche Änderungen an den Genehmigungsverfahren nennt die Mitteilung allerdings nicht. Das Memorandum bildet damit zunächst einen organisatorischen Rahmen, der noch mit Projekten und Zuständigkeiten ausgefüllt werden muss.

Die Absichtserklärung haben unterzeichnet: Dr. Alexander Lahl, Regionaldirektor des Verbands Region Stuttgart, Roland Bernhard, Landrat Kreis Böblingen, Marcel Musolf, Landrat Kreis Esslingen, sowie Vertretende des Regierungspräsidiums Stuttgart, der Landkreise Rems-Murr-Kreis, Göppingen, Ludwigsburg, der Landeshauptstadt Stuttgart, der Wirtschaftsförderung Region Stuttgart GmbH, der Netzbetreiber Netze BW GmbH, der Syna GmbH und der Transnet BW GmbH, der Energieagentur des Landkreises Böblingen und des Landkreises Ludwigsburg, der Klimaschutzagentur des Landkreises Esslingen gGmbH, der Klimaschutzagentur des Landkreises Göppingen gGmbH, der Stadtwerke Fellbach GmbH, der Stadtwerke Böblingen GmbH & Co. KG, der Stadtwerke Stuttgart GmbH, der Stadtwerke Ludwigsburg-Kornwestheim GmbH, der Stadtwerke Esslingen am Neckar GmbH & Co. KG, der Klimaschutzagentur des Landkreises gGmbH, dem Energieberatungszentrum Stuttgart e.V. und der KEA Klimaschutz- und Energieagentur Baden-Württemberg GmbH. (fw)

Nuklearia ist ein deutscher Verein, der sich nach eigenen Angaben für die Nutzung der Kernenergie einsetzt. Nach dessen Einschätzung wird in der öffentlichen Diskussion häufig der Eindruck vermittelt, Kernkraftwerke seien bei Hitze und Niedrigwasser grundsätzlich nicht mehr zuverlässig betreibbar. Die Analyse der Kernkraftfreunde kommt zu einem anderen Ergebnis.

Als Beleg verweist Nuklearia auf das bulgarische Kernkraftwerk Kosloduj. Pressesprecher Niels Harksen: „Den Kernkraftwerken an der Donau geht nicht das Kühlwasser aus. Das bulgarische Kernkraftwerk Kosloduj ist trotz derselben Niedrigwasserlage überhaupt nicht betroffen.“

Kühlwasser-Entnahmestelle reicht nicht tief genug

Nach Angaben des Vereins unterscheiden sich die Ursachen an den einzelnen Standorten. Im ungarischen Kernkraftwerk Paks liege das Problem demnach nicht in einem generellen Wassermangel, sondern darin, dass die bestehende Kühlwasserentnahme bei den derzeit außergewöhnlich niedrigen Pegelständen nicht tief genug reiche. Der Betreiber plane deshalb, die Entnahmestelle künftig tiefer in die Donau zu verlegen.

Für das rumänische Kernkraftwerk Cernavoda beschreibt die Analyse eine andere Situation. Dort sei ein Reaktor vorsorglich vom Netz genommen worden, während der zweite Block zunächst weiter mit voller Leistung betrieben werde. Parallel würden wasserbauliche Maßnahmen umgesetzt, um den Betrieb abzusichern. Langfristig seien kleinere Zellenkühler vorgesehen, die den Kühlwasserbedarf senken sollen.

Die Analyse verweist außerdem darauf, dass thermische Kraftwerke grundsätzlich unabhängig vom Energieträger Kühlwasser benötigen. Zu den thermischen Kraftwerken zählen neben Kernkraftwerken auch Kohle-, Gas- und Biomassekraftwerke. Wasserkraftwerke seien von Niedrigwasser sogar unmittelbar betroffen, da sinkende Wasserstände ihre Stromerzeugung direkt verringerten.

0,3 Prozent wetterbedingte Produktionsverluste 

Mit Blick auf andere europäische Kernkraftwerke verweist Nuklearia auf Frankreich und die Schweiz. Dort kämen Leistungsreduzierungen an heißen Tagen vor allem aufgrund wasserrechtlicher Vorgaben zum Schutz der Gewässer vor. Nach Angaben des Vereins machten diese Einschränkungen in Frankreich über das Gesamtjahr betrachtet durchschnittlich rund 0,2 Prozent der Kernstromproduktion aus. Weltweit lägen wetterbedingte Produktionsverluste der Kernenergie nach Angaben der Internationalen Atomenergie-Organisation (IAEA) im Mittel bei etwa 0,3 Prozent der Jahresproduktion.

Dominic Wipplinger, Kerntechnikexperte der Nuklearia, sieht deshalb vor allem Anpassungsbedarf an den Standorten: „Ob Kernkraftwerke wie gelegentlich in Frankreich und der Schweiz aus Gründen des Gewässerschutzes oder wie in Ungarn und Rumänien aufgrund außergewöhnlich niedriger Wasserstände ihre Leistung reduzieren müssen: In jedem Fall können sie mit standortspezifischen technischen Maßnahmen angepasst werden.“

Die Analyse „Geht den Kernkraftwerken an der Donau das Kühlwasser aus? Eine Root-Cause-Analyse“ kann auf der Seite des Vereins nachgelesen werden.  (sag)

Den größten Beitrag zum positiven Jahresergebnis leistete die Aschaffenburger Versorgungs-GmbH (AVG), die für die Energieversorgung im Stadtwerke-Verbund zuständig ist. Sie erwirtschaftete einen Gewinn von rund 11,4 Millionen Euro und „lag damit über den Erwartungen“. Ausschlaggebend waren unter anderem höhere Absatzmengen, geringere Materialaufwendungen sowie die Auflösung einer Rückstellung aus einem Schadensersatzverfahren.

Gleichzeitig investierte die AVG kräftig in ihre Infrastruktur. Nach Angaben des Unternehmens flossen 10,2 Millionen Euro in das Stromnetz. „Mit 10,2 Millionen Euro haben wir in unser Stromnetz so viel investiert wie noch nie. Diese Maßnahmen sind notwendig, um die Versorgungssicherheit bei absehbar steigenden Lasten sicherzustellen und die stark wachsenden erneuerbaren Energien aufnehmen zu können“, sagte Werkleiter Stefan Maunz.

Auch der öffentliche Nahverkehr entwickelte sich positiv. Mit mehr als 6,5 Millionen Fahrgästen erreichte der Verkehrsbetrieb einen neuen Höchststand. Das Defizit verringerte sich von rund 6,8 Millionen Euro im Jahr 2024 auf 4,8 Millionen Euro. Als wesentlichen Grund nennen die Stadtwerke „hohe aperiodische Effekte im Zusammenhang mit dem Deutschlandticket“.

Gesamtinvestitionen in Höhe von 24 Millionen Euro

Weniger erfreulich verlief das Jahr für den Entsorgungsbetrieb. Er schloss 2025 mit einem Defizit von 1,9 Millionen Euro ab. Belastet wurde das Ergebnis unter anderem durch höhere Kosten für die Müllverbrennung infolge der Einbeziehung der Abfallverbrennung in den europäischen Emissionshandel sowie durch gestiegene Personalkosten. Hinzu kamen geringere Erlöse aus der Vermarktung von Wertstoffen und Aufwendungen für die Nachsorge der Altdeponie Stockstadt. Das Defizit der Bäder und der Eissporthalle verringerte sich auf rund 2,0 Millionen Euro. Gegenüber dem Vorjahr entspricht dies einer Verbesserung um rund 0,3 Millionen Euro. „Dazu trug auch ein positiver Einmaleffekt aus dem Abschluss eines Rechtsstreits bei.“

Insgesamt investierte der Stadtwerke-Verbund im vergangenen Jahr rund 24,1 Millionen Euro. Das Investitionsvolumen lag damit zwar etwa 4 Millionen Euro unter dem Vorjahreswert, blieb aber auf einem hohen Niveau. Darin enthalten ist auch der Erwerb einer Beteiligung am Tiefbauunternehmen Patrick Holy GmbH. Ende 2025 beschäftigten die Stadtwerke 628 Mitarbeiter.

Das operative Ergebnis (Ebit) erreichte 5,3 Milliarden Euro und damit etwas mehr als im Vorjahr mit 5,1 Milliarden Euro. Organisch entspricht dies einem Anstieg um 1,2 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Der Gewinn vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (Ebitda) lag bei 7,9 Milliarden Euro und fiel damit geringer aus als im Vorjahreszeitraum mit 8,3 Milliarden Euro. Der Cashflow aus der laufenden Geschäftstätigkeit (CFFO) belief sich auf 6,9 Milliarden Euro. Die wirtschaftliche Nettoverschuldung stieg um 15,1 Milliarden Euro.

​Ausbau von Erneuerbaren und Netzen

Engie verfügte Ende des ersten Halbjahres über eine installierte Leistung aus erneuerbaren Energien und Batteriespeichern von 59.500 MW. Weitere 6.400 MW befinden sich im Bau. Im Vertrieb schloss das Unternehmen Stromlieferverträge (Power Purchase Agreements, PPA) mit einem Umfang von 2.400 MW ab. Das entspricht dem Doppelten des Vorjahreswertes.

Auch im Netzgeschäft baute Engie seine Aktivitäten aus. Das Unternehmen erhielt in Peru den Zuschlag für ein Projekt mit mehr als 400 Kilometern Stromübertragungsleitungen. Seit Mai fließen zudem die Ergebnisse des britischen Netzbetreibers UK Power Networks in den Konzernabschluss ein. Engie hebt aufgrund der guten Zahlen seine Prognose für den Nettogewinn an. Das Unternehmen erwartet nun einen Wert zwischen 4,9 und 5,5 Milliarden Euro.

Konzernchefin Catherine MacGregor sieht den Konzern durch den Ausbau CO2-armer Erzeugung, flexibler Erzeugungskapazitäten und der Netzinfrastruktur gut aufgestellt. Nach ihrer Einschätzung gewinnen Elektrifizierung, Versorgungssicherheit und Dekarbonisierung weltweit weiter an Bedeutung. Daraus leiteten sich zusätzliche Wachstumschancen für das Unternehmen ab. (hr)

„Angesichts der Komplexität der Verhandlungen mit einer Vielzahl an Finanzierungspartnern verschafft die Vereinbarung Abo Energy die erforderliche Zeit, um gemeinsam eine tragfähige und langfristige Lösung zu entwickeln“, sagte Chief Restructuring Officer (CRO) Britta Hübner von Abo Energy. 

Abo Energy hatte Anfang des Jahres mit Gläubigern „wesentlicher Finanzierungen“ eine Stillhaltevereinbarung geschlossen, um Zeit für ein Sanierungskonzept zu gewinnen (wir berichteten). Zudem veröffentlichte Abo Energy im Mai dieses Jahres ein Sanierungsgutachten. 

Mit der Verlängerung der Stillhaltevereinbarung signalisieren die Finanzierungspartner nach Unternehmensangaben ihre weitere Unterstützung für den eingeschlagenen Sanierungskurs. Während der Laufzeit verzichten die Beteiligten weiterhin auf bestimmte vertragliche Rechte, um die Verhandlungen nicht zu gefährden. Die Verhandlungen zwischen Abo Energy und den Finanzierungspartnern dauern an. Nach Angaben des Unternehmens verlaufen die Gespräche konstruktiv.

Projektpipeline mit 30.000 MW

Ungeachtet der angespannten Lage verweist das Management auf die Projektpipeline. Diese umfasst nach Unternehmensangaben Wind-, Solar- und Batterieprojekte mit einer Gesamtleistung von 30.000 MW. Ein erheblicher Teil entfällt auf Deutschland und Frankreich. Diese Projektbasis soll nach Abschluss der Sanierung die Grundlage für eine Rückkehr zu stabilen Ergebnissen liefern. 

Die Abo Energy GmbH & Co. KGaA ist ein deutsches Energieunternehmen mit Sitz in Wiesbaden. Es ist tätig in der Entwicklung, Planung, Errichtung und im Betrieb von Anlagen der erneuerbaren Energien. Das Unternehmen realisiert Wind- und Solarparks sowie Batterie- und Wasserstoffprojekte und deckt alle Projektphasen von der Standortanalyse über Genehmigung und Bau bis zur Betriebsführung und zum Service ab. Es ist nach eigenen Angaben in rund 16 Ländern aktiv und beschäftigt derzeit 1.400 Mitarbeitende. Die Umsatzerlöse beliefen sich 2024 auf 446 Millionen Euro. (hr)

Die Münchner Sono Group benötigte schon im Jahr 2023 ein Schutzschirmverfahren, um Schulden aus dem geplatzten Sion-Elektromobil bedienen zu können (wir berichteten). Auch die Muttergesellschaft Sono Group N.V. war damals finanziell gebeutelt. Sie hatte ebenfalls im Mai 2023 beim Amtsgericht München einen Antrag auf ein Insolvenzverfahren in Eigenverwaltung gestellt.

Die Geschäftsführer Denis Azhar und Jan Schiermeister wollen den Fokus nun auf die Veräußerung des technologischen Kernportfolios legen. Nach ihrer Darstellung soll die entwickelte Technologie möglichst in einem neuen Unternehmensumfeld weiter genutzt werden.

Technologiepaket umfasst mehrere Geschäftsbereiche

Zum Verkauf steht das gesamte geistige Eigentum des Unternehmens. Bestandteil des Angebots sind außerdem Hardware-Komponenten und technische Dokumentationen. 

Das Portfolio umfasst die für das Fahrzeugmodell Sion entwickelte Solar-Integration, Leistungselektronik wie Solarladeregler für Fahrzeuge sowie die Solar Data Services. Damit richtet sich das Angebot insbesondere an Unternehmen aus der Automobilindustrie sowie an Anbieter von Flottenlösungen, die Solartechnologie in Fahrzeuge integrieren oder bestehende Entwicklungen übernehmen wollen.

Jan Schiermeister hofft, dass sich durch eine Übernahme der Technologie eine Fortsetzung im Markt findet. „Wir sind weiterhin überzeugt, dass Solar zukünftig ein integrierter Bestandteil von Fahrzeugen sein wird.“ (hr)

Sein Vorgänger Peter Reitz hatte die EEX seit 2011 geführt. Nach dem Ende seines Vorstandsmandats wechselte er in die Aufsichtsräte von EEX und ECC. Zudem bleibt er Mitglied der Kontrollgremien der Strombörse Epex Spot und der US-amerikanischen Nodal Exchange.

Bei der ECC übernimmt zunächst Risikovorstand Ralf Prinzler kommissarisch den Vorstandsvorsitz. Als dauerhafte Nachfolgerin von Paulun hat der Aufsichtsrat Sabina Salkic vorgesehen. Sie soll die Leitung voraussichtlich im April 2027 übernehmen. Die Zustimmung der zuständigen Aufsichtsbehörden steht noch aus.

Salkic arbeitet seit dem 1. Juli bei der ECC und bereitet sich dort auf die neue Aufgabe vor. Zuvor war sie bei der Deutsche Börse Group als Executive Director und Leiterin des Bereichs Governance und Organisationsservices tätig. Weitere Führungspositionen hatte sie bei der Deutschen Bank und dem Beratungsunternehmen Exxeta. (ds)

Mit Uwe Malach rückt ein langjähriger Mitarbeiter an die Spitze des technischen Bereichs. Er arbeitet seit 2013 als technischer Leiter und Prokurist für die Stadtwerke Sindelfingen. Gemeinsam mit Geschäftsführer Karl Peter Hoffmann bildet Malach künftig die Geschäftsführung der Stadtwerke Sindelfingen.

Die Aufsichtsgremien der Stadtwerke Sindelfingen hatten im vergangenen Jahr die Amtszeit von Geschäftsführer Dr. Karl Peter Hoffmann vorzeitig bis Ende 2029 verlängert. Die Gesellschafter der Stadtwerke Sindelfingen sind die Stadt Sindelfingen (50,1 Prozent), die Stadtwerke Schwäbisch Hall GmbH (29,9 Prozent) und die EnBW Beteiligungsgesellschaft mbH (20,0 Prozent). 

Gentner war fast 30 Jahre in leitender Funktion für die Stadtwerke Sindelfingen tätig. Bereits seit der Gründung des Unternehmens im Jahr 1998 gehörte er zunächst als Prokurist und seit 2013 als technischer Geschäftsführer zur Unternehmensführung. Parallel nahm er Aufgaben bei den Stadtwerken Schwäbisch Hall wahr. Seit dem 1. November 2025 ist Gentner nach dem Ausscheiden von Ronald Pfitzer alleiniger Geschäftsführer der Stadtwerke Schwäbisch Hall (wir berichteten).

Die Stadtwerke bedienen in Sindelfingen und Umgebung die Geschäftsfelder Strom, Erdgas, Wasser und Fernwärme. Darüber hinaus betreiben sie die örtliche Telekommunikationsinfrastruktur und zwei Parkhäuser und bieten Dienstleistungen rund um die E-Mobilität an. (hr)

Der CO2-Markt setzte seine Konsolidierung fort und bewegte sich erneut in der etablierten Handelsspanne. Insgesamt bleiben geopolitische Entwicklungen, Wetterprognosen und die Gasversorgung die maßgeblichen Einflussfaktoren an den Energiemärkten.

Strom: Durch die Bank schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt. Der Day-ahead wurde im Base mit 150,00 Euro je Megawattstunde und im Peak mit 132,00 Euro je Megawattstunde gehandelt.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Dienstag mit 23 Gigawatt deutlich geringer ausfallen als noch am Montag. Für Mittwoch und Donnerstag werden dann allerdings wieder höhere Einspeiseleistungen von Wind und Sonne erwartet.
Das US-Wettermodell erwartet für die kommenden zwei Wochen zumeist unterdurchschnittliche Windstrommengen. Die Temperaturen dürften unterdessen im überdurchschnittlichen Bereich bleiben.

Die Analysten der Commerzbank weisen darauf hin, dass die Strompreise zuletzt durch die anhaltende Hitzewelle und extrem niedrige Flusspegel zunehmend unter Aufwärtsdruck geraten sind. Besonders im Fokus stünden Frankreich, die Schweiz und Teile Osteuropas, wo die Wasserversorgung für die Kühlung von Kernkraftwerken sowie die Erzeugung aus Wasserkraft beeinträchtigt sei, fassten die Analysten zusammen. In Frankreich mussten Atomkraftwerke ihre Leistung bereits drosseln, weil Flusswasser zur Kühlung nur eingeschränkt genutzt werden kann und zu hohe Rücklauftemperaturen ökologische Grenzwerte verletzen könnten.
Auch in der Schweiz verschärfen Hitze und Trockenheit die Lage am Strommarkt. Zum einen sei die Wasserkraftproduktion eingeschränkt, zum anderen gebe es mögliche Einschränkungen bei Kernkraftwerken wie Beznau, wenn Flusstemperaturen zu stark steigen.

Kurzfristig könnten die hohen Preise anhalten, bis sich die Wetterlage etwas beruhigt und die Stromproduktion auf ein Normalniveau zurückkehren kann. In einigen Ländern wie Deutschland, wo die Gaskraft weiterhin ein maßgeblicher Bestandteil des Strommixes und häufig auch Preissetzer ist, hätten auch die Gaspreise zum Preisanstieg beigetragen, so die Analysten der Commerzbank weiter.

CO2: Der CO2-Markt hat zum Start in die neue Woche erneut Abgaben verzeichnet. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,51 auf 80,75 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 9,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 81,68 Euro, das Tief bei 80,75 Euro.

Die Unsicherheit über die Entwicklung im Nahen Osten sowie eine Phase der Preiskonsolidierung bestimmten das Marktgeschehen in der vergangenen Woche laut den Analysten von Redshaw Advisors. Sie gehen davon aus, dass sich dieses Bild auch in der kommenden Woche fortsetzen dürfte.

Auch aus technischer Sicht spreche derzeit vieles für eine anhaltende Konsolidierung. Auch wenn es in der vergangenen Woche einige Kursverluste gab, fielen die täglichen Preisbewegungen bei den EUA-Futures meist vergleichsweise gering aus. Die Notierungen kehrten immer wieder in den neutralen Bereich um 81,94Euro je Tonne zurück.

Solange kein neuer fundamentaler oder politischer Impuls einen Ausbruch aus dieser Handelsspanne auslöst, dürfte sich die Seitwärtsbewegung in der kommenden Woche fortsetzen, so die Einschätzung der Analysten.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Montag uneinheitlich gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.0 Uhr 0,440 auf 58,000 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead dagegen um 0,300 auf 58,950 Euro nach oben.

Auslöser für den Preisrückgang beim Frontmonat war die Entscheidung von US-Präsident Donald Trump, einen für das Wochenende geplanten Angriff auf den Iran abzusagen. Trump erklärte, Teheran und andere Staaten des Nahen Ostens hätten ihm zugesichert, auf eine diplomatische Einigung hinzuarbeiten. Zudem kündigte er an, dass die Gespräche zwischen den Konfliktparteien noch im Laufe des Tages beginnen sollen. Dies sorgte nach den jüngsten militärischen Spannungen zunächst für Entspannung an den Energiemärkten.

Die Nervosität der Marktteilnehmer bleibt jedoch hoch. So wurde vor der Küste Omans eine Explosion in der Nähe eines Tankers gemeldet, was neue Sorgen über die Sicherheit der Schifffahrt in der Region auslöste.

Trotz des aktuellen Preisrückgangs legten die europäischen Erdgaspreise im Juli insgesamt um rund 36 Prozent zu. Die erneute Eskalation des Konflikts im Nahen Osten hatte die Sorgen über LNG-Lieferungen aus der Golfregion verstärkt und Zweifel geweckt, ob Europa seine Gasspeicher rechtzeitig vor Beginn der Heizperiode ausreichend füllen kann. (map)