Die Bundesnetzagentur hatte zuvor ihren Entwurf für die Kapitalverzinsung der Gasnetzbetreiber ab der fünften Regulierungsperiode vorgelegt (wir berichteten). Mit diesen Regelungen kann nach Ansicht des Branchenverbands BDEW das „erforderliche Kapital für die Transformation der Gasnetze nicht beschafft werden“. Andreae: „Die vorgeschlagenen Zinssätze sind international nicht wettbewerbsfähig und manifestieren ein grundsätzliches Problem. Die Bundesnetzagentur muss hier dringend nachbessern.“

Im Mittelpunkt der Kritik steht die vorgesehene Verzinsung des Eigen- und Fremdkapitals. Für die Jahre 2028 bis 2032 sieht der Entwurf nach Angaben des BDEW für einen Eigenkapitalanteil von maximal 40 Prozent einen Zinssatz von 5,76 Prozent vor. Damit läge die Verzinsung zwar über dem bisherigen Satz von 5,07 Prozent. Nach Einschätzung des Verbandes reicht der Anstieg jedoch nicht aus, um die Anforderungen von Kapitalgebern zu erfüllen. Deutschland konkurriere bei der Finanzierung von Infrastrukturinvestitionen mit anderen Märkten und Anlageklassen.

​BDEW kritisiert Fremdkapitalzins

Noch stärker kritisiert der Verband den vorgesehenen Fremdkapitalzins von 2,43 Prozent. Dieser liege unter den Refinanzierungsbedingungen am Markt. Der Verband argumentiert deshalb, dass die Regulierung den Netzbetreibern Kapital entziehe, das sie für den Umbau ihrer Infrastruktur benötigten.

Hinzu kommt aus Sicht des BDEW der Wagniszuschlag. Dieser falle geringer aus als in früheren Regulierungsperioden. Der Verband hält dies angesichts der Entwicklung des Gasgeschäfts für nicht angemessen. Die Bundesnetzagentur unterschätzt laut BDEW die Herausforderungen und verkennt die Risikoentwicklung im Gasgeschäft. 

Andreae kritisiert zudem, dass die Bundesnetzagentur mit dem Entwurf die Unsicherheiten für Investoren nicht ausräume, die aus den NEST-Festlegungen resultierten. Die vorgesehenen Zinssätze seien aus Sicht des Verbandes im internationalen Vergleich nicht wettbewerbsfähig. Damit verbindet der BDEW die konkrete Diskussion über die Höhe der Kapitalverzinsung mit der Frage, unter welchen regulatorischen Bedingungen Netzbetreiber in den kommenden Jahren Eigen- und Fremdkapital aufnehmen können.

Der Verband schlägt der Bundesnetzagentur deshalb eine Investorenkonferenz für Fernleitungs- und Gasverteilnetze vor. Dort solle die Behörde die Anforderungen von Kapitalgebern an Rendite und Risiko ermitteln. Der BDEW will damit erreichen, dass die Kapitalmarktbedingungen stärker in die Festlegung der regulatorischen Verzinsung einfließen.

Neben den Zinssätzen wendet sich der Verband gegen die Dauer des Konsultationsverfahrens. Die Unternehmen müssten ausreichend Zeit erhalten, um deren Auswirkungen und die zugrunde liegenden Annahmen zu prüfen. Der BDEW fordert die Bundesnetzagentur daher auf, der Prüfung Vorrang vor einem schnellen Abschluss des Verfahrens zu geben.

Im anstehenden Konsultationsverfahren wird es jetzt darauf ankommen, dass die Regulierungsbehörde ihre Sichtweise mit den Argumenten der Branche überdenkt und deutliche Anpassungen vornimmt, so Andreae weiter. „Angesichts der Komplexität raten wir dazu, sich ausreichend Zeit für solche fundamentalen Zukunftsentscheidungen zu nehmen, auch wenn die Festlegung dann 2027 erfolgt.“ (hr)

Der Verband verbindet seine Kritik an der EEG-Novelle mit einer grundsätzlichen Forderung zum Umgang mit Wehren und Staustufen. Vor einem Rückbau solle geprüft werden, ob sich vorhandene Bauwerke weiter wasserwirtschaftlich und energetisch nutzen lassen. Der Verband fordert deshalb ein Moratorium für den Abriss von Querbauwerken. Als Argument führt er neben der Stromerzeugung auch den Wasserrückhalt während Trockenperioden an.

„Es ist widersinnig, bestehende Querbauwerke mit öffentlichen Mitteln abzureißen und gleichzeitig privaten Investoren die wirtschaftliche Grundlage dafür zu entziehen, genau diese Standorte zu sanieren und für die Energiewende nutzbar zu machen“, sagt Martin Richter, Präsident des Wasserkraftverbandes Mitteldeutschland. „Wir sollten Wasser in der Landschaft halten, bestehende Infrastruktur sinnvoll weiterentwickeln und dort erneuerbaren Strom erzeugen, wo dies ökologisch verträglich möglich ist. Das verbindet Gewässerschutz, Klimaschutz und einen verantwortungsvollen Umgang mit Steuergeld.“
Genau diese Entwicklung könnte die geplante Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes jedoch erschweren, so der Verband in seiner Mitteilung. Nach den derzeit vorgesehenen Regelungen sollen neue Wasserkraftanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 kW keine EEG-Vergütung mehr erhalten.

Wirtschaftlichkeit kleiner Anlagen im Fokus

Gerade an kleineren Querbauwerken könne die installierbare Leistung unterhalb von 25 kW liegen. Ohne EEG-Vergütung verschlechtere sich dort die Kalkulationsgrundlage, argumentiert der Verband. Betreiber müssten neben der Erzeugungstechnik häufig auch Investitionen in die wasserbauliche Infrastruktur und in Maßnahmen zur ökologischen Durchgängigkeit finanzieren.

Der Wasserkraftverband sieht in der energetischen Nutzung vorhandener Querbauwerke zudem eine Möglichkeit, öffentliche Ausgaben für deren Erhalt zu reduzieren. Private Betreiber könnten die Sanierung von Wehren oder Staustufen mit Investitionen in die Stromerzeugung verbinden. Ob und in welchem Umfang daraus eine Entlastung der öffentlichen Haushalte entsteht, hängt allerdings vom jeweiligen Standort, den erforderlichen Sanierungsmaßnahmen und den wasserrechtlichen Vorgaben ab.

Zwei Forderungen an die Politik

Für die anstehende EEG-Novelle formuliert der Wasserkraftverband zwei Forderungen. Zum einen soll vor dem Rückbau bestehender Querbauwerke grundsätzlich geprüft werden, ob eine ökologische und energetische Weiternutzung möglich ist. Zum anderen verlangt er, die vorgesehene 25-kW-Grenze für neue Wasserkraftanlagen aus dem Gesetzentwurf zu streichen.

Zur Begründung verweist der Verband auch auf Paragraf 2 EEG. Danach liegen Errichtung und Betrieb von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit. Nach Auffassung des Verbands sollte dieser gesetzliche Stellenwert auch bei Entscheidungen über bestehende wasserbauliche Infrastruktur berücksichtigt werden.

Ob die geplante Fördergrenze tatsächlich dazu führt, dass Projekte an bestehenden Querbauwerken nicht umgesetzt werden, hängt neben der EEG-Vergütung von Investitionskosten, Stromerlösen, Genehmigungsanforderungen und den erforderlichen gewässerökologischen Maßnahmen ab. Der Verband sieht die Vergütung jedoch als einen wesentlichen Baustein für die Finanzierung kleiner Standorte. (hr)

Für Mehrparteienhäuser werden laut Ministerium Ladepunkte an Gebäuden mit mindestens zwei Wohneinheiten und maximal fünf Stellplätzen gefördert. Antragsberechtigt sind Vermieterinnen und Vermieter, Mieterinnen und Mieter sowie kleine Wohnungseigentümergemeinschaften.

Für die Logistikbranche stellt das Land 2026 erneut sieben Millionen Euro für Schnellladepunkte bereit. Kleine und mittlere Unternehmen können nach Angaben des Landes bis zu 30.000 Euro je Ladepunkt erhalten. Die Förderquote liegt bei 30 Prozent.

Daneben führt Nordrhein-Westfalen weitere Förderangebote fort. Dazu gehören Zuschüsse für Ladepunkte bei Arbeitgebern und für öffentliche Ladepunkte von jeweils bis zu 1.500 Euro je Ladepunkt.

Geld für leichte Nutzfahrzeuge

Ebenfalls weitergeführt werden Zuschüsse für Ladepunkte und die Beschaffung elektrischer Klein- und Kleinstwagen für ambulante soziale Dienste und Kommunen. Kommunen können für leichte Nutzfahrzeuge bis 3,5 Tonnen einen Zuschuss von maximal 8.000 Euro erhalten.

Gefördert werden zudem Umsetzungskonzepte für den Aufbau von Ladeinfrastruktur und die Beschaffung von Fahrzeugen.

Die Förderung ist Teil der Ende Juli vorgestellten Zukunftsoffensive Nordrhein-Westfalen. Wirtschafts- und Klimaschutzministerin Mona Neubaur begründet den Ausbau unter anderem mit den wirtschaftlichen Folgen der Klimakrise und dem Ziel, den Umstieg auf Elektromobilität zu erleichtern. „Wir schaffen neue Ladeinfrastruktur da, wo der Ausbau noch zusätzliche Impulse braucht – damit Mieterinnen und Mieter leichter umsteigen und Speditionen ihre Flotten auf E-Lkw umstellen können“, so die Ministerin. (mf)

Auf die Frage, welches Jahr er für die Klimaneutralität im Land für realistisch halte, sagte Lechner: „Wir haben auf europäischer Ebene das Zieljahr 2050, wir haben auf Bundesebene das Jahr 2045. In der Gegend sollte es liegen.“
Ministerpräsident Olaf Lies von der SPD hatte jüngst, zum Ärger seines grünen Koalitionspartners, seine Bereitschaft signalisiert, das Klimaziel auf Bundesebene aufzuweichen, wenn das mehr Jobsicherheit schaffe. „Wenn es gelingt, Arbeitsplätze in unserem Land zu sichern und die Wirtschaft zu stabilisieren, und ich dafür in Kauf nehmen muss, dass wir die Klimaneutralität nicht 2045, sondern erst 2048 erreichen, dann bin ich dazu bereit“, sagte der Regierungschef der Zeit.

Jobsicherheit kontra Klimaziele

Lechner kritisierte die Aussage von Lies als haltlos. „Ich halte das für eine typische Lies-Äußerung“, sagte der CDU-Chef. „In Niedersachsen haben wir das Klimaziel 2040, und jetzt will er das im Bund von 2045 auf 2048 verschieben. Vielleicht fängt er lieber mal in seinem eigenen Land an. Ich glaube nicht daran, dass er das am Ende tut.“

In der Tat dürfte eine Verschiebung des Klimaziels für Niedersachsen mit den Grünen kaum zu machen sein. Umweltminister Christian Meyer hatte Lies Vorstoß umgehend zurückgewiesen. „Wer jetzt zugunsten der Wirtschaft Klimaziele aufweicht, schadet am Ende auch dem Standort Niedersachsen und den Unternehmen, die sich auf die Verlässlichkeit bei den Klimazielen eingestellt haben“, sagte der Grüne der Hannoverschen Allgemeinen.

Oppositionsführer Lechner betonte, entscheidend sei am Ende ohnehin nicht das Ziel, sondern die tatsächliche Umsetzung. „Es hilft niemandem, wenn man immer Show macht“, sagte er. „Ein Klimaziel an sich ist noch kein Erfolg, sondern Klimaschutz entsteht durch Maßnahmen, die die Klimafolgen abmildern, die tatsächlich CO2 reduzieren.“

Das steht im Klimagesetz des Landes

Niedersachsens Klimagesetz sieht einen Stufenplan vor: Bis 2030 soll der Ausstoß klimaschädlicher Treibhausgase im Vergleich zu 1990 um 75 Prozent reduziert werden, bis 2035 um 90 Prozent und bis 2040 vollständig. 

Das Gesetz schreibt dafür auch Ausbauziele für die erneuerbaren Energien fest. So sollen bis 2033 mindestens 0,5 Prozent der Landesfläche für Strom aus Solarenergie genutzt werden. Außerdem soll die installierte Leistung von Windkraftanlagen an Land bis 2035 auf mindestens 30 Gigawatt gesteigert werden und die von Photovoltaikanlagen auf mindestens 65 Gigawatt. (dpa)

Die Unternehmen sehen durch die höhere Beteiligung die Trennung von Netzbetrieb und Energiehandel gefährdet. Sie fordern die Bundesnetzagentur auf, erneut zu prüfen, ob Amprion trotz der RWE-Mehrheit die gesetzlichen Vorgaben zur Unabhängigkeit von Übertragungsnetzbetreibern erfüllt. Dabei müsse sichergestellt werden, dass Amprion unabhängig handelt, Marktteilnehmer gleichbehandelt und sensible Informationen aus dem Netzbetrieb geschützt bleiben.

RWE hat den Erwerb der Anteile an Amprion inzwischen abgeschlossen und seine Beteiligung von 20 auf 55 Prozent erhöht (wir berichteten). Der Kaufpreis betrug insgesamt 3,6 Milliarden Euro. Das Bundeskartellamt hatte die Transaktion am 17. Juli ohne Auflagen freigegeben. Bis 2031 will RWE im Zusammenhang mit seiner Amprion-Beteiligung insgesamt 6,5 Milliarden Euro für den Netzausbau bereitstellen.

Für Oliver Hummel, Vorstandsvorsitzender von Naturstrom, ist die Anteilserhöhung kein gutes Zeichen: „Die Trennung von Netz und Energiehandel ist einer der Grundpfeiler der Strommarkt-Liberalisierung. Die Übernahme von Amprion durch RWE widerspricht diesem Unbundling-Prinzip entscheidend.“ Es sei unverständlich, warum dieser Deal ohne größere Prüfung durchgewunken wurde. Das Kartellamt habe Hummel zufolge mehrfach festgestellt, „dass RWE in der Stromerzeugung schon an der Schwelle zur Marktbeherrschung steht.“

Nach Ansicht der Ökostromanbieter könnte die Beteiligung RWE Wettbewerbsvorteile verschaffen. Sie verweisen darauf, dass Übertragungsnetzbetreiber beim Netzanschluss von Anlagen sowie bei der Präqualifikation für den Regelleistungsmarkt eine wichtige Rolle spielen. Da RWE selbst unter anderem Großbatteriespeicher betreibt, sehen die Unternehmen einen möglichen Interessenkonflikt. Für unabhängige Anbieter von Flexibilität könnten dadurch Marktzugangsbarrieren entstehen.

Auch mit Blick auf den Ausbau der erneuerbaren Energien fordern die Unternehmen eine unabhängige Rolle der Netzbetreiber. Nils Müller, Vorstand von Green Planet Energy, erklärt: „Die Bundesnetzagentur sollte deshalb in einem neuen Zertifizierungsverfahren gründlich prüfen, ob diese Unabhängigkeit weiterhin zweifelsfrei gewährleistet ist.“

Bürgerwerke, Elektrizitätswerke Schönau, Green Planet Energy und Naturstrom warnen vor einer weiteren Konzentration im Strommarkt. Sie argumentieren, dass die Stromnetze natürliche Monopole seien und deshalb unabhängig von Erzeugungs- und Handelsinteressen betrieben werden müssten. Eine stärkere Einflussnahme eines großen Stromerzeugers auf einen Übertragungsnetzbetreiber könne aus ihrer Sicht den Wettbewerb beeinträchtigen. (sag)

Thyssengas betreibt ein rund 4.400 Kilometer langes Fernleitungsnetz, das vor allem durch Nordrhein-Westfalen und zum Teil durch Niedersachsen führt. Das Unternehmen transportiert darüber jährlich rund 6 Milliarden Kubikmeter Erdgas und Biogas zu Stadtwerken, Industrieanlagen und Kraftwerken. Einen Teil dieser Infrastruktur will Thyssengas künftig für den Wasserstofftransport nutzen.

1.100 Kilometer für das Wasserstoff-Kernnetz

Nach Angaben der KfW Ipex-Bank werden mehr als 12 Prozent des deutschen Wasserstoff-Kernnetzes auf Thyssengas entfallen. Der Netzbetreiber selbst nennt auf seiner Internetseite 35 Umstellungs- und Neubauprojekte mit zusammen rund 1.100 Leitungskilometern. Thyssengas will dafür vorhandene Erdgasleitungen auf Wasserstoff umstellen und zusätzliche Leitungen bauen.

Das deutschlandweite Wasserstoff-Kernnetz soll bis zum Jahr 2032 insgesamt 9.040 Kilometer umfassen (wir berichteten). Rund 60 Prozent davon sollen aus umgestellten Gasleitungen bestehen, rund 40 Prozent aus Neubauten. Die Netzbetreiber wollen die Leitungen schrittweise in Betrieb nehmen. Für die zeitkritischsten Thyssengas-Projekte laufen seit der Genehmigung des Kernnetzes durch die Bundesnetzagentur im Oktober 2024 die notwendigen Planungs- und Genehmigungsverfahren.

Netz liegt an wichtigen Importwegen

Mit Blick auf die Versorgungssicherheit verweist die KfW Ipex-Bank auf die Lage und die bestehenden Verbindungen des Thyssengas-Netzes. Es verfügt über Übergabepunkte zu Belgien und den Niederlanden sowie über Anbindungen an Leitungen aus der norwegischen Nordsee. Hinzu kommen Verbindungen zu Speicheranlagen in Deutschland.

Als mögliche Lieferwege für Wasserstoff nennt die KfW Ipex-Bank insbesondere Pipelines aus den Niederlanden und Norwegen. Hinzu kommen Lieferungen auf dem Seeweg über Rotterdam sowie perspektivisch über norddeutsche Terminals für Flüssigerdgas (Liquefied Natural Gas, LNG) nach einer Umrüstung auf Wasserstoff. Für Thyssengas ist dabei vor allem Nordrhein-Westfalen relevant. Dort sind viele Industrieunternehmen mit hohem CO2-Ausstoß ansässig, die künftig teilweise Wasserstoff einsetzen sollen. (ds)

Als wesentlichen Faktor für die Wirtschaftlichkeit eines Wärmenetzes nennen die Studienautoren die Anzahl und die Nutzungsart sowie die räumliche Struktur der angeschlossenen Gebäude. Im Windecker Ortsteil Dattenfeld stünden vielen Einfamilienhäusern vergleichsweise wenige Mehrfamilienhäuser und größere Abnehmer gegenüber. Die weitläufige Bebauung führe dadurch zu hohen Kosten für die Netzinfrastruktur im Verhältnis zur erzeugten Wärmemenge.

Kleinere, gebäudebezogene Netze

Für ein Wärmenetz in Dattenfeld hätte es mehrere potenzielle Wärmequellen gegeben. Dazu gehören die Kläranlage, Biomasse und die Sieg. Als eine Variante wurde ein Niedertemperatur-Wärmenetz mit einer Vorlauftemperatur von 70 Grad Celsius betrachtet. Gegenstand der Überlegungen war eine Kombination aus Hackschnitzelkessel und Klarwasser-Wärmepumpe. Die Kläranlage könnte in diesem Konzept als Wärmequelle für die Wärmepumpe dienen. Weitere Überlegungen zielten ein kaltes Nahwärmenetz mit einem Eisspeicher als Wärmequelle. 

Kleinere, gebäudebezogene Netze im Sinne vom Zusammenschluss benachbarter Gebäude bleiben weiterhin denkbar für die Gemeinde.

Dass die Idee einer fläckendeckende Lösung in Dattenfeld vom Tisch ist, bedeutet freilich nicht, dass Wärmenetze im ländlichen Raum nicht auch sinnvoll sein können, wie die Rhenag betont. „Beispielsweise dann, wenn in dicht bebauten Ortskernen bauliche Einschränkungen dezentrale Lösungen erschweren.“ Jedoch brauche es „verlässliche Wärmequellen – am besten kombiniert aus mehreren Energieträgern – sowie einen ausgewogenen Mix aus kommunalen und gewerblichen Abnehmern, die einen hohen und konstanten Wärmebedarf bei langfristiger Bindung an den Standort aufweisen“, erläutert Norman Petersson, Leiter des Energiegeschäfts.

An der Studie waren neben der Rhenag die Rhein-Sieg Netz, die Windeck Energie GmbH, das Planungsbüro Heatbeat Engineering, die Bürgerinitiative Nahwärme-Windeck und die Gemeinde Windeck beteiligt. Die Untersuchung wurde mit Mitteln aus der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) unterstützt. (mf)

 
Im Juni 2026 betrug der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in Deutschland rund 70,7 Prozent. Der Anteil erneuerbarer Energien an der Last lag derweil bei rund 64,3 Prozent. Onshore-Windkraft hat in Deutschland den größten Anteil an der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien.

Die Forschenden wollen damit vor allem Dächer und Fassaden effizienter nutzen. Statt separate Anlagen nebeneinander zu installieren, soll eine multifunktionale Gebäudehülle gleichzeitig Strom, nutzbare Wärme und Kühlung bereitstellen. Das KIT sieht Einsatzmöglichkeiten überall dort, wo gleichzeitig Energie und Kühlung benötigt werden. Huang nennt als mögliches Beispiel Rechenzentren für KI, die viel Strom benötigen und zugleich hohe Kühllasten aufweisen.
 
Weltraumkälte ergänzt Solarenergie

Technisch kombiniert das System Photovoltaik mit passiver Strahlungskühlung, auf Englisch „Passive Daytime Radiative Cooling“ (PDRC). Eine lichtdurchlässige Siliziumdioxidplatte gibt Wärme als Infrarotstrahlung in Richtung Weltraum ab und kühlt sich dadurch. Zugleich lässt sie Sonnenlicht passieren. Eine flache Linse bündelt dieses Licht anschließend auf einen kleinen Solarkollektor, der daraus Strom und Wärme erzeugt. So kann dieselbe Fläche gleichzeitig zur Kühlung sowie zur Strom- und Wärmeerzeugung beitragen.

Im Freilandversuch kühlte der Prototyp nach Angaben des KIT auf bis zu 6,5 Grad Celsius unter die Umgebungstemperatur ab. Gleichzeitig erreichte er eine elektrische Leistungsdichte von 60,6 Watt pro Quadratmeter und Temperaturen von bis zu 110,8 Grad Celsius für die Wärmenutzung.

Die Herausforderung liegt laut den Forschern darin, zwei gegensätzliche Anforderungen miteinander zu verbinden: Während der Solarkollektor möglichst viel Sonnenenergie aufnehmen und sich dabei erwärmen soll, muss die darüberliegende Kühlschicht möglichst kalt bleiben. Die räumliche Trennung beider Bereiche macht dies möglich. Das Sonnenlicht passiert zunächst die Kühlschicht. Erst darunter bündelt die Linse das Licht auf den Solarkollektor. „Wir bringen ‚Feuer‘ und ‚Eis‘ zusammen“, beschreibt Huang das Prinzip.

Vom Kühlmaterial zum Hybridsystem

Das Projekt baut auf früheren Arbeiten der Arbeitsgruppe auf. Im Jahr 2024 stellte das Team nach Angaben des KIT ein transparentes Material vor, das Gebäude passiv kühlen und gleichzeitig Tageslicht durchlassen kann. Darauf aufbauend ergänzten die Forschenden die Strahlungskühlung nun um die Nutzung der Solarenergie. 

Als Nächstes will die Arbeitsgruppe unter anderem die Führung des Sonnenlichts, das Wärmemanagement und die Solarzellen optimieren. Die Studie entstand in Kooperation mit Professor Shanhui Fan von der Stanford University in den Vereinigten Staaten, einem Experten für passive Strahlungskühlung.

Die Studie „Co-harvesting universe coldness and solar energy for tri-generation of cooling, electricity and heating“ ist über die Internetseite der Fachzeitschrift Cell Reports Physical Science abrufbar.“ (ds)

Die Untersuchung erschien am 14. August in „Nature Climate Change“. Sie entstand unter Leitung der Gemeinsamen Forschungsstelle der Europäischen Kommission mit Beteiligung des Potsdam-Instituts für Klimafolgenforschung (PIK). 

Der Großteil der verbleibenden städtischen Emissionen entfällt demnach auf Energie und Verkehr – im Median 50 beziehungsweise 31 Prozent –, obwohl Emissionen in beiden Sektoren als vergleichsweise gut vermeidbar gelten. Dies weckt laut den Autorinnen und Autoren Zweifel an der Wirksamkeit der Strategien. Sie weisen darauf hin, dass Städte vor allem auf schnelle und günstige Lösungen setzen könnten, statt ihre Energie- und Verkehrssysteme grundlegend zu verändern.

„Die untersuchten Städte haben sich sehr ehrgeizige Klimaziele gesetzt. Das ist begrüßenswert und sollte anderen als Vorbild dienen. Doch oft bleibt unklar, wo genau Restemissionen entstehen werden. Möglicherweise wurde auch nicht ausreichend geprüft, wie sich diese Emissionen von Anfang an vermeiden ließen“, sagt PIK-Forscherin und Mitautorin der Studie Quirina Rodriguez Mendez.

Entnahmekapazitäten decken nur einen Teil des Bedarfs

Nach den derzeit in den Plänen ausgewiesenen Kapazitäten könnten die Städte lediglich 18 Prozent ihrer gesamten Restemissionen durch konkret hinterlegte CO2-Entnahmen ausgleichen. Damit besteht eine Lücke zwischen den für Klimaneutralität angesetzten Entnahmemengen und den bislang absehbaren Kapazitäten. Hinzu kommt, dass die Pläne häufig weder den Zeitpunkt noch den Umfang der künftig verfügbaren Entnahmeverfahren festlegen.

Rodriguez Mendez fordert deshalb eine nachvollziehbare Bilanzierung. Entscheidend sei, dass die vorgesehenen CO2-Entnahmen tatsächlich stattfinden und transparent erfasst werden. Rechnerische Annahmen allein könnten die Restemissionen nicht kompensieren.

Bei den vorgesehenen Technologien dominieren Vegetation und andere landbasierte Methoden. Hier sehen die Forschenden mehrere Zielkonflikte. Zum einen bleibt offen, wie dauerhaft das auf diese Weise gebundene CO2 gespeichert werden kann. Zum anderen konkurrieren entsprechende Flächen im städtischen Raum mit anderen Nutzungen, darunter Wohnungsbau, Gesundheitsversorgung und Energieinfrastruktur. Die untersuchten Klimapläne quantifizieren zudem nur unzureichend, welche Flächen tatsächlich für CO2-Entnahmen zur Verfügung stehen. 

Dauerhafte technische oder geochemische Verfahren spielen bislang eine kleinere Rolle. Nur 32 Prozent der untersuchten Pläne nennen entsprechende Optionen. Bioenergie mit CO2-Abscheidung und -Speicherung kommt in 27 Prozent der Pläne vor. Pflanzenkohle nennen 13 Prozent, die direkte CO2-Entnahme aus der Umgebungsluft mit anschließender Speicherung 7 Prozent.

CO2-Zertifikate bleiben Teil der Strategien

Auch CO2-Zertifikate finden sich in den kommunalen Strategien. 40 Prozent der untersuchten Städte berücksichtigen sie in ihren Plänen. Häufig legen die Dokumente jedoch nicht fest, in welchem Umfang und nach welchen Kriterien die Kommunen Zertifikate einsetzen wollen. Nach Angaben der Forschenden betrachten viele Städte solche Instrumente als letzte Option und äußern zugleich Vorbehalte gegenüber ihrer Nutzung.

Für die langfristige Klimaneutralität schlagen die Forschenden unter anderem vor, zunächst eingesetzte, weniger dauerhafte CO2-Entnahmen schrittweise durch Verfahren mit langfristiger Speicherung zu ergänzen. Damit verschiebt sich ein Teil der Aufgabe von der kommunalen auf die nationale und europäische Ebene.

Dauerhafte CO2-Entnahmen benötigen nach Einschätzung der Autoren regulatorische Vorgaben, Infrastruktur und Förderinstrumente. Städte könnten diese Voraussetzungen nur begrenzt selbst schaffen. Insbesondere bei Verfahren mit CO2-Transport und geologischer Speicherung hängt die Umsetzung von überregionalen Wertschöpfungs- und Infrastrukturen ab.

Die neue Untersuchung zeigt jedoch, dass die Definition und Behandlung von Restemissionen zu einem zentralen Punkt dieser Strategien wird. Je höher die für 2030 angesetzten Restemissionen ausfallen, desto stärker hängt das Erreichen der kommunalen Klimaziele von CO2-Entnahmen ab. (hr)

Neptune plant, das Thermalwasser über Bohrungen zu fördern und das enthaltene Lithium mithilfe der DLE-Technologie (Direct Lithium Extraction) zu gewinnen. Für die erste Testphase sei Evonik Catalysts als Lieferant des Adsorbermaterials ausgewählt worden, heißt es weiter. Das Material habe sich in Vorversuchen als stabil und leistungsfähig erwiesen.

Bei der Adsorption werden Lithium-Ionen aus dem Thermalwasser an das Adsorbermaterial gebunden. Anschließend werden die Ionen wieder vom Material gelöst. Dabei entsteht eine lithiumhaltige Lösung, aus der nach weiteren Prozessschritten Lithiumkarbonat oder Lithiumhydroxid-Monohydrat hergestellt werden kann.

1.000 Liter pro Tag

Die gemeinsam mit dem Fraunhofer IEG entwickelte Pilotanlage kann laut Neptune bis zu 1.000 Liter Thermalwasser pro Tag verarbeiten. Drei parallel betriebene Adsorbersäulen sollen eine nahezu zeitgleiche Adsorption und Desorption der Lithium-Ionen ermöglichen. Die Lithiumextraktion erfolgt unter Ausschluss von Sauerstoff.

Das Lithium befindet sich im Projektgebiet in Tiefen von 3.000 bis 4.000 Metern in Thermalwasser, das im Porenraum des Gesteins gespeichert ist. Neptune schwebt der schrittweise Beginn einer kommerziellen Lithiumproduktion ab 2030 vor. In den 2030er Jahren sollen jährlich bis zu 25.000 Tonnen LCE produziert werden. Nach Angaben des Unternehmens entspricht diese Menge dem Lithiumbedarf für Batterien von rund 500.000 Elektrofahrzeugen.

„Durch die mit dem Fraunhofer IEG entwickelte DLE-Pilotanlage gewinnen wir wichtige Erkenntnisse für die Auswahl des optimalen Adsorbermaterials für das Thermalwasser der Altmark. Damit rücken wir einen weiteren Schritt näher an eine industrielle Lithiumproduktion aus der Altmark“, zeigt sich Axel Wenke von Neptune Energy überzeugt. (mf)

„Shell kann bestätigen, dass der Verkauf der Sonnen Group an Tiven, einen internationalen Vermögensverwalter und Family Office, abgeschlossen wurde.“ Der Verkauf unterstütze die laufenden Bemühungen des Konzerns, sein Portfolio zu optimieren. 

Bereits zuvor hatte das Handelsblatt über die Transaktion berichtet. Dem Bericht zufolge handelt es sich bei Tiven um das Family Office von Gert Purkert, Mitgründer und Partner der Investmentgesellschaft Aurelius. Nach Informationen der Zeitung soll Sonnen unter dem neuen Eigentümer saniert und anschließend für einen Weiterverkauf aufgestellt werden.

Zu den finanziellen Konditionen äußerte sich Shell gegenüber der Redaktion nicht. „Die finanziellen Konditionen dazu legen wir nicht offen“, erklärte die Sprecherin. Das Handelsblatt berichtet unter Berufung auf Insider, der Kaufpreis könnte im niedrigen dreistelligen Millionenbereich liegen. 

Sollten die Angaben zutreffen, hätte Shell mit seinem Engagement bei Sonnen erhebliche Verluste hinnehmen müssen. Der Konzern hatte den Speicherhersteller 2019 nach Angaben des Handelsblatts für knapp 500 Millionen Euro übernommen. Bis 2024 habe Shell zusätzlich mehr als 500 Millionen Euro in das Unternehmen investiert, das Engagement von Shell dürfte insgesamt ein Verlustgeschäft in Milliardenhöhe gewesen sein.

​„Shell überprüft regelmäßig sein Portfolio“

Auf die Frage von E&M nach den konkreten Gründen für die Trennung von Sonnen verwies Shell auf seine regelmäßige Überprüfung der Beteiligungen und Geschäftsaktivitäten. „Shell überprüft regelmäßig sein Portfolio sowie strategische Geschäftsmöglichkeiten. Der Verkauf ist Teil unserer laufenden Bemühungen zur Optimierung des Portfolios“, so die Sprecherin.

Die wirtschaftliche Entwicklung von Sonnen hatte sich zuletzt deutlich verschlechtert. Nach Angaben des Handelsblatts sank der Umsatz von 263,5 Millionen Euro im Jahr 2023 auf 78,4 Millionen Euro im darauffolgenden ausgewiesenen Geschäftsjahr. Gleichzeitig hätten sich die Verluste in diesem Jahr auf mehr als 106 Millionen Euro summiert. Aktuellere Zahlen seien seit der Übernahme durch Shell nicht verfügbar. Das Handelsblatt schreibt zudem, dass Sonnen – abgesehen von einem durch Sondereffekte geprägten Jahr – auch zuvor keine schwarzen Zahlen geschrieben habe.

Sonnen gehörte in Deutschland zu den frühen Anbietern von Batteriespeichern für Privathaushalte. Das Unternehmen aus Wildpoldsried im Allgäu setzte neben dem Verkauf von Heimspeichern auf deren digitale Vernetzung und Steuerung. Batteriespeicher sollten dabei zu größeren Einheiten gebündelt und für energiewirtschaftliche Anwendungen eingesetzt werden. Parallel dazu expandierte das Unternehmen international.

Für den neuen Eigentümer fällt die Übernahme in eine Phase starken Wettbewerbs auf dem Markt für Heimspeicher. Zwar wächst der Gesamtmarkt, deutsche Hersteller stehen nach Angaben des Handelsblatts jedoch unter erheblichem wirtschaftlichem Druck. Neben Sonnen verzeichneten auch Anbieter wie Senec und E3DC Verluste, Umsatzrückgänge oder einen Abbau von Stellen. Zugleich haben chinesische Hersteller ihre Position im deutschen Markt ausgebaut.

Die Schwierigkeiten betreffen damit nicht allein Sonnen. Der Energiekonzern EnBW hatte erst vor wenigen Wochen angekündigt, bei seiner Speichertochter Senec keine neuen Geräte mehr auf dem Markt anzubieten. Ein zuvor angestrebter Verkauf des Unternehmens war gescheitert (wir berichteten). (sag)

Mittelspannungsfähige SST gelten als effiziente Alternative zu herkömmlichen mehrstufigen AC/DC-Umwandlungsarchitekturen. Sie wandeln die Spannung direkt um und haben einen höheren Wirkungsgrad. Auch reagieren SST innerhalb von Millisekunden auf Laständerungen und können extreme Leistungsschwankungen ausgleichen.

Die Technologie ist nicht neu. Mehrere Anbieter arbeiten bereits an SST-Lösungen für die 800-VDC-Architektur von Rechenzentren. Der US-Hersteller Eaton etwa beschreibt einen Mittelspannungs-SST, der Mittelspannungs-Wechselstrom direkt in Gleich- oder Niederspannungs-Wechselstrom umwandelt und 800-VDC-Systeme unterstützt. Der SST ist laut Datenblatt des Herstellers für die 15-kV-Spannungsklasse konzipiert, hat 2 MW Leistung und einen Wirkungsgrad von über 97 Prozent.

Auch der chinesische Wechselrichterhersteller Sungrow hat 2026 eine auf KI-Rechenzentren ausgerichtete SST-Lösung vorgestellt. Im Juli meldete das Unternehmen die Einführung eines SST, der Mittelspannungs-Wechselstrom direkt auf 800 V Gleichspannung für KI-Anwendungen umwandelt. Die Leistung wird auf 3 MW beziffert, der Wirkungsgrad auf bis zu 98,5 Prozent.

Siemens macht in der seiner Mitteilung keine Angaben zu Leistung und Wirkungsgrad, auch nicht zum Zeitplan für die Markteinführung. Das Unternehmen bringt nach eigener Aussage Kompetenzen in Leistungselektronik, Energieversorgung, Netzschutz, Automatisierung und Digitalisierung in die Entwicklungspartnerschaft ein. Reinhausen soll unter anderem Erfahrung in Spannungsregelung, Stromqualität, Netzstabilität und Mittelspannungsleistungselektronik beisteuern. (mf)

Einen wesentlichen Mehrwert bieten dezentrale Datenraumarchitekturen, in denen Daten standardisiert, integritätsgesichert und verifizierbar ausgetauscht werden. Ein Ziel des Projekts „DataFleX“ besteht darin, Daten nicht zentral zu bündeln, sondern föderiert verfügbar und kontrolliert nutzbar zu machen. Grundlage hierfür ist die Verknüpfung eines Datenraumes (hier energy data-X) mit digitalen Identitäten und Wallet-Infrastrukturen, um Interoperabilität, Automatisierung und Vertrauen sicherzustellen. 

Gleichzeitig wird die DSGVO-Konformität unterstützt, da Daten beim jeweiligen Akteur verbleiben und nur selektiv geteilt werden. Digitale Identitätszertifikate (Credentials) sind Enabler, da sie Daten automatisiert überprüfbar machen und eine vertrauenswürdige sowie dezentrale Speicherung und Verarbeitung ermöglichen. Dadurch werden Fehler reduziert, Datensilos und Inkonsistenzen minimiert sowie Kosten gesenkt, da manuelle Abstimmungen entfallen und Medienbrüche vermieden werden können.
 
Zentral ist dabei eine sektorenübergreifende Identitätsverwaltung auf Basis von eIDAS 2.0. Digitale Identitäten schaffen Vertrauen und ermöglichen die eindeutige Verknüpfung von Attributen mit Identitäten. Dabei können nicht nur Personen, sondern auch Anlagen wie Elektrofahrzeuge, Ladepunkte und Batterien eigene Identitäten erhalten, wodurch die Anlagen selbst, aber auch Informationen zu den technischen Eigenschaften direkt nutzbar werden.

Ein konkreter Anwendungsfall ist das DataFleX-Teilprojekt „Wallet-Laden“, das einen Ladevorgang Credential-basiert startet und die (Anlagen-) Daten an den Datenraum kommuniziert. Im Demonstrator wird eine European-Business-Wallet-Infrastruktur genutzt bzw. erprobt, um verifizierbare Nachweise zu erstellen, zu verwalten und auszutauschen. Damit wird gezeigt, wie sich (Anlagen-) Daten sicher an den Netzbetreiber bzw. Akteure der Energiewirtschaft übermitteln lassen, ohne dabei Datensicherheit oder Verifizierbarkeit zu verlieren. 

Im Demonstrator wird ein Ladevorgang vollständig attributbasiert gesteuert: Die Mitarbeitenden authentifizieren sich per App und weisen sich mittels digitaler Credentials aus, die im Business Wallet verwaltet und geprüft werden. Am Ladepunkt wird eine Credential-Präsentation angefordert, die nach dem Scan des QR-Codes übertragen und validiert wird. Zusätzlich wird der Batteriepass angefragt, um die Stammdaten der Batterie direkt über den Ladepunkt an den Netzbetreiber weiterzugeben. Anschließend startet der Ladevorgang automatisch und erlaubt beispielsweise der Netzführung die Anlagen auf ihre Geolocation zu prüfen.
In diesem Use Case wird zusätzlich über Attribute im Credential differenziert: Mitarbeitende mit entsprechender Berechtigung laden mit 11 kW, andere Nutzer sind auf 4,2 kW begrenzt. Zusätzliche manuelle Prozesse oder zentrale Freigaben entfallen.

Die Ergebnisse zeigen: Dezentrale Datenhaltung und attributbasierter Datenaustausch funktionieren praxisnah, skalierbar und lassen sich einfach in bestehende Systeme integrieren. Rollen, Berechtigungen und technische Eigenschaften lassen sich automatisiert und vertrauenswürdig abbilden. Im Kontext von DataFleX wird deutlich, welches Potenzial sich daraus ergibt:

• skalierbare Integration von Millionen verteilter Flexibilitäten, 
• interoperable Datenräume statt isolierter Systeme sowie 
• eine deutliche Reduktion operativer Komplexität.

Damit entsteht ein zentraler Baustein für die Digitalisierung der Energiewirtschaft. Dezentrale Datenräume und Wallet-basierte Identitäten entwickeln sich zum Enabler für die effiziente Systemintegration dezentraler Flexibilität.

Diese Arbeit wurde mit 51nodes, Spherity und Fraunhofer IAO im Rahmen von DataFleX (Förderkennzeichen 13MX011B) durchgeführt. DataFleX ist ein aktuell laufendes, vom BMWE mit Mitteln der EU gefördertes Forschungsprojekt zur digitalen Vernetzung sektorübergreifender Datenökosysteme und zur großskaligen Pilotierung des Redispatch 3.0.
 
*Dr. Rainer Enzenhöfer, Lead Spezialist Disruptive Entwicklungen Netzwirtschaft, TransnetBW

Für den Rückgang gegenüber dem Vormonat waren vor allem niedrigere Erdölpreise verantwortlich. Die Erzeugerpreise für in Deutschland gefördertes Erdöl sanken um 8,0 Prozent, importiertes Erdöl verbilligte sich um 12,6 Prozent. Die Einfuhrpreise für Steinkohle stiegen dagegen um 1,3 Prozent, in Deutschland gewonnene Braunkohle verteuerte sich um 6,3 Prozent.

Gegenüber dem Vorjahresmonat lagen insbesondere die Ölpreise weiterhin deutlich höher. Für importiertes Erdöl wurden 32,1 Prozent mehr verlangt, der Preis für in Deutschland gewonnenes Erdöl lag 51,6 Prozent höher.

Der Teilindex für Sekundärenergie sank im Juni um 4,2 Prozent auf 125,6 Punkte. Das Vorjahresniveau wurde noch um 5,1 Prozent überschritten.

Für den Rückgang gegenüber Mai waren vor allem auf Erdöl basierende Sekundärenergieträger verantwortlich. Die Erzeugerpreise für Flüssiggas gingen um 15,3 Prozent zurück, Leichtes Heizöl verbilligte sich um 13,8 Prozent und Diesel um 9,2 Prozent. Im Vergleich zum Vorjahresmonat lagen die Preise für Flüssiggas um 30,2 Prozent, für Leichtes Heizöl um 23,6 Prozent und für Diesel um 13,9 Prozent höher.

Der Strompreisindex, der im Teilindex für Sekundärenergie enthalten ist, lag im Juni 2026 bei 108,5 Punkten. Entgegen dem allgemeinen Trend stieg der Index gegenüber dem Vormonat um 1,2 Prozent. Gegenüber Juni 2025 lagen die Strompreise dagegen um 2,1 Prozent niedriger.
 
Um die Unternehmen in Bayern zu entlasten, fordert die VBW eine deutliche Senkung der Energiekosten. „Dazu gehören eine dauerhafte Absenkung der Stromsteuer für die gesamte Wirtschaft sowie das Aussetzen des nationalen CO2-Preises. Die hohen Energiepreise sind ein massiver Standortnachteil. Wir müssen von der Deindustrialisierung zur Reindustrialisierung übergehen“, sagt VBW-Hauptgeschäftsführer Bertram Brossardt.

Die USA würden ihren genauen Plan in der kommenden Woche präsentieren. Die Drohung der USA dürfte die Märkte damit auch in der neuen Woche beunruhigen, zumal nicht klar ist, welche Schritte die US-Regierung tatsächlich unternehmen will. Sie ist zudem ein Zeichen, dass die Kriegsparteien womöglich weiter denn je von einer Einigung auf die Öffnung der Straße von Hormus entfernt sind.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. Der Montag wurde im Base mit 160,00 Euro gehandelt. Im Börsenhandel wurde der gleiche Preis ermittelt. Der Freitag selbst hatte im außerbörslichen Handel am Donnerstag noch 140,50 Euro in der Grundlast gekostet.

Ausschlaggebend für die Preissteigerung von Freitag auf Montag ist eine geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung. Die neue Arbeitswoche dürfte den Meteorologen von Eurowind zufolge mit einer Einspeiseleistung der Erneuerbaren von etwa 16,3 Gigawatt starten. Für den Berichtstag hatten die Meteorologen von Eurowind 27,7 Gigawatt prognostiziert.

Weiterhin wird auch der deutsche Strommarkt von der hohen hitzebedingten Minderleistung der französischen Kernkraftwerke beeinflusst. Diese soll sich am Samstag auf 10,7 Gigawatt belaufen. Mit dem Abflauen der Hitzewelle ab diesem Samstag sollte sich auch die französische Stromproduktion wieder erholen. In der neuen Woche dürften die Temperaturen rasch auf normale Werte fallen, zudem ist mit weniger Sonneneinstrahlung zu rechnen. Uneins sind sich die Wetterdienste jedoch über die Windentwicklung in der neuen Woche. Während das US-Modell von einem zunächst kräftigen Windaufkommen ausgeht, soll es gemäß dem europäischen Pendant bei schwachem Wind bleiben.

Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 bis zum Freitagnachmittag um 1,22 auf 106,38 Euro je Megawattstunde hinzu.

CO2: Gut behauptet hat sich der CO2-Markt am Freitag gezeigt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.27 Uhr 0,13 auf 82,87 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 5,9 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 83,23 Euro, das Tief bei 82,15 Euro.

Händler sprachen von einem impulsarmen, sommerlich ausgedünnten Handel. Die Analysten von Redshaw Advisors gehen davon aus, dass erst mit der Rückkehr von Marktteilnehmern und Politikern aus der Sommerpause der Markt aus seiner derzeitigen Handelsspanne herausfinden wird.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Freitag etwas zugelegt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13,30 Uhr 0,261 auf 61,016 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 0,500 auf 61,700 Euro je Megawattstunde nach oben.

Die Risiken am Gasmarkt bleiben trotz des Endes der Hitzewelle im Wesentlichen aufwärts gerichtet. Seit dem Preisrückgang im Juni, der durch das Rahmenabkommen zwischen den USA und dem Iran ausgelöst wurde, haben sich Öl und Gas voneinander entkoppelt. Am Ölmarkt werden beträchtliche Mengen über Pipelines und die Straße von Bab al-Mandab umgeleitet, am Gasmarkt hingegen fällt Katar als einer der größten LNG-Exporteure weltweit komplett aus.

US-LNG-Exporte mit Destination Europa werden zudem seit mehreren Monaten vermehrt nach Asien umgeleitet. Das zeigt sich an den historisch niedrigen europäischen Gasspeicherständen. Diese liegen gut 17 Prozentpunkte unterhalb des Fünfjahresdurchschnitts und dürften bis zum Beginn der Heizperiode laut den Analysten der Commerzbank unter den aktuellen Umständen gerade einmal 70 Prozent erreichen. (cdg)