Der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) begrüßt in seiner Stellungnahme zentrale Elemente des Entwurfs. Gleichzeitig sieht der Verband Änderungsbedarf beim Ausschreibungsdesign. Auch der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) fordert, die Offshore-Ausschreibungen stärker auf Wettbewerb und Akteursvielfalt auszurichten sowie eine kosteneffiziente Integration der Windparks in den Blick zu nehmen. 

Laut VKU sollten Ausschreibungsflächen kleiner zugeschnitten und auf höchstens 1.000 MW Netzanschlusskapazität begrenzt werden. Zudem sollte ein Bieter pro Jahr nur eine Fläche erhalten, um die Umsetzungswahrscheinlichkeit zu erhöhen.

CfD sollen Investitionen absichern

Der BWO bewertet die geplante Einführung zweiseitiger Differenzverträge als Schritt zu mehr Planungssicherheit für Investoren. Nach dem Entwurf sollen CfD allerdings erst greifen, wenn sich kein Unternehmen bereit erklärt, ein Offshore-Windprojekt ohne Absicherung durchzuführen. Der Verband kritisiert dieses zweistufige Ausschreibungsmodell.

BWO-Geschäftsführer Thimm fordert, die Absicherung müsse von Beginn an verlässlich zur Verfügung stehen und dürfe nicht zur Rückfalloption werden. Offshore-Windparks seien Investitionsprojekte mit langen Realisierungszeiten und hohen Kapitalanforderungen. Das Ausschreibungsdesign müsse deshalb die Risiken für Investoren begrenzen.

Positiv bewertet der Verband den vorgesehenen Ausschreibungspfad. Der Entwurf sieht jährliche Ausschreibungen zwischen 2.000 und 4.800 MW vor. Zudem soll die Möglichkeit für grenzüberschreitende Kooperationsprojekte geschaffen werden. Nach Einschätzung des BWO schafft der langfristige Ausbaupfad Planungssicherheit für Hersteller, Häfen, Schiffe und Zulieferer.

Aquaventus fordert offene Anschlüsse

Aquaventus, ein Verein, der den Aufbau einer Offshore-Wasserstoffwirtschaft vorantreibt, konzentriert sich vor allem auf die geplanten Regelungen für kombinierte Anschlusskonzepte. Der Entwurf sieht nach Angaben des Vereins erstmals die Möglichkeit vor, Offshore-Flächen flexibel für die Erzeugung von Strom und Wasserstoff zu nutzen. Zudem soll das bisherige Anschlussverbot für sonstige Energiegewinnungsbereiche entfallen und die Nutzung von Elektrolyseuren ausdrücklich im Gesetz berücksichtigt werden.

Robert Seehawer, Geschäftsführer von Aquaventus, begrüßt diese Änderungen. Angesichts steigender Kosten für den Netzausbau könnten kombinierte Anschlüsse aus Sicht des Vereins wirtschaftliche Vorteile bieten. Aquaventus verweist dabei auf Berechnungen zum Netzentwicklungsplan 2037/2045. Danach könnten nach Einschätzung des Vereins 56 bis 59 Milliarden Euro an Investitionen in Offshore-Netzanbindungssysteme vermieden werden, wenn Energie teilweise in Form von Wasserstoff über Pipelines statt über zusätzliche Stromtrassen an Land transportiert werde.

Allerdings kritisiert Aquaventus, dass der Referentenentwurf kombinierte Anschlusskonzepte zunächst nur auf einzelnen Flächen zulassen soll. Der Verein fordert, die Möglichkeit grundsätzlich für sonstige Energiegewinnungsbereiche zu öffnen. Eine gesetzliche Öffnung bedeute dabei keine Verpflichtung zur Nutzung.

Anrechnung auf Ausbauziel gefordert

Für das parlamentarische Verfahren schlägt Aquaventus vor, Windenergiekapazitäten innerhalb sonstiger Energiegewinnungsbereiche auf das Ausbauziel von 70.000 MW anzurechnen. Als Beispiel nennt der Verein die Fläche SEN-1. Dort könne die Kapazität nach seinen Angaben über eine 66-kV-Anbindung die bestehende Konverterplattform NOR-10-1 mitnutzen.

Ein zusätzliches eigenes Netzanbindungssystem wäre damit nach Darstellung von Aquaventus nicht erforderlich. Die Gesetzesbegründung beziffere die Kosten für ein solches System auf rund fünf bis zehn Milliarden Euro. Sektorenübergreifende Flächen könnten damit Teil des regulären Ausbaupfads werden, statt einen zusätzlichen Ausbaupfad neben dem Ziel zu bilden. Aquaventus fordert außerdem eine parallele Abstimmung von Gesetzgebung und Flächenplanung. (sh)

„Die Bundesregierung setzt zum einen wieder verstärkt auf fossile Energieträger und Kraftwerke, ohne die dadurch anfallenden Kosten zu beziffern, während zum anderen insbesondere Kosten des Redispatch betrachtet werden, also Vergütung von aufgrund von Netzengpässen abgeregelten Strom. Die EWI-Ergebnisse zeigen aber: Wer nur einzelne Kostenpositionen betrachtet, läuft Gefahr, das Gesamtsystem teurer zu machen“, sagt Hans-Josef Vogel, Vorstandsvorsitzender des LEE NRW. 

Das EWI vergleicht drei Entwicklungspfade für ein klimaneutrales Stromsystem bis ins Jahr 2045. Im kostenoptimalen Szenario bauen die Marktakteure demnach vor allem Windenergie an Land und Freiflächen-Photovoltaik stärker aus. Zugleich stimmen sie Erzeugungsanlagen und Netzinfrastruktur stärker aufeinander ab und nutzen dezentrale Flexibilitäten intensiver. Ein Pfad mit einem geringeren Ausbau der Erneuerbaren führt nach den Modellrechnungen dagegen zu höheren Systemkosten und einem höheren Bedarf an Strom- und Wasserstoffimporten.
 
12 Milliarden Euro Kostendifferenz

Nach Angaben des LEE NRW beträgt die Differenz zwischen dem kostenoptimalen Szenario und einem Entwicklungspfad mit weniger Erneuerbaren bis 2045 rund 70 Milliarden Euro. Ab 2045 würde sich der Abstand den Berechnungen zufolge sogar um etwa zwölf Milliarden Euro pro Jahr vergrößern. 

Der LEE NRW stellt die Ergebnisse in Zusammenhang mit dem vom Bundeskabinett beschlossenen Netzpaket. Der Verband kritisiert, dass die Bundesregierung einzelne Kostenpositionen wie den Redispatch zu stark gewichte. Ein geringerer Ausbau von Wind- und Solaranlagen kann laut EWI zwar die Abregelung von Erzeugungsanlagen und damit verbundene Kosten reduzieren. Mittel- und langfristig steigen in diesem Szenario nach den Modellrechnungen jedoch die Kosten des gesamten Stromsystems.

Damit rückt die Studie einen Zielkonflikt in den Mittelpunkt der Debatte um Netzausbau und Erneuerbare: Maßnahmen, die einzelne Kostenbestandteile reduzieren, müssen nicht zwangsläufig die volkswirtschaftlichen Kosten des Gesamtsystems senken. Für die Kostenentwicklung kommt es nach der Modellierung auf das Zusammenspiel von Erzeugung, Netzen, Speichern und Flexibilitäten an.

„Mehr Erdgas und perspektivisch importierter Wasserstoff sind keine Strategie zur dauerhaften Kostensenkung“, so Vogel weiter. „Ein solches System verlagert Kosten von Investitionen hin zu Brennstoffen und Importen. Damit steigen zugleich die Abhängigkeit Deutschlands von internationalen Märkten und die langfristigen Kosten für Wirtschaft und Verbraucher.“

LEE NRW fordert stärkere Verantwortung der Netzbetreiber

Kritik übt der Verband auch an der Verteilung der Risiken zwischen Anlagen- und Netzbetreibern. Nach Auffassung des LEE NRW legt das Netzpaket zusätzliche Pflichten und wirtschaftliche Risiken vor allem den Betreibern von Wind- und Solaranlagen auf. Als Beispiel nennt der Verband den vorgesehenen Redispatchvorbehalt. Die Wirtschaftlichkeit neuer Projekte hänge dadurch stärker von der Entwicklung des Netzes ab, obwohl Projektierer den Zeitpunkt des Netzausbaus nicht steuern könnten.

Zugleich fordert er zusätzliche Anreize für einen schnelleren Netzausbau, eine höhere Auslastung bestehender Netze und mehr Transparenz über den Fortschritt der Netzentwicklung. Netzbetreiber und Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen müssten die Verantwortung für ein kosteneffizientes Stromsystem gemeinsam tragen.

Einen Hebel zur Senkung der Systemkosten sieht das EWI-Gutachten in einer systemdienlicheren Ausgestaltung von Wind- und Photovoltaikanlagen. Die im Netzpaket vorgesehene Wirkleistungsbegrenzung greife diesen Ansatz auf. Der LEE NRW fordert jedoch, die Regelungen mit der weiteren Ausgestaltung des EEG abzustimmen und eine Kumulation finanzieller Belastungen für Anlagenbetreiber zu vermeiden.

Der LEE NRW fordert deshalb Änderungen am Netzpaket im parlamentarischen Verfahren. Der Verband verlangt unter anderem eine stärkere systemdienliche Auslegung neuer Wind- und Photovoltaikanlagen. Grundlage der Entscheidungen sollten nicht einzelne Kostenpositionen oder Abregelungsmengen sein, sondern die Kosten des Stromsystems über den gesamten Transformationspfad bis 2045. (hr)

Die KEA-BW mit Sitz in Karlsruhe (Baden-Württemberg) berät unter anderem Kommunen und Unternehmen zu Energieeffizienz, erneuerbaren Energien und Klimaschutz. Mit den neuen Vorlagen will sie vor allem wiederkehrende rechtliche Fragen bei Wärmenetzprojekten abdecken und den Abstimmungsaufwand zwischen Kommunen, Energieversorgern und Kunden verringern.

Kommunale Flächen vertraglich regeln

Der Muster-Gestattungsvertrag richtet sich an Kommunen, die einem Wärmenetzbetreiber die Nutzung öffentlicher Flächen erlauben. Darin können die Vertragspartner unter anderem festlegen, welche Flächen der Betreiber für Leitungen nutzen darf, wie er einen Zugang zu den Leitungen erhält und welche Gestattungsentgelte anfallen. Kommunen können das Muster laut KEA-BW an die Bedingungen des jeweiligen Projekts anpassen. Ein ergänzender Erläuterungskatalog behandelt rechtliche und technische Fragen.

Für die spätere Belieferung stellt die Landesenergieagentur zwei weitere Vertragsmuster bereit. Eines richtet sich an Gewerbekunden, das andere an Privat- beziehungsweise Tarifkunden. Die Verträge behandeln unter anderem Anschlussbedingungen, Wärmelieferung, Preise, Laufzeiten, Anschlussleistung, Abrechnung und Kündigung.

Damit decken die Vorlagen zwei unterschiedliche Vertragsbeziehungen eines Wärmenetzprojekts ab: die Nutzung kommunaler Flächen durch den Betreiber und die Wärmeversorgung der angeschlossenen Kunden.

Auf der Internetseite der KEA-BW können Interessierte die Vertragsmuster und die zugehörigen Erläuterungen anfordern. (ds)

Der bisherige Höchstwert stammte laut AGEE-Stat aus dem Februar 2022. Damals hatte eine ungewöhnliche Häufung von Sturmereignissen die Windstromerzeugung deutlich erhöht. Im Juli 2026 begünstigte dagegen vor allem das Wetter die Stromproduktion aus erneuerbaren Quellen. Der Monat war mit mehr als 270 Sonnenstunden deutlich sonnenreicher als das langjährige Mittel von 211 Stunden.

Wind und Photovoltaik legen zu

In den ersten sieben Monaten des Jahres erzeugten erneuerbare Energien nach den vorläufigen Angaben rund 182 Milliarden kWh Strom. Damit lag die Erzeugung etwa acht Prozent über dem Vorjahreszeitraum. Besonders stark legte die Windenergie zu.

Die Stromerzeugung aus Windenergieanlagen an Land stieg gegenüber dem Vorjahreszeitraum um 12 Prozent. Bei Windenergieanlagen auf See betrug der Zuwachs 28 Prozent. Auch die Photovoltaik trug mit einem Plus von 10 Prozent zur höheren erneuerbaren Stromerzeugung bei.

Nicht alle erneuerbaren Energieträger entwickelten sich positiv. Die Stromerzeugung aus Wasserkraft sank um 14 Prozent. Als Grund nennt die AGEE-Stat das trockenere Wetter. Auch die Stromerzeugung aus Biomasse lag mit einem Minus von 3 Prozent unter dem Wert des Vorjahres.

Umweltminister für mehr Windkraft

Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD) wertete die Entwicklung als Beleg für die zunehmende Bedeutung erneuerbarer Energien. „Erneuerbarer Strom ist zugleich für Klimaschutz, wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit und die Sicherheit der Energieversorgung relevant“, sagte er am 17. August. Eine höhere Stromerzeugung aus Wind und Sonne könne die Abhängigkeit von Öl und Gas aus dem Ausland verringern und zusätzlichen Strom für Industrie, Elektromobilität und Wärmepumpen bereitstellen.

Schneider sieht insbesondere bei der Windenergie weiteren Handlungsbedarf. Bei der Photovoltaik sei Deutschland mit Blick auf das Ausbauziel für 2030 bereits auf einem guten Weg. Die Ausbauzahlen bei der Windenergie zeigten dagegen, dass weitere Anstrengungen erforderlich seien. Das gelte sowohl für Windenergie an Land als auch für Offshore-Anlagen.

Offshore-Ausbau nimmt zu

Die Daten der Bundesnetzagentur zeigen beim Ausbau der installierten Leistung in den ersten sieben Monaten unterschiedliche Entwicklungen. Bei der Windenergie an Land lag der Netto-Zubau der Bruttoleistung bei knapp 2.300 MW und damit leicht über dem Niveau des Vorjahres.

Bei der Windenergie auf See erreichte der Netto-Zubau knapp 1.200 MW. Damit kam laut AGEE-Stat bereits in den ersten sieben Monaten mehr Offshore-Leistung hinzu als in jedem Gesamtjahr seit 2020. Bei der Photovoltaik schwächte sich die Dynamik dagegen etwas ab. Von Januar bis Juli lag der Netto-Zubau der Bruttoleistung bei rund 9.600 MW und damit unter dem Niveau des Vorjahres.
 
Schneider verwies auf die zusätzlichen Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land im Rahmen des Klimaschutzprogramms der Bundesregierung. Diese umfassen 12.000 MW. Bei Offshore-Windenergie komme es aus seiner Sicht darauf an, die kommenden Ausschreibungen so zu gestalten, dass wieder mehr Investitionsdynamik entstehe.

Mit dem vom Bundeskabinett beschlossenen Entwurf zur Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) will die Bundesregierung den Ausbau erneuerbarer Energien stärker mit dem Netzausbau und den Anforderungen des Strommarktes verzahnen.

Juli war warm und trocken

Die Witterung beeinflusste die Erzeugungsbedingungen im Juli deutlich. Nach Angaben der AGEE-Stat lag die Durchschnittstemperatur bei 19,5 Grad Celsius. Damit lag sie 2,5 Grad Celsius über dem Mittel der internationalen Referenzperiode 1961 bis 1990 von 17,0 Grad Celsius. Zugleich fielen in Deutschland lediglich rund 40 Liter Niederschlag je Quadratmeter. Der Wert lag damit deutlich unter dem Mittel der Referenzperiode von 78 Litern je Quadratmeter.

Die Kombination aus vielen Sonnenstunden und einer für den Monat vergleichsweise hohen Windstromerzeugung führte letztlich zum neuen Monatsrekord bei der erneuerbaren Stromproduktion. Schneider betonte: „Das Ziel muss weiterhin ein höherer Anteil erneuerbarer Stromerzeugung sein – verlässlich, bezahlbar und am Ort des Bedarfs.“ (sh)

Trotz dieses Anstiegs bleiben Pellets günstiger als die beiden fossilen Vergleichsbrennstoffe. Nach Berechnungen des Depi kosten sie rund 35 Prozent weniger als Heizöl und rund 24 Prozent weniger als Erdgas. Das Preisniveau für Pellets liegt allerdings über dem der vergangenen beiden Jahre.
 
Als Ursache für den vergleichsweise starken Anstieg im Sommer nennt das Depi vor allem die geringere Verfügbarkeit von Sägespänen. Sie bilden den wichtigsten Rohstoff für die Pelletproduktion. Wegen der schwachen Baukonjunktur schneiden Sägewerke derzeit weniger Holz ein. Dadurch fallen auch weniger Sägespäne an. Zugleich verweist das Institut auf gestiegene Personal- und Transportkosten.

Depi-Geschäftsführer Martin Bentele stellt dem aktuellen Anstieg die längerfristige Preisentwicklung gegenüber. Seit 2015 lagen Pellets nach Angaben des Instituts im Durchschnitt rund 25 Prozent unter dem Preis von Heizöl und fast 31 Prozent unter dem von Erdgas. „Auch wenn die Preise aktuell höher liegen: Wer langfristig mit Pellets heizt, hat in den vergangenen zehn Jahren deutlich weniger für seine Wärme bezahlt als bei Öl oder Gas“, sagt Bentele.

Regional zeigt sich im August ein Preisgefälle. Bei einer Abnahmemenge von 6 Tonnen weist die Preistabelle des Depi für Süddeutschland 429,45 Euro je Tonne aus. In Mitteldeutschland liegt der Wert bei 422,97 Euro, in Nord- und Ostdeutschland bei 419,19 Euro. Damit ist Süddeutschland in dieser Abnahmeklasse die teuerste der drei ausgewiesenen Regionen.

Bei größeren Liefermengen sinkt der Tonnenpreis. Für eine Abnahme von 26 Tonnen nennt das Depi bundesweit einen Durchschnitt von 410,24 Euro je Tonne. Regional nennt das Institut 415,42 Euro im Süden, 406,34 Euro in Nord- und Ostdeutschland sowie 402,32 Euro in Mitteldeutschland. Bei 3 Tonnen liegen die Werte zwischen 435,84 Euro in Nord- und Ostdeutschland und 443,12 Euro im Süden.

Der Depi-Pelletpreis bildet den Durchschnittspreis für Pellets der Qualitätsklasse „ENplus A1“ ab. Das Institut berücksichtigt Lieferungen im Umkreis von 50 Kilometern sowie alle Nebenkosten und die Mehrwertsteuer. Neben dem bundesweiten Durchschnitt veröffentlicht es Werte für Süd-, Mittel- sowie Nord- und Ostdeutschland. (ds)

 
Die Statistik zeigt den Anteil der Braunkohle am Primärenergieverbrauch in Deutschland in den Jahren von 2000 bis 2024. Im Jahr 2024 belief sich der Braunkohleanteil am deutschen Primärenergieverbrauch auf etwa 7,7 Prozent.

Tennet Germany verantwortet den Südlink-Bau in Schleswig-Holstein und Niedersachsen. Für den südlichen Teil der Leitung ist der Übertragungsnetzbetreiber Transnet BW zuständig. „Mit ElbX haben wir einen entscheidenden Baustein für die Realisierung von Südlink geschaffen“, sagte Kamps beim Besuch. Die rund 700 Kilometer lange Hochspannungs-Gleichstromleitung soll künftig vor allem Windstrom aus dem Norden in die Verbrauchszentren im Süden transportieren. Rechnerisch könne die Verbindung Strom für rund zehn Millionen Haushalte bereitstellen.

18 Monate Tunnelbohrung

Die eigens für Südlink gefertigte Tunnelbohrmaschine startete am 1. Februar 2025 in Wewelsfleth in Schleswig-Holstein. Auf ihrem Weg zum Zielschacht in Wischhafen durchquerte sie unterschiedliche sandige und tonige Boden- und Sedimentschichten. Eine technische Herausforderung war laut Tennet der Lauenburger Ton. Unter der Schifffahrtsrinne der Elbe mussten die Arbeiten zudem unter erhöhtem Druck erfolgen.

Nach dem Durchbruch wurde die Tunnelbohrmaschine im Zielschacht geborgen und zerlegt. In den kommenden Monaten bereitet Tennet das Bauwerk für den Kabeleinzug vor. Insgesamt sollen sechs Kabel durch den Tunnel verlaufen: jeweils zwei für die beiden Südlink-Systeme sowie jeweils ein Ersatzkabel. Die Ersatzkabel sollen spätere Wartungsarbeiten erleichtern.
 Die Kabel sollen laut den vorliegenden Angaben ab Ende 2027 eingezogen werden. Tennet hält nach eigener Aussage an einer Inbetriebnahme der gesamten Verbindung bis Ende 2028 fest.

Windstrom südwärts leiten

Südlink besteht aus zwei weitgehend parallel verlaufenden Hochspannungs-Gleichstromverbindungen. Die Trasse führt von Schleswig-Holstein über Niedersachsen, Hessen und Thüringen bis nach Bayern und Baden-Württemberg. In Niedersachsen verlaufen rund 320 Kilometer der Trasse.

Nach Angaben von Tennet soll Südlink die Netze entlasten und den Transport von erneuerbarem Strom aus Norddeutschland in die südlichen Verbrauchszentren ermöglichen. Die Leitung soll dabei helfen, Netzengpässe zu reduzieren und die Abregelung von Windenergieanlagen zu verringern. Transnet BW gibt die mögliche Übertragungskapazität mit bis zu 4.000 MW an.
 
Niedersachsens Energieminister Meyer verwies laut Tennet auf die Bedeutung des Projekts für die Stromversorgung des Bundeslandes und Deutschlands. „Der Transport von Windstrom aus dem Norden in die Verbrauchszentren im Süden kann zur Dekarbonisierung der Stromversorgung beitragen und den steigenden Strombedarf abdecken“, sagte er.

Schleswig-Holsteins Ministerpräsident Günther betonte, dass Südlink die Übertragungsnetze entlasten und die Versorgungssicherheit stärken solle. „Zugleich verringert die bessere Nutzung von in Deutschland erzeugtem erneuerbarem Strom die Abhängigkeit von Energieimporten“, erläuterte Günther.

Protest im Vorfeld

Südlink gehört zu den großen Netzausbauvorhaben der Energiewende und war seit Beginn der Planungen umstritten. Bürgerinitiativen kritisierten insbesondere die Kosten und die Auswirkungen des Leitungsbaus. Die Entscheidung für eine durchgehend unterirdische Verlegung sollte unter anderem die Akzeptanz entlang der Trasse erhöhen.

Das Projektvolumen wird in den vorliegenden Angaben mit rund 10 Milliarden Euro beziffert. Beim Bau sollen nach Abschluss der Arbeiten insgesamt etwa 8,5 Millionen Kubikmeter Erdreich bewegt werden. Für die Umsetzung arbeiten laut Tennet bis zu 9.000 Menschen insgesamt bei allen beteiligten Partnerunternehmen.

Mit dem Abschluss der Elbquerung ist ein technisch aufwendiger Abschnitt abgeschlossen. Weitere Bauabschnitte der unterirdischen Trasse werden parallel vorangetrieben. Erst nach Fertigstellung der einzelnen Abschnitte und dem anschließenden Kabeleinzug kann die gesamte Verbindung in Betrieb gehen. (sh)

Die Medien in diesem Sommer waren voll von Kernkraftwerken in Ost- und Westeuropa, die zeitweise gedrosselt oder abgeschaltet werden mussten. Nuklearia verweist darauf, dass solche Einschränkungen stark von Standort und Kühlsystem abhängen. Das gilt grundsätzlich für alle thermischen Wärmekraftwerke, also neben Kernkraftwerken auch für Kohle- und Gaskraftwerke.

Dabei wird Wasser aus einem Fluss oder einem anderen Gewässer entnommen, damit die Anlage gekühlt wird. Das Wasser wird erwärmt zurückgeleitet. Steigt die Wassertemperatur oder sinkt der Pegel, können fehlende Wassermengen oder Umweltauflagen die Kraftwerksleistung begrenzen.

Aber, so der Verein: „Auch das Kühlsystem lässt sich an die örtlichen Bedingungen anpassen.“ Sogenannte Nasskühltürme würden einen großen Teil der Abwärme durch Verdunstung an die Luft abgeben und so den Wärmeeintrag in die Flüsse verringern.

Trocken- und Hybridkühltürme benötigen ebenfalls weniger Wasser. Dabei wird die Abwärme über Wärmetauscher an die Umgebungsluft abgegeben. Spezielle Zellenkühler können einzelne Kühlwasserströme rückkühlen.

Bei sehr niedrigem Wasserstand nennt Nuklearia zudem tiefere Einläufe, angepasste Pumpenvorläufe und Dämme als mögliche Maßnahmen. „Solche Dämme werden derzeit an den Donau-Kraftwerken Paks und Cernavoda eingesetzt.“

Laut Nuklearia blieb Frankreich trotz der Einschränkungen Stromexporteur. Im Juli stammten 70 Prozent des französischen Stroms aus Kernenergie. Gleichzeitig exportierte das Land 1,16 Milliarden kWh Strom nach Deutschland.

Seit 2000 hätten hohe Wassertemperaturen und niedrige Flusspegel in der französischen Kernkraftflotte im Jahresmittel einen Produktionsverlust von 0,3 Prozent verursacht. EDF bereitet seine Anlagen schon länger auf höhere Temperaturen und veränderte Flusspegel vor.

Nuklearia e. V. mit Sitz in Dortmund setzt sich für die friedliche Nutzung der Kernenergie ein und bezeichnet sich als partei- und industrieunabhängig. Politisch verfolgt der Verein eine klare Linie: Er wirbt für einen Wiedereinstieg Deutschlands in die Kernenergie und für den Bau neuer Reaktoren. Kernkraft beschreibt Nuklearia auf seiner Internetseite als die „beste Energie“ für Wirtschaft, Natur, Klima und Menschen. (sag)

Zu den ersten fünf Messstellenbetreibern, die das CLS-Management einsetzen, gehören die Stadtwerke Jena Netze in Jena (Thüringen), die Energieversorgung Selb-Marktredwitz (Bayern), die Stadtwerke Bad Säckingen und die Stadtwerke Waldshut-Tiengen (beide in Baden-Württemberg) sowie BS Energy aus Braunschweig (Niedersachsen). Die fünf Unternehmen hatten zuvor als Pilotkunden gemeinsam mit TSG an der technischen Umsetzung der Steuerung gearbeitet. Nun nutzen sie das System im laufenden Betrieb.

Bis Ende August will TSG fünf weitere Kunden auf das System bringen. Damit sollen zehn Messstellenbetreiber das CLS-Management produktiv nutzen. Bis Ende 2026 will das Unternehmen insgesamt 40 Messstellenbetreiber in den Livebetrieb bringen. Weitere 30 sollen dafür auf der Systemlandschaft von Robotron starten.

Technische Grundlage bereits im Frühjahr 2026

Die technische Grundlage für den Rollout hatte TSG nach eigenen Angaben bereits im Frühjahr 2026 bei einem Pilotkunden geschaffen. Dabei empfing das CLS-Management einen Steuerbefehl aus einem Niederspannungscockpit und leitete ihn anschließend erfolgreich an eine Steuerbox im Feld weiter. 

Eine Herausforderung lag laut Produktmanager Peter Wurzer im Zusammenspiel verschiedener Systeme und Hardwarekomponenten. Damit die Steuerung funktioniert, müssen die beteiligten Anwendungen und Geräte zuverlässig miteinander kommunizieren. Gerade diese Abstimmung habe sich laut Wurzer als schwierig erwiesen.

Mit dem Livebetrieb rückt nun die Anbindung an die Verbrauchsabrechnungssysteme in den Vordergrund. Michael Hölzl, Director Energy Solutions bei TSG, sieht vor allem die Verbindung zu den Verbrauchsabrechnungssystemen als Herausforderung. „Hier hinkt der Markt hinter den Entwicklungen im CLS-Management deutlich hinterher“, sagt Hölzl. Eine Anbindung sei deshalb derzeit häufig noch schwierig.

GWA und CLS laufen auf einer Plattform

Für die weiteren Umstellungen nutzt TSG die Systemlandschaft des Softwareanbieters Robotron. Dort betreibt das Unternehmen auch die Gateway-Administration (GWA). GWA und CLS-Management laufen damit auf einer gemeinsamen technologischen Plattform. Martin Krambo, Leiter Messsysteme bei Jena Netze, sieht darin einen Vorteil. Da beide Anwendungen auf einer Plattform laufen, seien weniger Schnittstellen zwischen verschiedenen Systemen nötig. Das verringere nach seinen Angaben auch technische Risiken.

TSG stimmt sich nach eigenen Angaben bereits mit weiteren CLS-Kunden über den weiteren Rollout ab. (ds)

Der Luce zum Preis ab 550.000 Euro wurde im Mai vorgestellt und sorgte schnell für heftige Debatten. Vor allem wurde das Design kritisiert, das stark vom typischen Aussehen der Ferrari-Sportwagen abweicht. Die Verrisse im Internet ließen zunächst den Aktienpreis der Traditionsfirma absacken, inzwischen liegt der Kurs aber deutlich höher als vor Vorstellung des Luce. 

Trotz der Kritik sieht Ferrari eine „gesunde Nachfrage“ bei der zahlungskräftigen Kundschaft für das Elektromodell. Der Financial Times zufolge wurden das diesjährige Luce-Verkaufsziel von rund 500 Fahrzeugen bereits Anfang Juli erreicht. 

Ferrari hatte sich für den Luce Unterstützung vom einstigen Apple-Designchef Jony Ive geholt, der unter anderem das Aussehen der iPhones und Mac-Computer über Jahre prägte. Ive entwarf für den Elektro-Ferrari im Innenraum eine Mischung aus digitalen und analogen Bedienelementen. Der iPhone-Konzern hatte über Jahre selbst an einem Elektroauto gearbeitet, gab das Projekt aber schließlich nach Milliardenausgaben auf.

Die Umstellung betrifft nach Angaben der Stadtwerke sämtliche Busse und Servicefahrzeuge, die weiterhin einen Dieselmotor nutzen. HVO100 steht für Hydrotreated Vegetable Oil und wird aus biogenen Abfall- und Reststoffen hergestellt. Nach Angaben der Stadtwerke lassen sich damit verglichen mit fossilem Diesel über den Lebenszyklus bis zu 90 Prozent der CO2-Emissionen vermeiden. Die konkrete Einsparung hängt unter anderem von den eingesetzten Rohstoffen und deren Herkunft ab.

„Dort, wo Elektroantriebe heute noch nicht überall möglich sind, ist dieser Kraftstoff eine sinnvolle und nachhaltige Ergänzung“, sagte Ralf Hofmann, Oberbürgermeister der Stadt Schweinfurt. 

​HVO100 ergänzt Elektrifizierung

HVO100 soll jene Fahrzeuge abdecken, die bislang noch mit Diesel fahren. Damit dient der Kraftstoff laut den Stadtwerken als Übergangslösung für Bestandsfahrzeuge, während die Elektrifizierung der Flotte weiterläuft. Im Stadtbusverkehr haben die Stadtwerke den Anteil elektrischer Fahrzeuge in den vergangenen Jahren erhöht.

Seit Ende 2025 setzen die Stadtwerke nach eigenen Angaben 23 Elektrobusse ein. Damit fährt mehr als die Hälfte der Stadtbusflotte batterieelektrisch. Die Stadtwerke geben an, die Busse ausschließlich mit Strom aus erneuerbaren Energien zu versorgen.
 Den HVO100-Kraftstoff beziehen die Stadtwerke von der Mineralölhandelsgesellschaft Erik Walther. Das Familienunternehmen hat seinen Sitz ebenfalls in Schweinfurt und bietet HVO100 dort bereits für Geschäfts- und Privatkunden an. Die zunächst auf 2026 ausgerichtete Liefervereinbarung ergänzt damit die bestehende Beschaffungsstruktur der Stadtwerke.

Mit dem Wechsel können die Stadtwerke den Einsatz von fossilem Diesel in ihrem Fuhrpark zurückfahren, ohne die betroffenen Fahrzeuge kurzfristig ersetzen zu müssen. Anders als bei der Anschaffung neuer Elektrobusse erfordert der Kraftstoffwechsel keine vollständige Erneuerung der Fahrzeugflotte. Die langfristige Ausrichtung der Stadtwerke bleibt nach deren Angaben die Elektrifizierung. (hr)

Zu dem Plus trugen laut Unternehmen höhere Absatzmengen bei Strom, Gas und Wasser sowie geringere Abschreibungen und Zinsen bei. Eine niedrigere Stromproduktion und ein leicht rückläufiger Fernwärmeabsatz hätten sich dagegen ergebnisbelastend ausgewirkt, heißt es. Das Konzernergebnis nach Steuern erreichte aus Sicht der Eigentümerin − der Bundesstadt Bonn − 2,1 Millionen Euro. Das konsolidierte Ergebnis der SWB-Gruppe, das die Finanzkraft aller zum Konzern gehörigen Unternehmen ausweist, liegt 2025 bei einem Überschuss von 15,4 Millionen Euro.

Die Mobilitätstochter Stadtwerke Bonn Verkehrs-GmbH (SWBV) wies ein negatives Jahresergebnis von 78,7 Millionen Euro aus. Das Deutschlandticket beeinflusste die Einnahmestruktur, zugleich lagen die Erlöse ohne staatliche Ausgleichszahlungen deutlich unter dem Vor-Corona-Niveau. Steigende Personalaufwendungen und ein höherer Kapitaldienst belasteten das Ergebnis zusätzlich. In der Entsorgungssparte erzielten die Bonner ein Ergebnis von 1,5 Millionen Euro. Auf Ebene der SWB GmbH ohne die Sparten Versorgung, Verkehr und Entsorgung wirkten sich höhere Steuern und Personalkosten negativ aus. Erträge aus sonstigen Beteiligungen, darunter an der Trianel GmbH, wirkten gegenläufig. Die Holding erzielte ein Ergebnis von 4,9 Millionen Euro.

„Zukünftig setzt SWB Energie und Wasser verstärkt auf die Wärmewende. Hierbei stehen die Nachverdichtung des Fernwärmenetzes sowie innovative Projekte wie Flusswasserwärmepumpen, Wärme- und Batteriespeicher im Fokus der technischen Prüfung. Ziel ist es, die Position als verlässlicher Grundversorger durch den Ausbau von Energiedienstleistungen weiter zu stärken“, so Konzerngeschäftsführer Marco Westphal. (mf)

Strom: Überwiegend schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt. Der Day-ahead wurde im Base mit 164,25 Euro je Megawattstunde bewertet und im Peak mit 154,00 Euro je Megawattstunde.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Dienstag mit 16,3 Gigawatt etwas höher ausfallen als noch am Montag. Für den Mittwoch wird ein weiterer Anstieg auf 24,6 Gigawatt erwartet, bevor die Einspeiseleistung ab Donnerstag wieder leicht zurückgehen dürfte.

Am langen Ende verlor das Strom-Cal-27 bis zum Nachmittag um 0,40 Euro auf 105,98 Euro je Megawattstunde.

CO2: Weiter nachgegeben haben die CO2-Preise am Montag. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,31 Euro auf 81,48 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 8,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 82,24 Euro, das Tief bei 81,35 Euro.

Auch wenn der CO2-Preis zum Ende der vergangenen Woche nachgegeben hat, erwies sich die Unterstützung im Bereich von 81,50 Euro je Tonne laut den Analysten von Redshaw Advisors im Wochenverlauf als zu robust für einen nachhaltigen Durchbruch. Erst ein dauerhafter Rückgang unter diese Marke dürfte den Bären kurzfristig neues Momentum verleihen.

Für die Bullen stellt dagegen die Marke von 83,34 Euro je Tonne in der kommenden Woche den entscheidenden Widerstand dar. Da die Temperaturen in den kommenden Tagen wieder auf einem niedrigeren Niveau liegen dürften, gehen die Analysten davon aus, dass auch der Bedarf an thermischer Stromerzeugung zurückgehen wird. Damit nehme auch das Risiko weiterer Preissteigerungen am CO2-Markt ab.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Montag weiter zugelegt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 1,245 Euro auf 62,000 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 0,625 Euro auf 61,875 Euro je Megawattstunde nach oben.

Die EU steuert laute einer Analyse von Oxford Economics auf den schwierigsten Winter für die Energieversorgung seit der Energiekrise 2022 zu. Die Gasspeicher seien für diese Jahreszeit ungewöhnlich niedrig gefüllt, betonen die Analysten. Für den bevorstehenden Winter rechnen sie daher nun mit einem Durchschnittspreis von knapp 60 Euro je Megawattstunde. In ihrer bisherigen Basisprognose waren sie noch von 45 Euro je Megawattstunde ausgegangen.

„Der kommende Winter dürfte hinsichtlich der Energieversorgung der schwierigste für die EU seit 2021/22 werden“, schreibt Chefökonom Daniel Kral. Dies bedeute allerdings nicht, dass sich die Situation aus dem Jahr 2022 zwangsläufig wiederholen werde, als die Gaspreise zeitweise auf mehr als 300 Euro je Megawattstunde stiegen. Denn die EU habe ihren Gasverbrauch in den vergangenen Jahren um 15 bis 20 Prozent reduziert und ihre Beschaffungsstrategie angepasst, um erneute extreme Preisspitzen möglichst zu verhindern.

Dennoch bleibe die Versorgungslage in den Wintermonaten stark wetterabhängig, so Oxford Economics. Ein kalter Winter könne daher die Lage verschärfen und zusätzlichen Aufwärtsdruck auf die europäischen Gaspreise ausüben. (map)