Nach Angaben von Gas Infrastructure Europe (GIE), dem europäischen Verband der Betreiber von Gasinfrastruktur, lagen die Speicher zuletzt bei 61,1 Prozent ihrer Kapazität. Damit betrug der Füllstand rund 13 Prozentpunkte weniger als zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres. Das Nachfülltempo sei zwar „etwas langsamer“ als in den Vorjahren, insgesamt laufe die Entwicklung aber gut, sagte die Sprecherin.

Die EU-Kommission strebe keine vollständig gefüllten Speicher an. Stattdessen solle ein Füllstand von 80 Prozent erreicht werden. Nach den geltenden EU-Regeln müssen die Mitgliedstaaten ihre Speicher zwischen dem 1. Oktober und dem 1. Dezember grundsätzlich zu 90 Prozent füllen. Bei schwierigen Marktbedingungen können sie das Ziel auf 80 Prozent reduzieren. Halten ungünstige Bedingungen an, kann der Füllstand für eine Saison um weitere 5 Prozentpunkte niedriger liegen.

Sorge wegen Preisentwicklung

Die Kommission begründet die niedrigere Zielvorgabe mit den aktuellen Marktbedingungen. Befürchtet werden weiter hohe Preise, weil Lieferanten wissen, dass die Importeure kaufen müssen. Nach Einschätzung der Kommission besteht trotz der geopolitischen Lage kein Risiko für die Gasversorgung. Sie verwies dabei auch auf den seit Ende Februar andauernden Krieg zwischen Iran und Israel sowie die dadurch beeinträchtigte Schifffahrt durch die Straße von Hormus. Zugleich hätten jüngste Hitzewellen das Stromsystem der EU stark belastet.

Wie sich die Speicherstände bis zum Winter entwickeln, hängt unter anderem von den Einspeiseraten und der Verfügbarkeit von Flüssigerdgas (LNG) ab. Modellrechnungen von Montel zufolge könnten die europäischen Speicher zum 1. November in einem pessimistischen Szenario einen Füllstand von etwa 69 Prozent erreichen. Bei günstigeren Bedingungen wären rund 84 Prozent möglich.

Auch für Deutschland zeichnet sich ein niedrigerer Speicherstand ab. Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) rechnet nach eigenen Angaben hingegen nicht mit einer Gasmangellage im kommenden Winter. Die Bundesregierung bereite dennoch Handlungsoptionen vor, um bei einer Verschlechterung der Versorgungslage eingreifen zu können. (sh)

80 Prozent der Umfrageteilnehmer nannten die Komplexität der gesetzlichen Vorgaben als größte Herausforderung. 77 Prozent klagten über häufige Gesetzesänderungen. Zudem monierten die Messstellbetreiber die technische Komplexität und Defizite bei der Marktkommunikation.

„Die Erfahrungen von Verbraucherinnen und Verbrauchern sowie die Ergebnisse unserer Befragung zeigen, dass es beim Smart Meter-Rollout weiterhin erhebliche Probleme gibt“, kommentiert Henning Herbst, Energieexperte beim VZBV, das Bild.

Vor diesem Hintergrund kritisch sehen die Verbraucherschützer die Überlegungen der Europäischen Kommission zu den Ausbauquoten. Demnach sollen bis 2030 mindestens 50 Prozent und bis 2034 mindestens 75 Prozent der Messstellen mit Smart Metern ausgestattet sein. Der Vorschlag berücksichtige die deutschen Besonderheiten nicht ausreichend, intelligente Messsysteme nach deutschem Standard erfüllten besonders hohe Anforderungen an Datenschutz, Datensicherheit und Steuerbarkeit und seien deshalb vergleichsweise teuer, heißt es.

Die Verbraucherschützer fordern, erst einmal die bestehenden Probleme zu lösen, statt den Ausbau pauschal zu beschleunigen. „Ein noch schnellerer Einbau von Smart Metern allein löst keine Probleme. Entscheidend ist, dass die Technik funktioniert und Verbraucherinnen und Verbraucher einen konkreten Nutzen haben“, so Herbst.

Neun Kernforderungen der Verbraucherschützer

Offen zeigt sich der VZBV für das sogenannte „Smart Meter-Light“ als alternative Technik für Haushalte, bei denen Einbau ein digitales Messsystem nicht gesetzlich vorgeschrieben ist. Der Koalitionsausschuss der Bundesregierung hatte im Juli beschlossen, ein Messsystem mit reduziertem Funktionsumfang für Haushalte außerhalb des Pflichtrollouts einzuführen. Es soll Haushalten, die nicht dem verpflichtenden Rollout unterliegen, in die Lage versetzen kostengünstig und cybersicher ihre Stromrechnung zu optimieren.

Worauf es aus seiner Sicht ankommt, hat der VZBV in einem Positionspapier zusammengefasst. Das sind die Kernforderungen:

• Freiwilligkeit: Einbau und Nutzung müssen für private Haushalte freiwillig bleiben, kein Vollrollout-Zwang
   
• Datenschutz: DSGVO-Konformität, Einbindung der Bundesdatenschutzbeauftragten, volle Transparenz über Datenerhebung und -nutzung
   
• Kosten: Deutlich günstiger als reguläre Smart-Meter (z. B. über Preisobergrenze), spätere Umrüstung auf Vollversion muss einfach möglich sein
   
• Cybersicherheit: Da keine Steuerungsfunktion vorgesehen ist, können Sicherheitsstandards entsprechend angepasst werden
   
• Ergebnisoffene Prüfung verschiedener technischer Ausgestaltungen, mit dem Ziel viertelstundenscharfer Bilanzierung für dynamische Tarife, Energy Sharing und mehr Verbrauchstransparenz
   
• Eichrechtskonformität: nachvollziehbare, manipulationssichere und überprüfbare Messwerte
   
• Regulärer Rollout: Weiterführung bei Pflichtfällen mit Konsequenzen für säumige Netz-/Messstellenbetreiber
   
• Verbraucherrechte: gesetzlich verankerte Transparenz-, Informations- und Beschwerderechte, wirksame Instrumente gegen Fehlabrechnungen oder Datenschutzverstöße
   
• Interoperabilität: Anbieterwechsel darf keinen Hardwaretausch oder technische Umrüstung erfordern

Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (VDE FNN) und die Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (DKE) haben sich gegen die Einführung eines eigenständigen „Smart Meter Light“ ausgesprochen (wir berichteten).

In einem Positionspapier warnten beide Organisationen davor, mit einer zusätzlichen Technologievariante den laufenden Smart-Meter-Rollout zu bremsen. Sie unterstützen zwar das Ziel einer Beschleunigung des Rollouts, halten es jedoch für den falschen Weg, Parallelstrukturen zu schaffen. (mf)

Die „ITA.SWAPtion.26“ ist eine vertraglich gesicherte Option auf Bezugskapazitäten für Erdgas, mit der sich die Schweiz für den Winter 2026/27 gegen Einschränkungen ihrer regulären Importwege absichert. Damit erwirbt die Schweizer Gaswirtschaft gegen eine Optionsprämie das Recht, bei Bedarf auf bestimmte Transitmengen zuzugreifen.

Zweiter Importweg soll Abhängigkeit von Wallbach reduzieren

Die Option ermöglicht es, Gas, das aus Frankreich über das elsässische Oltingue (Nähe Basel) durch die Schweizer Transitgasleitung nach Italien fließt, bei Bedarf für die Versorgung in der Schweiz zu nutzen. Dies wäre laut dem Bundesamt vor allem dann wichtig, wenn die Einfuhr aus Deutschland über den Einspeisepunkt Wallbach eingeschränkt sein sollte.

Damit reagiert die Schweiz nach Auskunft des BWL auf die angespannte Speicherlage in Europa. Ende des Winters 2025/26 waren die Gasspeicher in den EU-Staaten im Durchschnitt zu 28 Prozent gefüllt. Zugleich kommt die Befüllung für den kommenden Winter nach Angaben der Schweizer Stellen bislang langsam voran. Für die Schweiz wiegt die Entwicklung besonders schwer, weil das Land keine eigenen saisonalen Gasspeicher besitzt und sowohl bei der Beschaffung als auch bei der Speicherung auf das Ausland angewiesen ist.

Für die Umsetzung sind die regionalen Gasnetzbetreiber verantwortlich. Sie sollen im Fall der Fälle die beiden Schweizer Energieunternehmen Axpo und Open EP mit der Bereitstellung der Option beauftragen. Axpo schloss dazu Verträge mit Transit-Shippern ab und Open EP bewirtschaftet Bestellungen und Lieferungen an die regionalen Gasnetzbetreiber. Die Option wird vom 1. Oktober 2026 bis 31. März 2027 verfügbar sein.

Gaskunden finanzieren die Absicherung

Für die Bereitstellung der Option fällt eine Prämie im niedrigen einstelligen Millionenbereich an. Kosten für das Gas selbst entstehen erst, wenn die Marktakteure die Option tatsächlich ausüben. Die Kosten der Optionsprämie tragen sämtliche Schweizer Gaskunden. 

Für ein gasbeheiztes Einfamilienhaus mit einem Jahresverbrauch von 20.000 kWh beziffern die Schweizer Stellen die zusätzlichen Kosten auf zwei bis drei Franken. Bei industriellen Großverbrauchern fallen entsprechend höhere Beträge an. Die Wirtschaftliche Landesversorgung stuft das Verhältnis zwischen den Kosten und der zusätzlichen Absicherung als vertretbar ein.

Der Abschluss der Option ist eine Vorsorgemaßnahme, teilte das Bundesamt dazu weiter mit. Erst wenn die Wirtschaft eine schwere Mangellage trotz der getroffenen Vorkehrungen nicht aus eigener Kraft bewältigen könnte, kämen „hoheitliche Maßnahmen des Bundes“ zum Einsatz. Dazu zählen in der Schweiz die Umschaltung von Zweistoffanlagen von Gas auf Heizöl, Beschränkungen und Verbote bestimmter Gasanwendungen sowie Kontingentierungen für Industrie- und Gewerbekunden. 

Zusätzlich stützt sich die Schweiz auf das Solidaritätsabkommen mit Deutschland und Italien. Es soll die Versorgung geschützter Kunden − darunter Krankenhäuser und Notdienste − absichern, wenn eine schwere Mangellage eintritt und die Schweiz ihre national verfügbaren Maßnahmen ausgeschöpft hat. (hr)

Mit dem Projekt WAG Loop 1 will der Fernleitungsnetzbetreiber Gas Connect Austria die Importkapazität aus Deutschland erhöhen. Zwischen Oberkappel und Bad Leonfelden soll dazu ein rund 40 Kilometer langer zusätzlicher Leitungsstrang entstehen. Dadurch soll die Importkapazität aus Deutschland von rund 90 auf 117 Milliarden kWh pro Jahr steigen. Die Inbetriebnahme ist für 2027 vorgesehen. Der Bund unterstützt das für die Versorgungssicherheit strategisch wichtige Projekt mit bis zu 70 Millionen Euro.

Der neue Leitungsstrang soll weitgehend parallel zur bestehenden WAG verlaufen. Die Leitung gehört zu den zentralen Transportachsen des österreichischen Gasnetzes und verbindet die Grenze zu Deutschland bei Oberkappel mit dem Fernleitungsnetz im Osten Österreichs. Mit dem zusätzlichen Strang erhält die Westroute mehr Kapazität für Gasimporte. (hr)

Die beantragte Leistung summierte sich laut Smard auf rund 573.500 MW und lag damit 43 Prozent über dem Vorjahreswert. Die beantragte Speicherkapazität erreichte rund 1,6 Millionen MWh. Das ist ein Plus von 139 Prozent verglichen zum Vorjahr. Die Zahl der Anfragen stieg sogar um 194 Prozent, wie Smard anführt. Die Bundesnetzagentur weist allerdings darauf hin, dass Projektentwickler dasselbe Vorhaben häufig für mehrere mögliche Standorte einreichen. Mehrere Anfragen bedeuten daher nicht automatisch mehrere später realisierte Speicher. Die Vergleichswerte für 2024 hat die Behörde nachträglich aktualisiert.

Ein belastbareres Bild liefern nach Einschätzung der Behörde die Netzanschlusszusagen. Sie stellen verbindliche Angebote für den Abschluss eines Anschlussvertrags dar. 2025 erteilten die Netzbetreiber insgesamt 1.937 solcher Zusagen. Darin sind auch ältere Anfragen aus Vorjahren enthalten. Die zugesagte Leistung belief sich auf 54.200 MW, die Speicherkapazität auf 142.200 MWh. Gegenüber dem Vorjahr stiegen diese Werte um 119 beziehungsweise 207 Prozent.

Zum Vergleich verweist die Onlineplattform auf die 28 Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland. Sie verfügen zusammen über rund 6.200 MW Leistung und etwa 147.000 MWh Speicherkapazität. Würden sämtliche zugesagten Batteriespeicher umgesetzt, läge ihre Speicherkapazität damit fast auf dem Niveau des heutigen Pumpspeicherbestands. Bei der kurzfristig verfügbaren Leistung wäre der Batteriespeicherbestand deutlich größer.

Verteilnetze tragen die Masse der Anträge

Im Jahr 2025 gingen besonders viele Anfragen bei den Verteilernetzbetreibern (VNB) ein. Dort registrierte die Bundesnetzagentur 17.775 neue Netzanschlussbegehren mit insgesamt 406.800 MW Leistung und rund 1,19 Millionen MWh Speicherkapazität. Von diesen Anträgen erhielten 1.429 eine Zusage. Das entspricht rund acht Prozent der Anträge und 16.800 MW zugesagter Leistung.

Bei den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) fiel die Zahl der Anträge mit 383 deutlich geringer aus, die einzelnen Projekte sind dort jedoch wesentlich größer. Die neu beantragte Leistung lag bei 166.700 MW. Für 39 Anträge mit zusammen 17.200 MW erteilten die ÜNB eine Zusage. Damit erhielten rund zehn Prozent der 2025 neu eingegangenen Begehren grünes Licht.

Der Größenunterschied zeigt sich auch beim Durchschnitt der zugesagten Projekte. Im Übertragungsnetz lag die Leistung je Zusage laut Smard bei rund 384 MW, im Verteilnetz bei rund 14 MW. Die durchschnittliche Speicherkapazität betrug 841 MWh beziehungsweise 44 MWh. Smard führt dies unter anderem darauf zurück, dass Stand-alone-Speicher häufiger an das Übertragungsnetz angeschlossen werden, während anlagengekoppelte Speicher überwiegend im Verteilnetz liegen. Der aktuelle Datensatz unterscheidet diese beiden Speicherarten allerdings noch nicht.

ÜNB melden weitere Zusagen für 2026

Auch in diesem Jahr hält die Nachfrage nach Netzanschlüssen für große Batteriespeicher auf Höchstspannungsebene an. Bis zum 1. April 2026 registrierten die ÜNB 23 neue Anfragen mit rund 6.000 MW Leistung und 16.400 MWh Speicherkapazität. Zugleich arbeiteten sie ältere Begehren weiter ab.

Insgesamt erteilten die ÜNB bis Anfang April 2026 bereits 64 Netzanschlusszusagen mit 24.700 MW Leistung und 55.400 MWh Speicherkapazität. Damit lag das Volumen der Zusagen schon nahe am Gesamtwert des Vorjahres. 2025 hatten die ÜNB einschließlich älterer Anträge 71 Zusagen über 27.300 MW und 59.700 MWh Speicherkapazität erteilt.

Zum Vergleich mit dem heutigen Bestand nennt Smard 1.292 Batteriespeicher ab der Mittelspannungsebene, die laut Marktstammdatenregister bereits in Betrieb sind. Sie kommen zusammen auf rund 3.600 MW Nettonennleistung und etwa 6.000 MWh Speicherkapazität. Damit bleibt zwischen der derzeit installierten Flotte und den geplanten beziehungsweise bereits zugesagten Projekten ein erheblicher Abstand. (ds)

„Deutschland darf nicht auf einen milden Winter, fallende Preise oder störungsfreie internationale Gaslieferungen hoffen. Versorgungssicherheit ist keine Frage des guten Wetters und kein Spiel auf Zeit“, wird Sachsens Wirtschaftsminister Dirk Panter (SPD) von der Deutschen Presseagentur (DPA) zitiert. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) solle darlegen, wie sie die Versorgung von Haushalten und Wirtschaft sicherstellen will. BSW-Gründerin Sarah Wagenknecht forderte gar den Rücktritt der Ministerin. „Die leeren Gasspeicher sind Staatsversagen“, sagte sie der DPA.

Das BMWE sieht die Gashändler der Pflicht, betont aber seine eigene Handlungsfähigkeit. „Die Bundesregierung ist jederzeit in der Lage zu reagieren – oberste Priorität hat für das BMWE die Versorgungssicherheit“, teilte eine Ministeriumssprecherin am 19. August auf Anfrage dieser Redaktion mit. Und das bundeseigene Gasunternehmen Securing Energy for Europe (Sefe) bewertet die Versorgungslage für den kommenden Winter grundsätzlich als stabil. 

So vergleichsweise niedrig der Gesamtfüllstand der Erdgasspeicher ist – aktuell rund 50 Prozent – für die einzelnen Speicher zeigt die Datenbank von Gas Infrastructure Europe (GIE) ein buntes Bild. Von dunkel- über hellgrün bis zu leuchtend rot reicht das Farbspektrum. Und optisch überwiegen Grüntone.

Uniper: 70-Prozent-Marke noch erreichbar

Den höchsten Füllstand weist aktuell Enercity aus Hannover aus. Zu 90,77 Prozent ist der Speicher Ronneberg-Empelde gefüllt. Dahinter folgen im Vergleich der Energiespeicher Kraak (Mecklenburg-Vorpommern) von Hansewerk (89,73 Prozent) und der Speicher Gronau-Epe (Niedersachsen) der Stadtwerke-Kooperation Trianel (89,49 Prozent). Die Speicher des Energieriesen RWE haben Füllstände zwischen 61 und 85 Prozent.

Nicht ganz so weit ist der Uniper-Speicherbetreiber, doch auch von dort kommt Entwarnung. „Die von Uniper Energy Storage betriebenen Anlagen, die allen Händlern offenstehen, sind zu knapp 58 Prozent gefüllt“, teilt der Konzern auf Anfrage mit. „Deutschland kann das durchschnittliche Speicherziel von 70 Prozent zum 1. November weiterhin erreichen, sofern sich die Marktbedingungen entsprechend positiv entwickeln“, so eine Sprecherin. Tempo und Umfang der Einspeicherung hingen maßgeblich von verbesserten Marktbedingungen und stärkeren wirtschaftlichen Anreizen ab.

Uniper Energy Storage habe alle verfügbaren Maßnahmen genutzt, um freie Kapazitäten kontinuierlich am Markt anzubieten und Anreize zur Einspeicherung zu schaffen, heißt es weiter. Nicht befüllte Kapazitäten, die den kritischen Füllstandspfad erreicht hatten, seien zusätzlich gemäß den gesetzlichen Vorgaben dem Gasmarktgebiets-Betreiber THE zur Ersatzbefüllung angeboten worden. Trotzdem: „Die aktuellen Entwicklungen zeigen aus unserer Sicht, dass die bestehenden Marktbedingungen und Anreizstrukturen für die Speicherbefüllung nicht immer ausreichend sind“, resümiert die Uniper-Sprecherin.

Bundesnetzagentur hält Speichervorgaben für überholt

Der Düsseldorfer Uniper-Konzern fordert von der Politik „einen verlässlichen, marktorientierten Rahmen, der eine rechtzeitige und wirtschaftlich tragfähige Speicherbefüllung ermöglicht“. Die Botschaft liegt in Berlin: „Hierzu haben wir im Frühjahr Vorschläge erarbeitet, nach dem Vorbild unserer Nachbarländer. Dort wurden unterschiedliche Instrumente frühzeitig eingeführt, um die Versorgungssicherheit zu stärken und die Speicherbefüllung abzusichern. Dies spiegelt sich auch in höheren Füllständen als in Deutschland wider“, so die Unternehmenssprecherin. 

Die Bundesnetzagentur zweifelt unterdessen an den Füllstandsvorgaben. Die strengen gesetzlichen Vorgaben hätten sich in der Krise nach dem russischen Einmarsch in die Ukraine bewährt, aber inzwischen drohten die Fehlanreize zu überwiegen, erklärte Behördenchef Klaus Müller jetzt gegenüber der Wochenzeitung Die Zeit. „Einen Mehrwert sehe ich nicht mehr“, zitiert das Blatt Müller.

Die Speicher der bundeseigenen Sefe sind aktuell zu 28,82 Prozent gefüllt. 0 Prozent weist die Datenbank von Gas Infrastructure Europe für den Enovos-Speicher Frankenthal in Rheinland-Pfalz aus. Auch hier: ungünstige Marktverhältnisse für die Einspeicherung, sagt Enovos. Am 1. November müsste Frankenthal gesetzlich zu 45 Prozent gefüllt sein. (mf)

In Europa werden Windenergieanlagen hauptsächlich auf dem Land, auch Onshore genannt, eingesetzt. Im Jahr 2025 verfügten die Onshore-Windenergieanlagen in Europa über eine Leistung von rund 245.000 MW.

Die Forschenden führten die Untersuchungen 2023 und 2024 an fünf Standorten in Deutschland durch. Dabei analysierten sie die Photosynthese von fünf häufig angebauten Sorten. Als Vergleich dienten voll besonnte Flächen. Mit einem mobilen Photosynthese-Messsystem erfasste das Team zentrale physiologische Kennwerte direkt an den Blättern.

Das wichtigste Ergebnis: Unter Teilbeschattung sanken bei allen fünf Kulturen sowohl die Dunkelatmung als auch der Lichtkompensationspunkt. Laut Doktorandin Jennifer Moore bedeutet das, dass die Pflanzen weniger CO2 durch Atmung verlieren und zugleich weniger Licht benötigen, um Kohlenstoff zu fixieren. Die Pflanzen können sich damit physiologisch an eine geringere Lichtverfügbarkeit anpassen.

Pflanzen reagieren auf Lichtangebot

„Besonders bemerkenswert ist, dass dieser Effekt bei allen untersuchten Kulturen auftrat, obwohl diese typischerweise nicht unter Beschattung wachsen“, sagt Prof. Andreas Schweiger, Leiter des Fachgebiets Pflanzenökologie an der Universität Hohenheim. Die Ergebnisse deuteten darauf hin, dass die Ackerpflanzen über eine größere Anpassungsfähigkeit verfügen als bisher angenommen.

Die Anpassungen zeigten sich laut den Forschenden unabhängig von Standort, Boden, Bewirtschaftungsform und Schattensituation. Moderate Beschattung müsse daher nicht grundsätzlich zu einer Überforderung der Pflanzen führen. Gleichzeitig unterscheiden sich die Reaktionen je nach Anbausystem.

Unter Photovoltaikmodulen blieb die Photosynthese-Leistung den Angaben zufolge meist vergleichsweise stabil. In Agroforstsystemen schwankten die Messwerte stärker. Die Forschenden führen dies unter anderem auf das unregelmäßigere Schattenmuster von Baumkronen zurück. „Schatten ist nicht gleich Schatten“, sagt Moore. Bereiche mit dauerhaft starker Beschattung sollten deshalb möglichst vermieden werden.

Mais zeigt sich empfindlicher

Auch zwischen den Kulturarten stellten die Forschenden Unterschiede fest. Mais reagierte tendenziell empfindlicher auf eine geringere Lichtverfügbarkeit als die übrigen untersuchten Pflanzen. Als C4-Pflanze ist Mais an hohe Temperaturen und starke Sonneneinstrahlung angepasst. Bei schwächerem Licht könne er seine Photosynthese-Kapazität weniger gut ausschöpfen, erklärt Moore.

Die Ergebnisse könnten nach Einschätzung der Universität Hohenheim bei der Planung von Agroforst- und Agri-PV-Systemen helfen. Physiologische Kennwerte wie Dunkelatmung und Lichtkompensationspunkt könnten genutzt werden, um schattentolerantere Sorten zu identifizieren und geeignete Kulturen gezielter mit den jeweiligen Lichtbedingungen abzustimmen.

Auch für die Pflanzenzüchtung ergeben sich daraus Perspektiven. Laut Schweiger könnte die bereits in konventionellen Sorten vorhandene Anpassungsfähigkeit als Ausgangspunkt für die gezielte Auswahl und Züchtung von Pflanzen für Anbausysteme mit Teilbeschattung dienen.

Beschattung hilft gegen Hitze

Agroforst und Agri-PV sollen zudem dazu beitragen, landwirtschaftliche Flächen effizienter zu nutzen und die Auswirkungen von Hitze und Trockenheit zu verringern. Die Beschattung kann das Mikroklima verändern, die Bodentemperatur senken und dazu beitragen, dass die Bodenfeuchte länger erhalten bleibt. Nach Einschätzung der Forschenden könnten Hitze- und Dürreperioden das Pflanzenwachstum künftig stärker begrenzen als die moderate Beschattung durch Bäume oder Solarmodule.

Die Studie belegt allerdings nicht, dass die physiologische Anpassung automatisch zu höheren Erträgen führt. Die erhobenen Ertragsdaten unterschieden sich nach Angaben der Universität je nach Standort und Kulturart und ergaben kein einheitliches Bild.

Details zur Studie Agri-PV der Uni Hohenheim stehen im Internet bereit. (sh)

Das Verfahren führt historische und netzbezogene Informationen zusammen. Dabei berücksichtigt es auch Daten aus dem Umfeld eines Kabels, etwa benachbarte Betriebsmittel oder Hausanschlüsse. Aus diesen Informationen leitet das System einen wahrscheinlichen Einbauzeitraum ab. Das Ergebnis bildet eine plausibilisierte Baujahresperiode, die anschließend von Experten aus dem Asset Management fachlich geprüft wird.

„Je besser wir unsere Infrastruktur digital abbilden und verstehen, desto gezielter können wir Investitionen planen, Prozesse automatisieren und die Netze für die Anforderungen der Energiewende weiterentwickeln“, erläutert Oliver Pohl, Leiter Team Daten und digitale Lösungen bei Schleswig-Holstein Netz.

Daten gewinnen an Bedeutung

Mit dem Ausbau erneuerbarer Energien sowie der zunehmenden Elektrifizierung von Mobilität, Wärme und Industrie steigen die Anforderungen an die Stromverteilnetze. Gleichzeitig benötigen Netzbetreiber belastbare Daten, um Netze zu planen, zu betreiben und Investitionen zu priorisieren.

„Cable Age“ soll deshalb nicht nur Erkenntnisse über einzelne Kabel liefern. Die Projektpartner prüfen auch, wie sich Verfahren zur Datenanalyse und Qualitätssicherung stärker automatisieren lassen. Nach Angaben der beteiligten Unternehmen kann KI dazu beitragen, vorhandene Datenbestände systematischer auszuwerten und das Verständnis der Netzinfrastruktur zu verbessern.

Helge Siepe, bei Eon Grid Solutions für die Themen AI und Automation verantwortlich, bezeichnet Daten als zunehmend strategische Grundlage für die Energiewende. Der Data & AI Hub der zentralen Datenplattform „iPEN“ schaffe die Voraussetzungen, um KI-Anwendungen wie „Cable Age“ zu entwickeln und auf weitere Netzbetreiber zu übertragen.

Vier Netzgesellschaften arbeiten zusammen

Das Pilotprojekt verbindet unterschiedliche Netzgebiete und Datenstrukturen. Schleswig-Holstein Netz und Avacon Netz übernehmen die konzeptionelle Entwicklung und den Aufbau des Modells. Eon Grid Solutions bringt ihre Expertise bei KI-Verfahren ein. Mitnetz Strom stellt zusätzliche Datenbestände bereit und unterstützt die fachliche Validierung sowie die Praxiserprobung.

Die unterschiedlichen Ausgangsdaten sollen dabei helfen, das Verfahren unter verschiedenen Rahmenbedingungen zu testen. Damit wollen die Projektpartner auch die Übertragbarkeit der entwickelten Methode auf andere Netzgebiete untersuchen.

Schleswig-Holstein Netz betreibt Strom- und Gasleitungen in mehr als 900 Kommunen in Schleswig-Holstein. Avacon Netz ist regionaler Strom- und Gasnetzbetreiber in Niedersachsen, Sachsen-Anhalt, Hessen und Nordrhein-Westfalen und betreibt nach eigenen Angaben mehr als 85.000 Kilometer Strom- und Gasnetze. Mitnetz Strom mit Sitz in Kabelsketal ist ein regionaler Stromverteilnetzbetreiber in Ostdeutschland und betreut nach eigenen Angaben ein Netz mit einer Länge von fast 71.000 Kilometern.

Pilot läuft bis Herbst 2026

„Cable Age“ ist zunächst bis zum Frühherbst 2026 angelegt. Bis dahin wollen die Projektpartner die Genauigkeit der KI-gestützten Analysen sowie deren praktischen Nutzen für Datenmanagement, Netzbetrieb und Asset Management untersuchen.

Eine Grundlage für die Entwicklung bildet der Data-/AI Hub der Eon-Plattform „iPEN“ (Information Platform of Energy Networks). Nach Angaben von Eon Grid Solutions bündelt der Hub relevante Netzdaten, Entwicklungsumgebungen sowie Werkzeuge und Methoden. Dadurch sollen neue Anwendungen nicht für jeden Anwendungsfall vollständig neu entwickelt werden müssen.

Bewährt sich „Cable Age“, könnten wiederverwendbare Bausteine und gemeinsame Standards eine Übertragung auf weitere Eon-Netzgesellschaften erleichtern. Damit zielt das Projekt über die Ermittlung von Kabelbaujahren hinaus auf eine breitere Nutzung von Daten und KI im Netzgeschäft. (sh)

Stärker als der Umsatz legte das operative Ergebnis zu. Das operative Ebita erhöhte sich verglichen zum ersten Halbjahr 2025 um 44 Prozent von 556 auf 802 Millionen Euro. Beim Nettogewinn meldet Danfoss einen Zuwachs um 62 Prozent von 269 auf 436 Millionen Euro. Auch beim Cashflow kehrte sich die Entwicklung um: Der freie operative Cashflow nach Finanzergebnis und Steuern vor Übernahmen erreichte 164 Millionen Euro. Im Vorjahreszeitraum hatte Danfoss noch minus 168 Millionen Euro ausgewiesen.

„In unseren Geschäftsbereichen, einschließlich Rechenzentren, hält die solide Wachstumsdynamik an. Das führt zu einem deutlichen organischen Wachstum und einer hohen Rentabilität. Einen starken Anteil daran haben Nordamerika und Asien − insbesondere China und Indien“, sagte Kim Fausing, Präsident und CEO von Danfoss.

Rechenzentren stützen alle drei Geschäftsbereiche

Als einen wesentlichen Wachstumstreiber nennt Danfoss den Ausbau von Rechenzentren. Davon profitierten nach Angaben des Konzerns alle drei Geschäftssegmente. Danfoss liefert für luft- und flüssigkeitsgekühlte Rechenzentren unter anderem Technik für Stromumwandlung, Energiespeicherung und Wärmerückgewinnung. Zu den adressierten Kundengruppen zählen Hyperscaler, Colocation-Anbieter und Chiphersteller.
 Danfoss Climate Solutions profitierte neben dem Geschäft mit Rechenzentren von einer höheren Nachfrage nach Wärmepumpen für Gebäude und industrielle Anwendungen. Im Segment Power Electronics and Drives verzeichnete das Unternehmen nach eigenen Angaben Zuwächse bei Rechenzentren, Elektrifizierung und im industriellen Kerngeschäft.

Parallel zum operativen Wachstum verändert Danfoss sein Portfolio. Im ersten Quartal übernahm der Konzern die noch ausstehenden Minderheitsanteile an Semikron Danfoss. Das Unternehmen entwickelt und produziert Leistungshalbleitermodule und entsprechende Systemlösungen. Mit der vollständigen Übernahme will Danfoss Investitionen in diesem Geschäft beschleunigen.

Eine weitere Transaktion betrifft den italienischen Hersteller Alfagomma. Danfoss hat eine Vereinbarung zur Übernahme des Unternehmens geschlossen. Alfagomma beschäftigt rund 4.500 Mitarbeitende und ist auf Fluidfördersysteme spezialisiert. Die Transaktion benötigt noch die erforderlichen Genehmigungen.

​Margenprognose deutlich erhöht

Für das Gesamtjahr zeigt sich das Management nach dem ersten Halbjahr zuversichtlicher. Danfoss erwartet den Umsatz nun in der oberen Hälfte der bisherigen Bandbreite von 9,1 bis 10,6 Milliarden Euro. Rechnerisch entspricht die obere Hälfte einer Spanne von rund 9,85 bis 10,6 Milliarden Euro. Die Prognose für die operative Ebita-Marge hat der Konzern angehoben. Für 2026 rechnet Danfoss jetzt mit einer operativen Ebita-Marge zwischen 14,6 und 15,6 Prozent. Bislang hatte das Unternehmen 12,8 bis 14,3 Prozent erwartet. 

Als Grundlage für die höhere Erwartung nennt Danfoss die operative Entwicklung im ersten Halbjahr. Neben dem Wachstum in Nordamerika und Asien dürfte damit vor allem die Nachfrage aus dem Rechenzentrumsmarkt für den weiteren Jahresverlauf an Bedeutung gewinnen. Zugleich bleiben Unterschiede zwischen den Absatzmärkten bestehen: Während Rechenzentren, Elektrifizierung, Wärmepumpen sowie Bau- und Bergbaumaschinen Wachstumsimpulse liefern, belastet die schwache Nachfrage nach großen Agrarmaschinen Teile des Geschäfts. (hr)

Der Vertrag soll die Finanzierung der weiteren Geschäftsentwicklung absichern. Nach Angaben von Finanzvorstand Michael Jaxy enthält die Vereinbarung neben der Garantielinie weitere Möglichkeiten zur Unterstützung des Geschäfts. Das höhere Volumen und verbesserte Konditionen wertet das Unternehmen als Zeichen für das Vertrauen der Finanzierungspartner in die Geschäftsentwicklung und die weitere Strategie.

Kredit zurückgezahlt

Parallel zum Abschluss der neuen Finanzierung hat Enercon die letzten Raten eines Kredits des Wirtschaftsstabilisierungsfonds (WSF) vorzeitig zurückgezahlt. Der Kredit wäre regulär bis Ende 2026 gelaufen. Enercon hatte 2022 insgesamt 500 Millionen Euro aus dem WSF erhalten. Die Mittel dienten der Stabilisierung des Unternehmens nach den wirtschaftlichen Folgen der Covid-19-Pandemie.

„Damit ist die Restrukturierung Enercons auch formell erfolgreich abgeschlossen“, sagte Heiko Janssen, Vorstandsvorsitzender der Aloys Wobben Stiftung (AWS), Enercons Alleingesellschafterin. Die AWS hatte einen nach eigenen Angaben einen Turnaround-Prozess eingeleitet und geführt, nachdem Enercon 2019 infolge des Einbruchs des Onshore-Marktes in eine existenzielle Krise geraten war. 

Mit dem neuen Konsortialkreditvertrag wächst die Zahl der beteiligten Banken von zehn auf elf Institute. Commerzbank und Deutsche Bank koordinierten das Konsortium. Auch die staatliche Förderbank KfW beteiligt sich über das Förderangebot „Absicherungsinstrument für Transformationsindustrien“. (hr)

„Wir haben dieses komplexe Projekt von der Planung über die Errichtung bis zur Inbetriebnahme erfolgreich umgesetzt“, erklärt Abo-Energy-Geschäftsführer Karsten Schlageter. Mit Tyczka Hydrogen habe das Unternehmen nun einen Käufer für die Anlage gefunden.

Zum H2-Hub gehören ein Elektrolyseur mit 5 MW Leistung, eine Wasserstofftankstelle und eine Abfüllstation für Trailer. Nach Angaben von Abo Energy kann der Elektrolyseur jährlich bis zu 450 Tonnen grünen Wasserstoff erzeugen. Der Strom dafür stammt aus Wind- und Solarparks. Der Wasserstoff ist vor allem für Brennstoffzellenbusse und -Lkw vorgesehen.

Im Juli 2025 erhielt der Standort laut Abo Energy ein TÜV-Zertifikat nach dem „CertifHy EU RFNBO Voluntary Scheme“. RFNBO steht für „Renewable Fuels of Non-Biological Origin“ und bezeichnet erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs. Nach Angaben des Unternehmens gehörte der H2-Hub damit zu den ersten entsprechend zertifizierten Anlagen in Deutschland. Seit August 2025 produziert der Standort RFNBO-zertifizierten grünen Wasserstoff.
 Die Tankstelle arbeitet mit einem Druck von 350 bar. Über die Trailer-Abfüllstation lässt sich Wasserstoff zudem per Lkw zu Abnehmern außerhalb des Standorts transportieren. Die Betriebsführung liegt seit der Eröffnung bei der Abo Kraft & Wärme AG. Ob sie diese Aufgabe auch nach dem Eigentümerwechsel fortführt, geht aus der Mitteilung nicht hervor.

Käufer Tyczka Hydrogen hat seinen Sitz im bayerischen Geretsried. Das Unternehmen produziert und liefert Wasserstoff und deckt nach eigenen Angaben die Wertschöpfungskette von der Erzeugung über Abfüllung und Transport bis zur Versorgungstechnik ab.

12 Millionen Euro Förderung

Der H2-Hub erhielt öffentliche Förderung. Im Rahmen des Nationalen Innovationsprogramms Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie (NIP) flossen insgesamt zwölf Millionen Euro über das Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) in das Projekt.

Nach Angaben von Abo Energy werden Fördermittel dieser Maßnahme auch über den Deutschen Aufbau- und Resilienzplan (DARP) und die europäische Aufbau- und Resilienzfazilität (ARF) des Programms „NextGenerationEU“ bereitgestellt. Die Nationale Organisation Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie (NOW) GmbH koordiniert die Förderrichtlinie, der Projektträger Jülich (PtJ) setzt sie um. (ds)

Die Anlage arbeitet außerhalb der EEG-Förderung und erhält keine garantierte Einspeisevergütung. Die Vermarktung erfolgt über langfristige Power Purchase Agreements (PPA). Abnehmer sind Shell Energy Europe, die Finanz Informatik (FI) und deren Tochter Finanz Informatik Technologie Service (FI-TS). Rund 75 Prozent des erzeugten Stroms geht laut DAL dabei an Shell. Einen Teil der Strommengen will Shell für die Wasserstoffproduktion im Elektrolyseur Refhyne 2 einsetzen. Das Projekt entsteht bei der Shell Energy and Chemicals Park Rheinland in Wesseling.

Strom für Rechenzentren der Sparkassen-Finanzgruppe

Weitere Strommengen gehen an die Finanz Informatik und FI-TS. Die Unternehmen stellen IT-Dienstleistungen für die Sparkassen-Finanzgruppe bereit und betreiben dafür unter anderem Rechenzentren. Angaben zu den vereinbarten Strommengen und zur Laufzeit dieser Abnahmeverträge machte die DAL in ihrer Mitteilung nicht.

„Für uns als IT-Dienstleister und Betreiber moderner Rechenzentren ist eine sichere, kalkulierbare Energieversorgung ein wichtiger Baustein unseres Geschäfts. Sonnenenergie muss nicht importiert, transportiert oder auf internationalen Märkten beschafft werden − sie ist langfristig planbar und bleibt weitgehend unbeeinflusst von geopolitischen Liefer- und Preisrisiken“, erklärte Martin Waldmann, Geschäftsführer der Finanz Informatik.

Die DAL war erstmals im Jahr 2024 als Investor einer Photovoltaikanlage eingestiegen. Sie beteiligte sich damals an einem Park im sächsischen Kleinschirma, Betreibergesellschaft ist die Solarparc Kleinschirma GmbH & Co. KG (wir berichteten). Unternehmen der Sparkassen-Gruppe können darüber Strom beziehen. (hr)

Die Aussicht auf wirtschaftlichen statt militärischen Druck ließ die Ölpreise zunächst nachgeben. Die ungelöste Blockade der Straße von Hormus und die angespannte LNG-Versorgung halten die geopolitische Risikoprämie jedoch hoch. 

Strom: Fast durch die Bank fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt. Der Day-ahead wurde im Base mit 141,75 Euro je Megawattstunde gehandelt, im Peak mussten 121,00 Euro je Megawattstunde gezahlt werden. Am Freitag hatte der Montag an der Börse 145,95 Euro in der Grundlast gekostet.

Am vergangenen Sonntag ist es auf Day-ahead-Basis erneut zu negativen Strompreisen gekommen. Auf Stundenbasis wurden für den Sonntag negative Preise zwischen 9.30 und 16.45 Uhr registriert. Der niedrigste Preis ergab sich mit -6,21 Euro je Megawattstunde für den Zeitraum zwischen 14 und 14.15 Uhr.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Dienstag ein Stück höher ausfallen als noch am Montag. Für den weiteren Verlauf der Woche erwarten die Meteorologen von Eurowind zunächst weiter steigende Erneuerbaren-Einspeiseleistungen, wobei der Höchstwert am Donnerstag mit 33 Gigawatt erreicht werden dürfte. Anschließend dürfte die Einspeiseleistung wieder etwas abnehmen.

Am langen Ende des Strommarktes hat das Cal 27 am Montagnachmittag ein Plus von 1,45 Euro auf 112,88 Euro je Megawattstunde verzeichnet.
 
CO2: Der CO2-Markt hat zum Start in die neue Woche deutlich zugelegt. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 1,61 Euro auf 84,22 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 11,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 84,43 Euro, das Tief bei 82,26 Euro.

Der Irankrieg bleibt nach Einschätzung der Analysten von Vertis kurzfristig der wichtigste Risikofaktor für die Energiemärkte und damit auch für den CO2-Markt. Das auf 60 Tage angelegte Memorandum ist ausgelaufen, ohne dass eine Einigung über die Wiederöffnung der Straße von Hormus erzielt wurde. Washington dürfte am Montag weitere Sanktionen ankündigen. Teheran drohte unterdessen, alternative Schifffahrtsrouten im Persischen Golf zu nutzen, sollten sich Nachbarstaaten den entsprechenden Bemühungen anschließen.

Eine moderate Eskalation dürfte die Gaspreise stützen, den Einsatz von Kohle gegenüber Gas in der Stromerzeugung begünstigen und damit auch die Hedging-Nachfrage der Versorger nach EUA erhöhen, so die Analysten.

Ein deutlich stärkerer Gaspreisanstieg könnte dagegen den gegenteiligen Effekt haben: Industrieunternehmen könnten ihren Gasverbrauch und ihre Produktion reduzieren, wodurch die Emissionen sinken würden – ähnlich wie während der Energiekrise 2022. Eine Rückkehr an den Verhandlungstisch würde dagegen den Druck auf die Energiepreise verringern.

Die Äußerungen von Fed-Chef Kevin Warsh am Freitag stellen den Analysten zufolge das wichtigste makroökonomische Risiko der neuen Woche dar. Ein restriktiverer geldpolitischer Ton dürfte die Stimmung an den Finanzmärkten belasten und auch auf den CO2-Preisen lasten.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Montag fester gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 0,30 Euro auf 66,95 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead dagegen um 0,85 Euro auf 67,40 Euro nach unten.

Die Analysten der Commerzbank weisen darauf hin, dass die europäischen Gaspreise zwar weit unter den Extremständen der Energiekrise 2022 liegen, aktuell aber etwa doppelt so hoch sind wie im Vorjahr. Zusätzlicher Aufwärtsdruck könnte entstehen, falls die Spannungen im Nahen Osten anhielten und Europa weiter mit Asien um verfügbare LNG-Ladungen konkurrieren müsse.

Hinzu komme der bevorstehende Ausstieg aus den LNG-Importen aus Russland. Zuletzt konnten die europäischen LNG-Importe allerdings wieder etwas steigen. Auch wenn die Regierung auf mögliche Versorgungsengpässe reagieren könne, dürfte dies im Zweifel zu einem deutlichen Aufpreis passieren. Für die nächsten Wochen dürften die europäischen Gasspeicher daher ein zentrales Thema für die Energiemärkte bleiben. (map)