„Wir erwarten von den Eckpunkten klare und verlässliche Leitplanken sowie eine Verbesserung der Rahmenbedingungen für den Ausbau und die Dekarbonisierung der Wärmenetze“, erklärte BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae. Nach wiederholten Verzögerungen müsse nun zeitnah ein ausformulierter Gesetzentwurf folgen.

Zu den aus Sicht des Verbands notwendigen Anpassungen zählt eine Reform der Wärmelieferverordnung sowie des § 556c des Bürgerlichen Gesetzbuchs (BGB). Zudem müsse die Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) angepasst werden. Auch eine verlässliche Finanzierung sei erforderlich, erklärte Andreae.

Die Wärmeversorger dürften bei der Umsetzung ihrer Ausbau- und Dekarbonisierungspläne nicht mit zusätzlicher Bürokratie belastet werden, fordert der BDEW. Gleichzeitig müsse die Preisaufsicht so ausgestaltet sein, dass sie Verbraucher schützt und Investitionen in Wärmenetze ermöglicht. Preisdeckel lehnt der Verband ab.

Mehr Förderung für Wärmenetze gefordert

Eine zentrale Forderung betrifft die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW). Der BDEW verlangt, die Förderung auf mindestens 3,5 Milliarden Euro pro Jahr anzuheben und über 2030 hinaus fortzuführen. Auch beim Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) sei eine langfristige Planungssicherheit notwendig.
 Andreae begrüßte zugleich, dass die Eckpunkte für das Wärmenetzpaket nun zeitnah vorliegen sollen. Aus Sicht des Verbands reichen Eckpunkte allein jedoch nicht aus. Die Bundesregierung müsse schnell einen konkreten Gesetzentwurf vorlegen, damit die Branche Klarheit über die künftigen Rahmenbedingungen erhalte.

Für die weitere Gesetzgebung fordert der BDEW ausreichend Zeit für eine Konsultation der Branche. Dabei sollten die Erfahrungen der Energieversorger aus der Praxis berücksichtigt werden. Gerade beim Ausbau und bei der Dekarbonisierung der Wärmenetze seien verlässliche Rahmenbedingungen entscheidend, um langfristige Investitionsentscheidungen treffen zu können. (sh)

Am Samstag davor erzeugte Österreich bei einem Tagesverbrauch von 120,1 Millionen kWh insgesamt 117,8 Millionen kWh Strom. Rund 30 Prozent der Erzeugung stammten aus Photovoltaik. Die PV-Leistung erreichte zu Mittag 4.300 MW. Die Tageslastspitze lag dagegen am Abend bei 6.100 MW, als die PV-Erzeugung bereits weitgehend abgefallen war.

Auch die Großhandelspreise spiegelten diese Entwicklung wider. Laut dem Wirtschaftsministerium lag der durchschnittliche Strompreis zwischen 10 und 16 Uhr bei 14 Euro/MWh. In den Abendstunden stieg er auf rund 180 Euro/MWh. Daher sollen Speicher künftig dazu beitragen, Strom aus der mittäglichen PV-Spitze aufzunehmen und zu späteren Zeitpunkten wieder bereitzustellen, so der Minister.

Stromspitzen für den Abend auffangen

„Die Herausforderung ist nicht, dass wir im Sommer zu wenig günstigen heimischen Strom erzeugen. Wir müssen ihn dann verfügbar machen, wenn wir ihn brauchen“, sagte Hattmannsdorfer. Speicher könnten den Angaben zufolge zugleich die Netze entlasten und den Eigenverbrauch erhöhen.

Das Energieministerium plant dafür eine Reihe von Maßnahmen. Dazu zählen eine neue Photovoltaik-Förderung mit stärkerem Fokus auf Speicher, die Berücksichtigung von Speicherinfrastruktur im neuen Netzinfrastrukturplan sowie schnellere Genehmigungsverfahren für Batteriespeicher. Zudem soll ein eigenes Förderprogramm für intelligente Energiemanagementsysteme in Haushalten und Betrieben entstehen.

Die österreichische EAG-Investitionsförderung soll ab 2027 grundlegend neu ausgerichtet werden. Nach Angaben des Ministeriums sollen Förderanträge künftig erst nach Installation und Rechnungslegung gestellt werden können. Damit soll das bisherige First-Come-First-Serve-Verfahren entfallen.

Gleichzeitig soll die Förderung stärker auf intelligente Energiemanagementsysteme (EMS) in Kombination mit Speichern abzielen. Die breite Förderung klassischer kleiner PV-Anlagen soll auslaufen. Gefördert werden sollen stattdessen Systeme, die den Eigenverbrauch erhöhen und zur Entlastung der Stromnetze beitragen.

Auch die Nachrüstung bestehender PV-Anlagen soll attraktiver werden. Speicher sollen künftig in Verbindung mit einem EMS unabhängig von der Neuerrichtung einer PV-Anlage förderfähig sein. Innovative PV-Anwendungen wie gebäudeintegrierte Anlagen, Agri-PV, Parkplatzüberdachungen, schwimmende PV-Anlagen und PV an Lärmschutzwänden sollen weiterhin unterstützt werden.

Die neue Förderlogik soll zudem europäische Wertschöpfung berücksichtigen. Für den Einsatz zentraler Komponenten aus europäischer Produktion ist ein Bonus vorgesehen.

Bis zu 8.000 MW Batteriespeicher

Das Wirtschaftsministerium verweist auf erste Ergebnisse einer von ihm beauftragten Speicherstudie. Demnach könnten bis 2030 aus volkswirtschaftlicher Sicht bis zu 8.000 MW marktorientierte Batteriekapazität in Österreich sinnvoll sein. Je nach Szenario könnten zusätzliche Batteriespeicher den Großhandelspreis im Jahr 2030 um bis zu 2 Euro/MWh senken.

Neben der Förderung sieht Hattmannsdorfer auch die Regulierung als entscheidend für den Ausbau. Insbesondere die Netzentgelte müssten so ausgestaltet sein, dass sich Speicherprojekte wirtschaftlich betreiben lassen. Zugleich fordert der Minister eine Überarbeitung der Kriterien, die die österreichische Regulierungsbehörde E-Control für systemdienliche Speicher vorsieht.

Die Zahl und Ausgestaltung der Kriterien müssten überprüft werden, sagte Hattmannsdorfer. Die Vorgaben müssten praxistauglich und ausreichend breit sein, damit sie den Ausbau von Speichern nicht behinderten.

Hansesun kritisiert PV-Pläne

Als „völlig unzureichend“ bezeichnet der führende PV-Anbieter in Westösterreich, Hansesun, die vorgelegten Pläne für die neue Photovoltaik-Förderung. 25.000 bereits vorliegende Projekte verlören damit die Chance auf eine Förderung, kritisiert Hansesun-Marketingleiter Andreas Müller. Hansesun fordert gemeinsam mit anderen Branchenexperten eine einfache steuerliche Begünstigung für Photovoltaik-Anlagen in Form eines Klima-Investitionsfreibetrags.

„Die Bundesregierung lässt 25.000 Menschen im Stich, die etwas für den Klimaschutz tun wollen“, kritisiert Müller. Denn so viele Photovoltaik-Projekte stünden seit dem letzten Fördercall auf der Warteliste für die PV-Förderung. „Fast alle werden leer ausgehen“, prognostiziert Müller. (sh)

Der Spritpreisdeckel ist eine Reaktion auf die auch in Polen seit dem Irankrieg gestiegenen Kraftstoffpreise. Die staatliche Preisvorschrift gilt bis 31. August, also zur Hauptreisezeit in den Ferien. Zugleich sinkt die Umsatzsteuer auf Sprit auf 8 Prozent.

Eigentlich wollte die Regierungskoalition aus Bürgerlichen, Grünen und Linken eine „Übergewinn“-Steuer auf die „außergewöhnlichen“ Gewinne der Mineralölkonzerne seit Beginn des Irankrieges am 28. Februar einführen. Dabei sollten deren Gewinne auf Import-, Raffinerie- und Tankstellen-Ebene von März bis Dezember 2026 mit den gleichen Monaten des Vorjahres verglichen werden. Jeder darüberliegende Gewinn nach Abzug einer 20-prozentigen Toleranz sollte zu 60 Prozent besteuert werden. Die Regierung rechnete mit Mehreinnahmen von 4 Milliarden Zloty, umgerechnet knapp 930 Millionen Euro. Sie sollten die Steuerausfälle durch den ersten Tankrabatt im Frühjahr ausgleichen.

Der Sejm hatte das Gesetz am 3. Juli verabschiedet. Doch Staatspräsident Karel Nawrocki von der rechtsnationalistischen PiS meldete verfassungsrechtliche Bedenken an und legte es dem Verfassungsgericht vor. Dieses hat noch nicht entschieden.

Der Kraftstoff-Endpreis wird seit 17. August vom Energieministerium auf Basis durchschnittlicher Großhandelspreise und Betriebskosten der größten Lieferanten festgelegt, schreibt T-Online.

Trotz Preisdeckel plus 5 Cent in der ersten Woche

In der ersten Woche erreichte der Preisdeckel die beabsichtigte Preisstabilität oder Senkung nicht: Zwischen dem 17. und dem 22. bis 24. August stiegen die Tankstellen-Preise um 2 bis 2,9 Prozent; bei Diesel waren es umgerechnet 5 Cent pro Liter. Der Diesel-Preisdeckel, am zweiten Tag noch stabil, stieg laut Ministerium von 7,37 auf 7,59 Zloty, also von 1,71 auf 1,76 Euro. Bei Superbenzin 95 ging die Preisobergrenze von 6,41 auf 6,54 Zloty, entsprechend von 1,49 auf 1,52 Euro, bei Super plus mit 98 Oktan von 7,20 auf 7,36 Zloty beziehungsweise von 1,67 auf 1,71 Euro. Die staatliche Indizierungsformel bildet damit die Preisfindung auf Import- und Raffinerieebene ab, die vor allem von der Lage an der Haupt-Ölroute Straße von Hormus abhängt.

Es gibt keine Hinweise, dass polnische Tankstellengesellschaften unter den Preisdeckel gehen, aber anekdotische Hinweise auf Verstöße gegen die Preisobergrenze. Diese werden ähnlich erfasst und geahndet wie in Deutschland Verstöße gegen die 12-Preiserhöhungs-Regel.

Tanktourismus lohnt sich auch für Unternehmen

Die polnischen Spritpreise laden deutsche Autofahrer zum Tanktourismus ein: Per 18. August meldeten zwei Großgesellschaften dem EID mengengewichtete Endpreis-Bundesdurchschnitte von 2,241 bis 2,252 Euro pro Liter für Super E5 und von 2,28 bis 2,297 Euro für Diesel.

Selbst für gewerbliche Dieselfahrer aus Deutschland, die nur die inländische Vorsteuer zurückholen, bestand am 18. August in Polen im Mittel ein Preisvorteil von 15,6 Cent pro Liter, beim kursorischen Vergleich von deutschem Netto- und polnischem Bruttopreis. Polen beschneidet damit die Gewinne im Mineralölsektor auch zugunsten deutscher Verbraucher.

Zum Vergleich: energiepolitische Lage in Deutschland

In der Koalition aus Union und SPD sind Preisdeckel und Übergewinnsteuer umstritten. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) lehnt beides ab. Von der SPD forderte unter anderem Generalsekretär Tim Klüssendorf eine Übergewinnsteuer, die im Wahlkampf befindliche mecklenburg-vorpommersche Ministerpräsidentin Manuela Schwesig einen Preisdeckel.

Seit 1. April gilt auf Basis des Kraftstoff-Maßnahmenpakets die 12-Uhr-Regel, wonach Preiserhöhungen an der Zapfsäule auf 12 Uhr mittags begrenzt werden. Auf Großhandelsebene darf das Kartellamt verdachtsunabhängig Kosten- und Preisdaten erheben; die Beweislast für angemessene Margen wurde auf Raffinerien und Großhändler verlagert. Das Oberlandesgericht Düsseldorf hat die Auskunftsbegehren gegen Raffinerien in Eilverfahren zugelassen, gegen Preisinformationsdienste aber gestoppt. Von Mai bis Juli galt ein steuerlicher Tankrabatt von brutto 16,7 Cent pro Liter.

Während der von Russland ausgelösten Energiekrise erhob die EU 2022 den EU-Energiekrisenbeitrag für Unternehmen aus dem Öl-, Gas-, Kohle- und Raffineriebereich. Der Steuersatz betrug 33 Prozent auf Gewinne, die mehr als 20 Prozent über dem Durchschnitt der Jahre 2018 bis 2021 lagen, und galt für 2022 und 2023. Deutschland bevorzugte im Strombereich die Umsatzabschöpfung, von der bestimmte Stromquellen betroffen waren, auch erneuerbare, nicht aber Braunkohle. Verfassungsklagen von Betroffenen blieben erfolglos. (geo)

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 3,89 und 4,43 Euro pro Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.
 

Der VDMA nimmt auch die Bundesregierung in die Pflicht: „Versorger, Großhandel und letztlich auch die Regierung haben eine klare Verantwortung für die Versorgungssicherheit“, sagte Brodtmann. Man appelliere daher nachdrücklich an die Verantwortlichen, „rechtzeitig aktiv zu werden und ausreichende Vorräte sicherzustellen“. 

Die niedrigen Gasspeicher in Deutschland haben eine Debatte ausgelöst. Zuletzt waren die Speicher nur zu rund 50 Prozent gefüllt. Das war nach Angaben des Gasspeicher-Verbands Ines der niedrigste Stand für die Jahreszeit seit Beginn der Aufzeichnungen 2011. Im vergangenen Jahr waren es zum gleichen Zeitpunkt 67 Prozent. Wegen des Iran-Kriegs mit der faktischen Blockade der Straße von Hormus sind die Gaspreise diesen Sommer ungewöhnlich hoch, weshalb Händler weniger Gas für den Verkauf im Winter einkaufen. 

Das Haus von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) sieht bei der Wintervorsorge vor allem die Privatwirtschaft mit Gasunternehmen und Händlern in der Pflicht. Dennoch bereite die Bundesregierung „die notwendigen Handlungsoptionen so vor, dass sie bei einer Verschlechterung der Lage schnell und gezielt eingesetzt werden können“, erklärte das Ministerium kürzlich. Eine Gasmangellage sei im kommenden Winter derzeit aber nicht zu erwarten.

Je nach Projektanforderungen können Betreiber die höhere Leitertemperatur nutzen, um die Übertragungskapazität zu steigern, den Materialeinsatz zu reduzieren oder die Effizienz des Gesamtsystems zu optimieren. NKT sieht Einsatzmöglichkeiten unter anderem bei Offshore-Windparks, hybriden Interkonnektoren und künftigen Stromverbindungen zwischen Kontinenten.

„Die höhere zulässige Leitertemperatur ermöglicht eine größere Übertragungskapazität und gibt unseren Kunden zugleich mehr Spielraum bei der Auslegung und Optimierung ihrer Kabelsysteme“, erläutert Anders Jensen, Chief Technology Officer von NKT. Die Technologie könne dazu beitragen, die Übertragungskapazität innerhalb bestehender HGÜ-Infrastrukturen zu erhöhen.

Neues Material für die Isolierung

Die höhere Betriebstemperatur basiert laut NKT auf einer Weiterentwicklung des Isolationssystems. Dabei hat das Unternehmen die inneren und äußeren halbleitenden Schichten des Kabels mit einem neuen Material konzipiert. NKT entwickelte und qualifizierte den Werkstoff gemeinsam mit Borouge International, einem Anbieter von Polymerlösungen für Kabelisolierungen.

Das neue halbleitende Material trägt die Bezeichnung „LE0650DC“. Laut Borouge International verbessert es die thermische Leistungsfähigkeit des Kabelsystems. Gleichzeitig soll es die für Stromübertragungsinfrastruktur erforderliche langfristige Zuverlässigkeit und Robustheit unterstützen.

„Die Qualifizierung von LE0650DC markiert einen weiteren wichtigen Schritt in der Weiterentwicklung der HGÜ-Kabeltechnologie“, sagt Bart Verheule, Vice President Marketing, Energy bei Borouge International. Das Unternehmen bringe dabei Erfahrung mit Polymerlösungen für Stromübertragungsinfrastruktur und technisches Know-how ein.

NKT-Hintergrund

Das Portfolio von NKT umfasst sowohl Onshore- als auch Offshore-Anwendungen sowie das zugehörige Kabelzubehör. Die nun erfolgte Qualifizierung erfolgt vor dem Hintergrund eines wachsenden Bedarfs an leistungsfähigen Stromübertragungsnetzen für die Integration erneuerbarer Energien. HGÜ-Verbindungen lassen sich insbesondere bei langen Übertragungsstrecken und bei der Anbindung von Offshore-Windparks einsetzen. Hybride Interkonnektoren verbinden dabei den Austausch von Strom zwischen Ländern oder Märkten mit der Anbindung erneuerbarer Erzeugung.

NKT entwickelt, produziert und installiert Kabel für Nieder-, Mittel- und Hochspannung. Das Unternehmen ist seit 1891 in der Kabelindustrie tätig, beschäftigt nach eigenen Angaben rund 6.500 Mitarbeiter und ist an mehr als 30 Standorten weltweit vertreten. NKT erzielte 2025 einen Umsatz von 3,6 Milliarden Euro. (sh)

Hansen Powercloud soll bei Elli künftig weiterhin zentrale Energiemarkt- und Abrechnungsprozesse abbilden. Nach Angaben der Unternehmen soll die Plattform zudem die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle unterstützen. Darunter fallen auch Vehicle-to-Grid-Konzepte, bei denen sich Fahrzeugbatterien flexibel für das Energiesystem nutzen lassen.

„Wichtig war uns bei der Entscheidung insbesondere die moderne Infrastruktur, die Hansen bietet – auch als Basis für Agentic Workflows. Zusammen mit Hansen und weiteren engen Partnern möchten wir das Energiegeschäft noch einmal neu denken”, erklärt Ingo Müller, Vice President Energy bei Elli.

John May, Geschäftsführer von Hansen Technologies Germany und Regional Manager bei Hansen Technologies, ergänzt: “Mit der API-zentrierten Architektur von Hansen Powercloud bieten wir eine Plattform, die skalierbare KI-Anwendungen ermöglicht, neue Technologien flexibel integriert und gleichzeitig höchste Anforderungen an Sicherheit, Verfügbarkeit und regulatorische Compliance erfüllt. So unterstützen wir Elli dabei, Innovationen schneller in die Praxis zu bringen.”

An der von Marco Beicht für den Strom- und Gassektor gegründeten Powercloud aus dem mittelbadischen Achern hatte sich zunächst im Februar 2024 der Wachstumsinvestor General Atlantic beteiligt; später wurden alle Anteile an Hansen Technologies verkauft und die Powercloud GmbH umgebrandet. Als Marke blieb „powercloud“ bestehen. (geo)

„Mit der Kapitalerhöhung wollen wir die Voraussetzungen schaffen, um das enorme Marktpotenzial der vertikalen Photovoltaik konsequent zu erschließen“, wird Vorstand Sascha Krause-Tünker zitiert. Das Unternehmen ist auf vertikale, bifaziale Solarsysteme spezialisiert. Für das laufende Jahr rechnet sie mit Projektvolumen von rund 50 MW. 2027 sollen es mehr als 70 MW sein. Mittelfristig wollen die Saarländer jährlich Projekte mit einem Volumen im dreistelligen MW-Bereich realisieren.

Bei vertikaler PV liegt der Schwerpunkt der Stromproduktion im Vergleich zu konventionellen, nach Süden ausgerichteten Freiflächenanlagen mehr in den Morgen- und Abendstunden. Dadurch können sich höhere Marktwerte ergeben und Abschaltungen reduzieren lassen, heißt es. Nach Angaben des Unternehmens sind die Erlöse seiner Anlagen am Spotmarkt in den vergangenen Jahren je Kilowattstunde gestiegen. Im ersten Halbjahr 2026 habe der Vorteil gegenüber dem Marktwert Solar bei mehr als 60 Prozent gelegen.

Vergangenes Jahr hatte der PV-Spezialist mit dem norwegischen Unternehmen Over Easy Solar eine strategische Kooperation für Vertrieb und Marketing vertikaler Photovoltaiklösungen vereinbart.

„Next2Sun“ wurde 2015 gegründet. Das Unternehmen zählt mehr als 140 Mitarbeitende an Standorten in Deutschland, Österreich, Polen und Japan. Die bislang installierte PV-Leistung beziffert es auf mehr als 60 MW.

Noch eine Marktnische

Vertikale PV ist bis dato ein kleines Teilsegment am Markt für Photovoltaik. Und sie ist noch Forschunggegenstand. Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) hatte im Oktober 2022 das Projekt „VAckerPower“ gestartet. Es beleuchte technische Betriebszuverlässigkeit, Potenziale und möglichen ökologischen Mehrwert im Vergleich zu hoch aufgeständerten Systemen. Im Januar 2025 stellte das Fraunhofer ISE erste Ergebnisse vor, die an Projektanlagen in Merz-Wellingen im Saarland gewonnen wurden.
 Der Vergleich von vertikaler PV und konventioneller Freiflächen-PV ergab sehr unterschiedliche Ertragsdaten.
 

Vergleich vertikale PV zu konventioneller PV

	vertikale Agri-PV	Freiflächen-PV
Spezifischer Ertrag	1.170 kWh/kW	1.100 kWh/kW
Installierbare Leistung	300 kW/ha	1.200 kW/ha
Stromertrag je Fläche	350.000 kWh/ha	1,32 Mio. kWh/ha

Quelle: Fraunhofer ISE

In einem laufenden Folgeprojekt mit der Bezeichnung „VAckerBio 2“ untersucht das ISE Auswirkungen auf die Biodiversität. Die Ergebnispräsentation zu „VAckerPower“ mit dem Titel „Vertiale Agri-Photovoltaik im Ackerbau - Perspektiven und Projekte aus der Photovoltaikforschung“ stellt das Fraunhofer ISE im Internet bereit. (mf)

Eine zentrale Rolle soll die sogenannte CO2-Elektrolyse spielen. Dabei wird Kohlendioxid mithilfe von Strom elektrochemisch in Ausgangsstoffe für chemische Produkte oder synthetische Kraftstoffe umgewandelt. Fraunhofer sieht darin unter anderem eine Möglichkeit, CO2 als Rohstoff weiterzuverwenden, anstatt fossile Ausgangsstoffe einzusetzen. Als mögliches Anwendungsfeld nennt das Institut nachhaltige Flugkraftstoffe, sogenannte Sustainable Aviation Fuels (SAF).

Für Südkorea wollen die Partner untersuchen, wie sich diese Technik mit den CO2-Abscheidungsanlagen von SGC Energy verbinden lässt. Ziel ist laut Fraunhofer, damit eine Grundlage für die industrielle Umsetzung und Vermarktung der Technologie zu schaffen. CO2 könnte auf diese Weise stärker in industriellen Kreisläufen genutzt werden.

Membranen sollen Technik effizienter machen

Die Partner übernehmen dabei unterschiedliche Aufgaben. Das Fraunhofer IAP im Potsdam Science Park bringt seine Forschung an Membranen und polymeren Energiematerialien ein. Fraunhofer Umsicht steuert Kenntnisse in Elektrochemie, Anlagenbau und Systemintegration bei. SGC Energy soll unter anderem CO2- und Stromressourcen sowie Engineering-Know-how für die industrielle Umsetzung bereitstellen.

Besonderen Entwicklungsbedarf sieht Fraunhofer bei den Membranen für die CO2-Elektrolyse. Sie trennen Stoffe voneinander und ermöglichen den Transport von Ionen. Dadurch beeinflussen sie unter anderem Effizienz, Selektivität und Lebensdauer elektrochemischer Anlagen. Für die Wasserstoffelektrolyse gebe es bereits etablierte Lösungen, bei der CO2-Elektrolyse seien dagegen weitere Entwicklungen notwendig.

Das IAP arbeitet unter anderem an Hochleistungsmembranen ohne per- und polyfluorierte Alkylsubstanzen (PFAS). Das Institut will die Materialien bis in einen industrienahen Maßstab skalieren. Neben Membranen entwickelt es auch polymere Festelektrolyte und Binder für Batterien. PFAS-freie Lösungen könnten nach Angaben von Fraunhofer zudem mit Blick auf mögliche künftige regulatorische Anforderungen an Bedeutung gewinnen.

Fraunhofer Umsicht entwickelt parallel CO2-Elektrolysezellen und Stackkonzepte. Das Institut untersucht außerdem, wie sich die Technik in bestehende Industrieanlagen integrieren lässt. Damit soll Umsicht die Materialentwicklung des IAP mit der späteren industriellen Anwendung bei SGC Energy verbinden.

IAP-Leiter Alexander Böker sieht einen Vorteil darin, Materialentwicklung, Systemintegration und praktische Anwendung gemeinsam zu betrachten. Für CO2-Elektrolyse, Wasserstoff, Brennstoffzellen und Batterien brauche es leistungsfähige Materialien und robuste Komponenten sowie einen engen Bezug zur späteren Anwendung, sagte Böker.

Konkrete Projekte noch offen

Die jetzt geschlossene Vereinbarung legt zunächst den Rahmen für die Zusammenarbeit fest. Konkrete Forschungs- und Entwicklungsprojekte haben die Partner noch nicht benannt. Sie wollen diese nach Angaben von Fraunhofer in den kommenden Monaten definieren und anschließend umsetzen. 

Fraunhofer-Umsicht-Leiter Christian Doetsch betonte, für die Transformation industrieller Energiesysteme müssten neue Materialien, elektrochemische Verfahren und skalierbare Anlagenkonzepte zusammengeführt werden. SGC Energy will nach Angaben von Strategiechef Ken Yoon vor allem die Verbindung zwischen Forschung und industriellen Anforderungen nutzen. (ds)

 
Im Jahr 2025 lag die Anzahl der zum Bau genehmigten Wohnungen in neu zu errichtenden Wohngebäuden bei etwa 175.000. Davon sollen rund 67,8 Prozent mit Elektro-Wärmepumpen beheizt werden.

Mit der Vereinbarung sichert Uniper einen Teil seiner Gasbeschaffung für den deutschen Markt langfristig ab. Nach dem weitgehenden Wegfall russischer Pipeline-Lieferungen hat Norwegen seine Stellung in der deutschen und europäischen Gasversorgung ausgebaut. Für Uniper ergänzt der Vertrag das Beschaffungsportfolio, zu dem auch LNG und weitere Pipeline-Bezugsquellen gehören. 

Uniper sicherte sich auch LNG

Im Juli dieses Jahres sicherte sich Uniper bereits Flüssigerdgas (Liquefied Natural Gas, LNG) aus Kanada (wir berichteten). Gemeinsam mit der Nisga’a Nation sowie den kanadischen Projektentwicklern Western LNG und Rockies LNG unterzeichnete das Unternehmen eine Liefer- und Abnahmevereinbarung für das geplante Ksi-Lisims-LNG-Projekt in der kanadischen Provinz British Columbia. Die ersten Lieferungen werden ab 2032 erwartet, teilte Uniper mit. 

Die Vereinbarung zwischen den Partnern hat eine Laufzeit von bis zu 20 Jahren. Uniper sichert sich jährlich rund 30 Milliarden kWh Erdgas auf Free-on-Board-Basis (FOB). Nach Unternehmensangaben sollen die frei disponierbaren LNG-Mengen das bestehende Beschaffungsportfolio ergänzen und zusätzliche Flexibilität schaffen, um bei Bedarf zur Versorgungssicherheit in Europa beizutragen. Nach Angaben der Projektpartner handelt es sich um die erste große langfristige LNG-Liefer- und Abnahmevereinbarung zwischen Kanada und Deutschland. (hr)

Projektgesellschaft ist die „AnhaltEcoStore“(AES), die die Stadtwerke Dessau und die Envia-M-Gruppe 2025 gegründet haben. Die Errichtung übernimmt der Speicherhersteller Intilion. Geplant sind nach Unternehmensangaben sechs Batteriecontainer mit Lithium-Ionen-Batteriemodulen.

Die Envia M begleitet das Projekt über ihre Tochtergesellschaft „Therm“. Deren Aufgaben umfassen nach Unternehmensangaben die Planung, den Netzanschluss, die Errichtung und Inbetriebnahme sowie anschließend Betriebsführung, Wartung und Vermarktung der Speicherkapazitäten. Die Anlage, die als Stand-alone-Batteriespeicher mit eigenem Netzanschluss konzipiert ist, soll eine installierte Scheinleistung von rund 14 Megavoltampere (MVA) haben, sowie eine Gesamtspeicherkapazität von rund 34 MWh. (mf)

Breit steht seit April 2012 an der Spitze des technischen Bereichs. Gemeinsam mit dem Kaufmännischen Geschäftsführer Michael Kreusch, der die Funktion seit April innehat (wir berichteten), bildet er die Geschäftsleitung. Nach Angaben der Stadtwerke sollen in den kommenden Jahren unter anderem die Digitalisierung und die Weiterentwicklung der Kundenprozesse im Mittelpunkt stehen.

Breit arbeitet seit 1995 in der Energieversorgung. Nach einer Ausbildung zum Energieanlagenelektroniker bei Siemens und einem Elektrotechnikstudium an der Fachhochschule Nürnberg war er zunächst bei der Fränkischen Überlandwerk AG tätig. 1999 wechselte er zu den Stadtwerken Ansbach, wo er zuletzt unter anderem die Stromversorgung, die Verbundnetzleitstelle sowie die Zähler- und Messtechnik verantwortete.

Im Juli 2008 kam Breit als technischer Betriebsleiter zu den Stadtwerken Crailsheim. Dort verantwortete er die Strom-, Gas-, Wasser- und Fernwärmeversorgung sowie die Bäder. 2011 absolvierte er berufsbegleitend eine Ausbildung zum Gasnetzingenieur, ein Jahr später rückte er in die Geschäftsführung auf. (ds)

Beck wird den Netzbetreiber gemeinsam mit dem technischen Geschäftsführer Edwin Schick leiten, teilte die Süwag am 24. August mit. Beck ist seit 2006 bei der Süwag-Gruppe tätig. Zuletzt verantwortete er als Geschäftsführer der Süwag Vertrieb AG & Co. KG die Bereiche B2B und Portfoliomanagement. In dieser Funktion hat er seit 2018 das Geschäft mit den Geschäftskunden sowie das Portfoliomanagement verantwortet.

Für Beck ist die neue Aufgabe zugleich ein persönlicher Schritt mit besonderer Bedeutung: „Als Kind der Region erfüllt es mich mit Stolz und Respekt, gemeinsam mit Edwin und dem gesamten Syna-Team Verantwortung für die Energienetze und damit die Lebensadern unseres Versorgungsgebiets zu tragen. Unser Ziel ist klar: Wir wollen nah an unseren Kundinnen und Kunden sein, Prozesse effizient gestalten und die Syna nachhaltig und profitabel weiterentwickeln“, sagte der neue kaufmännische Chef, Mario Beck. 

Die Gesellschaft betreibt Netze in Teilen von Hessen, Rheinland-Pfalz, Baden-Württemberg und Bayern. (hr)

Nachhaltige Grundstoffe sind jedoch nur ein Aspekt für Unternehmen, die ihre Produktion defossilisieren möchten. Gefragt sind Konzepte, die Energie- und Stoffströme mitdenken – und die am Ende trotzdem wirtschaftlich funktionieren: mit planbaren Kosten, verlässlicher Versorgung und regulatorischer Klarheit. Für ein Vorhaben dieser Größenordnung brauchte CropEnergies also einen Partner mit Erfahrung – und fand ihn in der GETEC.

„CropEnergies zeigt, was möglich ist, wenn Energieversorgung und Defossilisierung von Anfang an mitgedacht werden, statt sie nachträglich zu lösen“, sagt Dr. Guido Zimmermann, CEO GETEC Deutschland. „Für uns ist das Projekt ein Beleg dafür, dass sich Klimaschutz und industrielle Wettbewerbsfähigkeit nicht ausschließen, sondern gegenseitig stärken – wenn man sie von Anfang an gemeinsam plant.“

Strom und Wärme aus der eigenen Produktion

Für die Anlage entwickelte die GETEC ein integriertes Energiekonzept: ein Biomassekesselsystem, ergänzt um einen Dampferzeuger, der auch Rückstände aus der Ethylacetatproduktion nutzt. Eine Dampfturbine erzeugt den benötigten Strom für die Anlage.

Dabei setzt die GETEC bewusst auf mehrere Energiequellen zugleich: Altholz und Reststoffe aus der Landschaftspflege, Produktionsrückstände sowie Biomethan. Auf fossiles Erdgas als Regelbrennstoff verzichtet die Anlage. Ein H2-ready-Gaskessel sowie die Bereitstellung von Druckluft und Stickstoff sind zusätzliche Teile des Versorgungskonzepts. Konkret liefert der Biomassekessel bis zu 30 Tonnen Dampf pro Stunde, der H2-ready-Gaskessel bis zu 40 Tonnen; die Dampfturbine erzeugt daraus bis zu 2,7 MW elektrische Leistung direkt vor Ort. Damit wird zum einen Wärme geliefert und zum anderen die komplexe Medienversorgung für den chemischen Produktionsprozess sichergestellt.

Neben der technischen Projektierung war auch die wirtschaftliche Strukturierung anspruchsvoll. Umgesetzt wird das Projekt im Contracting: Die GETEC investiert selbst mehr als 50 Millionen Euro in die Energieanlage und verpachtet sie anschließend an CropEnergies. Als weitere Dienstleistung übernimmt die GETEC auch die technische Betriebsführung der Anlage. Den übergeordneten Genehmigungsprozess für die gesamte Anlage verantwortete CEBC; GETEC hat mit eigenem Know-how eigenständig für die Energie- und Medienversorgungsanlage (EMVA) zugearbeitet – von der Planung über die zugehörigen Genehmigungen bis zum Fördermittelmanagement. Auch nach der Inbetriebnahme bleibt die GETEC im Boot: Das Unternehmen betreibt und wartet die Anlage im laufenden Betrieb und übernimmt zudem die Beschaffung der Biomasse-Brennstoffe.

„Wir bringen in Elsteraue unsere gesamte technische, regulatorische und betriebliche Expertise zusammen, die für ein solches Projekt erforderlich ist“, sagt Hajo Hoops, Geschäftsführer GETEC heat & power. „Für industrielle Kunden ist Defossilisierung nur dann wirtschaftlich umsetzbar, wenn Versorgungssicherheit, Investitionsrahmen und regulatorische Anforderungen zusammen gedacht werden.“

Gefördert wurde das Projekt vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz und ist Teil industriepolitischer Programme, die Investitionen in klimafreundlichere Produktionsstrukturen ermöglichen sollen. „Nachhaltige, erneuerbare Produkte aus Biomasse herzustellen ist das Ziel von CropEnergies. Mit dem Bau der Anlage für erneuerbares Ethylacetat im Chemie- und Industriepark Zeitz gehen wir den nächsten Schritt in der Umsetzung unserer Strategie“, so Dr. Fritz Georg von Graevenitz, CEO CropEnergies AG.

35.000 Tonnen CO2 weniger − bei gleicher Verlässlichkeit

Für Kunden aus Chemie-, Verpackungs- und Pharmaindustrie steht und fällt der Umstieg auf erneuerbare Chemikalien mit einer einfachen Frage: Läuft die Produktion danach genauso zuverlässig weiter wie vorher? Entscheidend sind Produktionssicherheit, planbare Kosten, stabile Lieferketten und regulatorische Klarheit. Der Ausbau des CropEnergies-Standorts setzt genau an diesem Punkt an: Statt neu zu bauen, nutzt CropEnergies die bestehende Industrieinfrastruktur, um erneuerbares Ethylacetat im industriellen Maßstab verfügbar zu machen – und die eigene Abhängigkeit von volatilen fossilen Märkten zu verringern.

„Mit jährlichen CO2-Einsparungen von mehr als 35.000 Tonnen leistet das Projekt einen messbaren Beitrag zur Dekarbonisierung industrieller Prozesse. Gleichzeitig bleibt die Produktivität der Anlage ein zentraler Maßstab“, erklärt Hoops. „CropEnergies zeigt beispielhaft, wie bestehende Industriestandorte für neue biobasierte Produktionsprozesse genutzt werden können. Die vorhandene Infrastruktur wird mit einer modernen Energieversorgung verbunden, die auf Klimaschutz und industrielle Leistungsfähigkeit ausgerichtet ist.“

Mit zielgenauen Lösungen und Services hilft die GETEC Unternehmen dabei, Emissionen zu reduzieren, die Effizienz zu steigern und ihre Wettbewerbsfähigkeit langfristig zu sichern. Wer fossile Prozesse ablösen will, braucht belastbare Annahmen zu Energiepreisen, Verfügbarkeit, Investitionshöhe und Amortisationszeit, und genau das liefert die GETEC seit mehr als 30 Jahren − von kleineren Innovationsprojekten bis zu Anlagen mit Pioniercharakter für ganz Europa. Wie jetzt in Elsteraue.

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)