Aus der Branche kommt Zustimmung und Kritik. Die geplante Reform verbessere die Bedingungen für den Ausbau klimafreundlicher Wärmenetze für die Versorgung mit Nah- und Fernwärme und greife zentrale Forderungen der kommunalen Energiewirtschaft auf, kommentiert der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) den Kabinettsbeschluss. „Mit den Plänen kann endlich Bewegung in den Ausbau der Nah- und Fernwärme kommen. Die Bundesregierung löst jahrelange Blockaden, was allein schon ein großer Erfolg ist und allerhöchste Zeit war“, wird VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing in einer Mitteilung zitiert. Das angekündigte Wärmenetzgesetz zur Modernisierung des Rechtsrahmens für die leitungsgebundene Wärmeversorgung gelte es, nun „schnellstmöglich auf den Weg zu bringen“. Doch den Plänen der Regierung zu einer erweiterten Preisaufsicht attestiert der VKU-Chef „einen bitteren Beigeschmack“.

Preisanpassungsrecht für Fernwärmeversorger sieht VKU positiv

Positiv bewertet der VKU das vorgesehene Preisanpassungsrecht für Fernwärmeversorger. „Durch den Umbau der Fernwärme zu Klimaneutralität verändern sich die Kostenstrukturen erheblich, weil wir schlicht mehr in maßgeschneiderte Anlagen und Bohrungen investieren müssen. Fernwärmepreise müssen diese Veränderungen sachgerecht abbilden können“, so Liebing. Positiv sieht er auch die Entscheidung zum Kostenneutralitätsgebot. Die bisherige Regelung habe die Umstellung von Mietshäusern auf Fernwärme seit 13 Jahren zum Erliegen gebracht und Investitionen in klimafreundliche Wärmenetze entscheidend ausgebremst. Der „Mietenkompromiss bei der Wärmepumpe wird auf die Fernwärme ausgeweitet“, kommentiert der VKU den geplanten Aufschlag von bis zu 50 Cent pro Quadratmeter Wohnfläche.

Kritisch dagegen sieht die Stadtwerke-Organisation, dass die bisherige Preisaufsicht durch die Kartellbehörden durch eine zusätzliche Bundesbehörde verstärkt werden soll. Das führt aus ihrer Sicht zu deutlich mehr Bürokratie. Nicht anfreunden kann sich der VKU zudem mit einer freiwilligen Option für eine Preisgenehmigung vorab. „Das gut gemeinte Angebot der Bundesregierung an die Versorger könnte zu einer ex-ante-Genehmigungspflicht durch die Hintertür werden. Skeptisch zeigt sich der Verband auch im Hinblick auf zusätzliche Meldepflichten durch eine neue staatliche Preistransparenzplattform.

Auch der Fernwärmeverband AGFW stimmt dem Papier grundsätzlich zu. „Dass nun endlich wichtige Themen wie die Anpassung der AVBFernwärmeV und der Wärmelieferverordnung in den politischen Fokus zu rücken, ist für die Unternehmen ein sehr wichtiges Signal“, äußert AGFW-Geschäftsführer Frank Mattat. Entscheidend sei, dass die Wärmewende von der Bundesregierung auch weiterhin mit hoher Priorität behandelt werde. 

AGFW sieht zusätzliche Preiskontrollen kritisch

Mit gemischten Gefühlen blickt man beim AGFW auf die neuen Pflichtvorgaben für Versorger. „Zusätzliche Preiskontrollen und weitere neue Vorgaben dürfen die Wärmewende nicht ausbremsen. Damit wir hier auf dem eingeschlagenen Weg nicht den Drive verlieren, muss eine Preiskontrolle möglichst bürokratiearm gestaltet werden“, fordert Mattat. Kritik übt der Verband daran, dass auch in den heute vorgestellten Eckpunkten keine gesetzliche Verankerung der Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) enthalten ist.

Aus Sicht des Verbandes für Energiedienstleistungen, Effizienz und Contracting (Vedec), enthält das Eckpunktepapier wichtige Ansätze, um die Rahmenbedingungen für die Wärmeversorgung weiterzuentwickeln. Insbesondere die Berücksichtigung kleiner Wärmenetze, der Investitionsschutz und die Weiterentwicklung der Kostenneutralität seien für die Contracting-Branche von Bedeutung, heißt es.

Besonderes Augenmerk wirft der Vedec auf die Ausgestaltung der Übergangsregelungen. „Wir halten weiterhin an einem umfassenden Bestandsschutz für bereits abgeschlossene Verträge fest. Das ist sowohl aus Verbraucher- als auch aus Versorgersicht notwendig, um Unsicherheiten und einen unnötig hohen Bürokratieaufwand zu vermeiden“, erklärt Verbandsvorstand Tobias Dworschak. (mf)

Für geplante Biomasseanlagen gilt vor dem Gebotstermin eine weitere Frist. Die erforderliche Genehmigung muss spätestens vier Wochen vor dem Termin erteilt und im Marktstammdatenregister gemeldet worden sein. Für die Ausschreibung am 1. Oktober endet diese Frist am 3. September.

Bei Geboten für bestehende Biomasseanlagen verlangt die Bundesnetzagentur eine Registrierung der Anlage im Marktstammdatenregister. Betreiber, die am Oktober-Termin teilnehmen wollen, müssen damit die registerbezogenen Voraussetzungen bereits vor der eigentlichen Gebotsfrist erfüllen.

Ausschreibung im April war unterzeichnet

Das EEG sieht für 2026 zunächst ein Ausschreibungsvolumen für Biomasse von 1.126 MW vor, das sich auf zwei Gebotstermine verteilt. Bei der Ausschreibung im April hatte die Bundesnetzagentur 727 MW ausgeschrieben. Insgesamt gingen 494 Gebote mit einer Gebotsmenge von 637 MW ein. Die Ausschreibung war damit unterzeichnet. Es konnten 388 Gebote mit einer Zuschlagsmenge von 491 MW einen Zuschlag erlangen. 29 Gebote mussten vom Zuschlagsverfahren ausgeschlossen werden.

Die Bundesnetzagentur hatte aufgrund der Unterzeichnung das Ausschreibungsvolumen entsprechend reduziert. Das bedeutet, dass Zuschläge nur im Umfang von 80 Prozent des Volumens der zugelassenen Gebote erteilt werden konnten.

Weitere Informationen zur kommenden Biomasse-Ausschreibung am 1. Oktober sind auf der Homepage der Bundesnetzagentur abrufbar. (hr)

Für die Oktober-Runde gelten allerdings noch nicht alle Änderungen, die das Solarpaket I für dieses Ausschreibungssegment vorsieht. Mehrere Regelungen benötigen weiterhin die beihilferechtliche Genehmigung der Europäischen Kommission.

Solarpaket I noch nicht vollständig anwendbar

Betroffen ist unter anderem das Ausschreibungsvolumen. Das Solarpaket I sieht für 2026 vor den gesetzlich vorgesehenen Anpassungen 2.300 MW vor. Solange die EU-Genehmigung fehlt, gilt jedoch weiterhin die frühere Regelung mit insgesamt 1.100 MW. Diese Menge wird grundsätzlich auf drei Gebotstermine verteilt und anschließend nach den Vorgaben des EEG angepasst. Für den Oktober-Termin hat die Bundesnetzagentur daraus ein Volumen von 296 MW ermittelt.

Auch bei der Mindestgebotsmenge bleibt es vorerst bei der bisherigen Regelung. Statt der im Solarpaket I vorgesehenen 751 kW müssen Gebote mindestens 1.001 kW umfassen. Sollte die Europäische Kommission die ausstehende Genehmigung noch bis zum 30. September erteilen, will die Bundesnetzagentur die Bedingungen entsprechend aktualisieren.

Darüber hinaus weist die Behörde darauf hin, dass Teilnehmer dieser Oktober-Ausschreibung noch keine Netzentgelte mit Finanzierungsfunktion − sogenannte Kapazitätsentgelte − zahlen müssen. Offene Fragen dazu sollen im Festlegungsverfahren zur Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) geklärt werden.

Weitere Informationen zur Ausschreibung für Solaranlagen des zweiten Segments zum 1. Oktober stellt die Bundesnetzagentur auf ihrer Internetseite bereit. (ds)

„Wir brauchen mehr Tempo bei Investitionen, bessere Bedingungen für Innovationen und verlässliche Rahmenbedingungen für unsere Unternehmen“, sagte Ebling. Das Land wolle Unternehmen dabei unterstützen, zu investieren, zu wachsen und Innovationen umzusetzen.

Ein zentrales Vorhaben ist die geplante Gründung einer Standortgesellschaft. Sie soll Rheinland-Pfalz im Wettbewerb um Unternehmen und Investitionen positionieren und Ansiedlungen aktiv unterstützen. Nach Angaben des Ministeriums soll die Gesellschaft dazu beitragen, Planungs- und Genehmigungsverfahren zu beschleunigen. Ziel sei es, Investitionen zu erleichtern und Wertschöpfung sowie Beschäftigung im Land zu sichern.

Schwerpunkt Energie

Einen weiteren Schwerpunkt bildet die Energieinfrastruktur. Das Ministerium will den Ausbau der Stromnetze enger mit dem Ausbau erneuerbarer Energien verzahnen. Dazu plant das Land die „Werkstattgespräche Netze Rheinland-Pfalz“. Bei den regelmäßigen Treffen sollen Netzbetreiber, Energiewirtschaft und weitere Beteiligte Hindernisse beim Netzausbau identifizieren und Lösungen entwickeln.

Nach Einschätzung des Ministeriums bremsen fehlende Netzanschlüsse vielerorts den Ausbau erneuerbarer Energien. Mit den Werkstattgesprächen will Rheinland-Pfalz deshalb Verfahren beschleunigen und auftretende Probleme zwischen den beteiligten Akteuren schneller lösen. Das Land sieht darin einen Beitrag zur Versorgungssicherheit und zur Wettbewerbsfähigkeit des Wirtschaftsstandorts.

Parallel will das Ministerium den Flächenverbrauch beim Ausbau erneuerbarer Energien stärker beobachten. Dafür erweitert Rheinland-Pfalz sein Monitoring mit einem digitalen Flächenportal für erneuerbare Energien. Das Portal soll insbesondere Transparenz über die Nutzung landwirtschaftlicher Flächen für Freiflächen-Photovoltaik schaffen.

Das Monitoring soll nach Angaben des Ministeriums zudem dabei helfen, das im Landesentwicklungsprogramm festgelegte Ziel einzuhalten, maximal zwei Prozent der Ackerflächen für erneuerbare Energien zu nutzen. Damit will das Land den Ausbau der Photovoltaik mit einem begrenzten Flächenverbrauch verbinden.

Pharmazie im Fokus

Auch die Pharmabranche gehört zu den Schwerpunkten. Rheinland-Pfalz will sich laut Ministerium auf Bundes- und EU-Ebene für verlässliche Rahmenbedingungen für Forschung, Entwicklung und Investitionen einsetzen. Im Zuge der Reform der gesetzlichen Krankenversicherung (GKV) fordert das Land eine Standortklausel. Sie soll dazu beitragen, die Innovationsfähigkeit der Pharmaindustrie im Land zu erhalten und den Transfer von Forschungsergebnissen in die Anwendung zu beschleunigen.

Ebling setzt dabei auf einen regelmäßigen Austausch mit Unternehmen der Pharmabranche. Nach Angaben des Ministeriums hat der politische Vorstoß aus Rheinland-Pfalz zudem dazu beigetragen, dass auf Bundesebene eine Kommission zur Verbesserung der Standortbedingungen für die Branche ihre Arbeit aufnimmt.

Für die kommenden Monate kündigt Ebling an, die begonnenen Vorhaben weiter voranzutreiben. „Die ersten 100 Tage sind für mich vor allem Ansporn und Auftrag, jetzt weiter Tempo zu machen“, sagte der Wirtschaftsminister. Im Fokus stehen dabei Investitionen, Unternehmensansiedlungen, Innovationen, die Stärkung von Schlüsselindustrien sowie der Ausbau der Energieinfrastruktur. (sh)

Gleichzeitig gingen 423 Anlagen mit 2.363 MW in Betrieb. Nach Stilllegungen von 307 Anlagen mit 436 MW betrug der Nettozubau 1.927 MW. Ende Juni waren nach Angaben der Fachagentur Wind und Solar 29.248 Anlagen mit 69.952 MW am Netz.

Die Zahlen markieren nicht nur einen Aufschwung, sondern auch eine Verschiebung des Problems. Mitte 2026 waren rund 48.100 MW genehmigte Leistung noch nicht in Betrieb. Davon verfügten 28.700 MW über einen gültigen Ausschreibungszuschlag; rund 19.000 MW warteten noch auf einen Zuschlag. Nun stellt sich die Frage, wie schnell aus Genehmigungen tatsächlich Anlagen und Netzanschlüsse werden, denn die politischen Vorgaben sind ambitioniert.

Gute Perspektive für Repowering

Dass die Nachfrage nach Zuschlägen vorhanden ist, zeigen die Ausschreibungen. Die Bundesnetzagentur vergab im ersten Halbjahr 5.940 MW. Die Februar-Runde war laut der Fachagentur Wind und Solar 2,3-fach, die Mai-Runde 2,6-fach überzeichnet. Ein wachsender Teil des Ausbaus findet zudem auf bestehenden Standorten statt. 135 der im ersten Halbjahr in Betrieb genommenen Anlagen mit zusammen 770 MW entstanden im Rahmen von Repowering. 

Trotz des zunehmenden Wettbewerbs, der überzeichneten Ausschreibungen und guter Perspektiven für Repowering bleiben die politischen Zielvorgaben ambitioniert. Der seit Inkrafttreten des EEG 2023 geltende Ausbaupfad sieht für Windenergie an Land 115.000 MW installierte Leistung im Jahr 2030 vor. Im laufenden Jahr müssen 84.000 MW erreicht werden; für 2028 sind 99.000 MW gefordert. Auch die anstehende EEG-Novelle scheint daran nichts zu ändern.

Das bedeutet, dass zu den bis Juni 2026 installierten knapp 70.000 MW im laufenden Jahr noch 14.000 MW hinzukommen müssten. Die Autoren des Statusberichts werden an dieser Stelle deutlich: „Diese Zielmarke ist bei Weitem nicht erreichbar.“ Für das Gesamtjahr halten sie bei gleichbleibender Umsetzungsgeschwindigkeit einen Bruttozubau bis zu 8.000 MW für möglich.

Die große Zahl an Genehmigungen zeigt allerdings, dass der Rückstand nicht mehr primär auf fehlende Projekte zurückzuführen ist. Vielmehr wird die Realisierung zum Engpass.

Netzanschlüsse und Logistik als Hemmnis

Der Bundesverband Windenergie (BWE) und VDMA Power Systems nennen vor allem Netzanschlüsse und Transportbedingungen als Hemmnisse. Sie verweisen darauf, dass Umsetzung und Inbetriebnahme beschleunigt werden müssten. Der Maschinenbau sieht nach eigener Darstellung genügend Produktionskapazitäten, warnt jedoch vor politischen Regelungen, die Investitionen und neue Bestellungen wieder abbremsen könnten. 

In diese Phase fällt nun die nächste EEG-Reform. Das Bundeskabinett hat die EEG-Novelle 2027 und das Netzanschlusspaket beschlossen. Die Bundesregierung hält am 80-Prozent-Ziel für erneuerbare Energien im Jahr 2030 und an den Ausbaupfaden fest und will zusätzlich 12.000 MW Windenergie an Land ausschreiben. Gleichzeitig soll der Ausbau stärker nach Netzsituation und Systemkosten gesteuert werden. Neue Anlagen sollen schrittweise vollständig in die Direktvermarktung wechseln. Für neue Förderzusagen sollen zweiseitige Differenzverträge eingeführt werden.

Besonders umstritten ist die räumliche Netzsteuerung. In Regionen, in denen das Netz zusätzliche Wind- oder Solarerzeugung absehbar nicht aufnehmen kann, sollen Entschädigungen für Abregelungen bei neuen Projekten teilweise entfallen. Gleichzeitig will die Bundesregierung Netzanschlüsse stärker nach typischen Einspeiseprofilen statt nach seltenen Leistungsspitzen dimensionieren, Anschlussverfahren beschleunigen und Netzbetreibern eine Priorisierung von Anschlussbegehren ermöglichen.

Die Bundesregierung will damit vermeiden, dass neue Erzeugungskapazitäten dort entstehen, wo die Netze bereits überlastet sind. Die Windbranche sieht darin dagegen ein neues Investitionsrisiko. 

Die Debatte bezieht sich auf einen grundsätzlichen Richtungswechsel. Die Bundesregierung will nicht mehr nur möglichst viel erneuerbare Leistung möglichst schnell ins System bringen, sondern stärker beeinflussen, wo und unter welchen Netzbedingungen neue Anlagen entstehen. Für Projektentwickler bedeutet das zusätzliche Standort- und Erlösrisiken. Für Netzbetreiber eröffnet es die Möglichkeit, knappe Kapazitäten gezielter zu vergeben. Ob daraus tatsächlich niedrigere Systemkosten entstehen, ohne den Zubau zu bremsen, wird eine zentrale Frage des parlamentarischen Verfahrens. (fw)

Den vollstänigen Artikel lesen Sie in der Printausgabe von Energie & Management vom 1. September.

Jetzt sind 21,4 Millionen nEZ übrig, die sich ziemlich exakt in zwei Auktionstermine aufteilen lassen. Das bedeutet: Am 26. August und am 2. September finden die letzten derartigen Versteigerungen für das Verschmutzungsjahr 2026 statt. 

Am 26. August gingen erneut alle nEZ zum gesetzlichen Höchstpreis von 65 Euro je Tonne an die Bieter, geht aus einer Veröffentlichung der EEX hervor. Gebote sind von 55 Euro an zulässig. Das Ergebnis war vorhersehbar: Der Bund hat bewusst ein verknapptes Kontigent in die ETS1-Auktionen gegeben. Gebote gingen am 19. August auf 529 Millionen nEZ ein, die Erfolgsquote blieb somit bei 2 Prozent. Angefangen hatten die Auktionen Anfang Juli bei 7,3 Prozent. Am 12. August war die Gebotsmenge mit 546 Millionen am größten gewesen, am Anfang der Auktionen mit 292 Millionen am niedrigsten.

Überzeichnungsquote bei knapp 50

Die Teilnehmerzahl blieb am 26. August bei 112. Erstmals war sie am Vorgängertermin, dem 19. August, gesunken, und zwar um saldiert drei Teilnehmer. Die Breite des Interesses am nationalen Emissionshandel (ETS2) war damit zwar niedriger, aber nicht das Interesse der verbleibenden Teilnehmer. Die Überzeichungsquote blieb bei knapp 50 - ein Wert, der sich in der vorigen Auktion mangels Verdopplung der Auktionsmenge selbst verdoppelt hatte. Die erste Auktionsrunde war erst um den Faktor 13 überzeichnet gewesen.

Der Klima- und Transformationsfonds (KTF) des Bundes nahm aus dem nationalen Emissionshandelssystem (nEHS), dem Ausfall der Verdopplung entsprechend, erneut nur die Hälfte der sonst üblichen 1,387 Milliarden Euro ein.

Zwei After Sales mit Aufschlag, aber Festpreis

Wer im vierten Quartal noch nEZ für seinen Kraft- oder Brennstoffabsatz im laufenden Jahr benötigt, kann im November und Dezember an einem Nachverkauf an der EEX teilnehmen. Dann gibt es aber erstens einen Einheitspreis von 68 Euro pro Tonne. Und zweitens gibt es dann keine Knappheit: Es werden unbegrenzt nEZ ausgegeben. Nächstes Jahr lassen sich nEZ für dieses Jahr für 73 Euro pro Tonne nachkaufen.

Ebenfalls nächstes Jahr findet für den Ausstoß des Jahres 2027 an der EEX die gleiche Auktionsreihe nochmal statt, bevor 2028 das nur noch marktbasierte europäische Emissionshandelssystem für Brenn- und Kraftstoffe (EU-ETS2) beginnt. Es sei denn, das EU-ETS2 wird nochmal verschoben.

Deutschland hatte sein ETS2, das Ende 2026 ausgelaufen wäre, nach der unionsweiten Verschiebung bis Ende 2027 verlängert. Nationale CO2-Preise im Verkehrs- und Gebäudesektor gibt es nur in einigen wenigen EU-Staaten.

In der Brennstoffemissionshandelsverordnung (BEHV) steht, dass der CO2-Ausstoß im Verkehr und in der Gebäudeheizung bundesweit jährlich sinken soll, von 301 Millionen Tonnen (2021) über 255 Millionen Tonnen (2026) bis auf 180 Millionen Tonnen (2030). (geo)

Die Hansestadt plant für jede Emission ein Mindestvolumen von 500 Millionen Euro. Die Mittel sollen ausschließlich in ökologisch nachhaltige Projekte fließen. Dazu zählen laut Stadt etwa Klimaschutzmaßnahmen und Investitionen in nachhaltige Infrastruktur.

Der Green Bond soll fest verzinst und an der Börse gehandelt werden. Er soll sich vor allem an institutionelle Investoren wenden. Auch Privatanleger sollen die Anleihe über ihre Hausbank erwerben können.

Green Bond ersetzt klassische Anleihe

Mit dem Green Bond will Hamburg einen Teil seiner ohnehin geplanten Finanzierung über eine grüne Anleihe abwickeln. Zusätzliche Kredite sind damit nicht verbunden. Neu ist nach Angaben der Stadt vor allem, dass Kernverwaltung und öffentliche Unternehmen erstmals gemeinsam über ein solches Instrument finanziert werden.

Finanzsenator Andreas Dressel (SPD) sieht darin die Möglichkeit, Hamburgs Bonität stärker für Investitionen im gesamten Konzern zu nutzen. Zugleich müsse die Stadt Investitionen und Transformation mit einer tragfähigen Finanzierung verbinden.

Eine zentrale Rolle übernimmt dabei die FSA. Die Anstalt des öffentlichen Rechts arbeitet seit Anfang 2025 als Finanzierungsgesellschaft für die Stadt und ihre Beteiligungen. Sie kann unter anderem Kredite aus dem Kernhaushalt an Unternehmen vergeben, die vollständig Hamburg gehören. Nach Angaben der Stadt hat die FSA in den vergangenen zwölf Monaten bereits mehr als 1,5 Milliarden Euro für öffentliche Unternehmen finanziert. Mit dem neuen Green-Bond-Rahmenwerk soll nun auch die Finanzierung ökologischer Projekte stärker über den Kapitalmarkt laufen. (ds)

Im Einzelnen würden sich 25 Prozent für ein reines Elektroauto und weitere 25 Prozent für einen Hybrid entscheiden. 4 Prozent bevorzugen einen Pkw mit Wasserstoffantrieb. 11 Prozent sind unentschlossen oder wollen kein Auto kaufen.

Nach Angaben des Tüv-Verbands kommt ein reines Elektroauto zudem für 23 Prozent derjenigen grundsätzlich infrage, die eigentlich einen Verbrenner oder Hybrid bevorzugen. Geschäftsführer Joachim Bühler sieht die Elektromobilität deshalb „vor dem Durchbruch“. Als Gründe nennt er neben den hohen Kraftstoffpreisen ein breiteres Angebot an E-Autos und neue staatliche Förderungen.
 
Der Verband verweist zudem auf Zahlen des Kraftfahrt-Bundesamts (KBA). Im ersten Halbjahr 2026 entfielen demnach 26 Prozent der Pkw-Neuzulassungen auf reine Elektroautos. Plug-in-Hybride kamen auf 11 Prozent, sonstige Hybride auf 29 Prozent. Benzin- und Diesel-Pkw erreichten zusammen einen Marktanteil von 34 Prozent.

Kosten und Laden bleiben Hürden

Bei den allgemeinen Vorbehalten gegenüber E-Autos stehen vor allem Kosten und Reichweite im Vordergrund: 57 Prozent der Befragten nennen die hohen Anschaffungskosten, 52 Prozent eine zu geringe Reichweite und 50 Prozent zu wenige Ladestationen. In Großstädten bemängeln 58 Prozent eine unzureichende Zahl von Ladepunkten.

Bei E-Auto-Besitzern zeigt sich ein anderes Bild. Hier rücken konkrete Erfahrungen im Alltag in den Vordergrund. 61 Prozent nennen die geringere Reichweite im Winter, 49 Prozent intransparente Preise an öffentlichen Ladesäulen und 48 Prozent die Vielfalt und Komplexität der Bezahlsysteme. Bühler fordert deshalb, die öffentliche Ladeinfrastruktur parallel zum E-Auto-Markt auszubauen und öffentliches Laden einfacher und transparenter zu machen.

Auch auf dem Gebrauchtwagenmarkt sieht der Tüv-Verband Handlungsbedarf. Bühler spricht sich für einen standardisierten Batteriecheck aus. Informationen zum Batteriezustand seien für Käufer mindestens ebenso wichtig wie Angaben zu Alter, Laufleistung und Hauptuntersuchung. Zudem halten 83 Prozent der Befragten eine unabhängige Überprüfung digitaler Fahrzeugsysteme für wichtig.

Mehrheit will mehr öffentlichen Verkehr
76 Prozent der Befragten wünschen sich eine stärkere Förderung des ÖPNV, 72 Prozent des Regional- und Fernbahnverkehrs. Zugleich bewerten 67 Prozent den Zustand von Straßen, Rad- und Gehwegen an ihrem Wohnort als eher oder sehr schlecht. 50 Prozent halten die Verfügbarkeit von Radwegen für unzureichend.

Aus den Ergebnissen leitet der Tüv-Verband mehrere politische Forderungen ab. Unter anderem will er die „Vision Zero“ mit dem Ziel von null Verkehrstoten als Leitprinzip im Straßenverkehrsgesetz verankern. Zudem fordert der Verband einen weiteren Ausbau sicherer Radwege, barrierefreier Infrastruktur und des öffentlichen Verkehrs.

Die 72-seitige Tüv Mobility Studie 2026 mit dem Titel „Lebenswerte Mobilität − Verkehrsräume sicher, nachhaltig und digital gestalten“ steht auf der Internetseite des Tüv-Verbandes zum Download bereit. (ds)

Die Forschenden untersuchten, wie sich unterschiedlich stark ausgebaute Offshore-Windparks auf die Atmosphäre auswirken könnten. Dafür nutzten sie das regionale Klimamodell „COSMO-CLM“ und Wetterdaten aus den Jahren 2008 bis 2017. Der Zeitraum von zehn Jahren soll laut Hereon kurzfristige Schwankungen einzelner Jahre ausgleichen und mögliche längerfristige Effekte sichtbar machen. Die Simulationen umfassen bestehende und potenzielle Windparkflächen in Nord- und Ostsee.

In die Modellierung flossen verschiedene Parameter ein: Veränderungen der Windgeschwindigkeit, der Durchmischung verschiedener Luftschichten und des Feuchtigkeitstransports. Ziel sei es gewesen, die atmosphärischen Prozesse besser zu verstehen, die große Offshore-Windparkflächen auslösen könnten, erklärt das Forschungszentrum. Erstautor Naveed Akhtar sieht die Ergebnisse als Grundlage dafür, den weiteren Ausbau stärker mit Klima-, Umwelt- und Küstenschutz abzustimmen.

Extremszenario macht Effekte sichtbar

Für einen Teil der Untersuchung wählten die Forschenden bewusst ein Szenario, das deutlich über die politischen Ausbauziele hinausgeht. Sie nahmen an, dass sämtliche für Offshore-Windenergie ausgewiesenen Flächen in Nord- und Ostsee technisch maximal genutzt würden. Nach einer Ergänzung des Hereon vom 25. August entspräche dies einer installierten Leistung von rund 600.000 MW. Zum Vergleich nennt das Forschungszentrum diskutierte Ausbauziele von 300.000 MW bis 2050.

Das Szenario stellt damit keine Prognose für den tatsächlichen Ausbau dar, wie das Forschungszentrum beton. Hereon zufolge soll die bewusst hohe Belegung vielmehr mögliche Klimaeffekte deutlicher hervortreten lassen und deren Größenordnung abschätzbarer machen.

Die Simulationen deuten darauf hin, dass bei einem solchen Ausbau über den Windparkflächen mehr Niederschlag fallen könnte. In angrenzenden Küstenregionen könnte die Niederschlagsmenge dagegen zurückgehen. Als Ursache beschreiben die Forschenden mehrere miteinander verbundene Prozesse: Windenergieanlagen entziehen der Luftströmung Bewegungsenergie und erzeugen zugleich Turbulenzen. Dadurch verstärkt sich der Austausch zwischen Luftschichten. Feuchte Luft kann stärker aufsteigen, abkühlen und kondensieren, sodass sich über den Windparkflächen mehr Wolken und Niederschläge bilden können.

Weniger Feuchtigkeit erreicht die Küste

Gleichzeitig verändert sich laut Studie der Feuchtigkeitstransport in Richtung Land. Regnet ein größerer Teil der Feuchtigkeit bereits über den Offshore-Flächen ab, gelangt entsprechend weniger davon in die Küstenregionen. Für Teile Dänemarks, Deutschlands, der Niederlande und Großbritanniens errechnen die Modelle im untersuchten Extremszenario Rückgänge der Küstenniederschläge von bis zu 15 Prozent.

Die Ergebnisse beziehen sich dabei nicht auf einzelne Starkregenereignisse oder bestimmte Wetterlagen. Die Forschenden betrachten vielmehr statistische Veränderungen über einen längeren Zeitraum. Damit sollen mögliche systematische Auswirkungen eines großflächigen Offshore-Ausbaus erkennbar werden. Nach Einschätzung von Hereon könnten die Erkenntnisse unter anderem in die maritime Raumplanung und die grenzüberschreitende Abstimmung rund um Nord- und Ostsee einfließen.

Weiteren Forschungsbedarf sieht das Forschungsteam bei der Frage, welchen Einfluss Turbinendichte, Größe der Windparks und ihre räumliche Verteilung auf solche Effekte haben. Zudem wollen die Forschenden mögliche Folgen für Ozean und Ökosysteme genauer untersuchen.

Die Originalpublikation „Projected impacts of future offshore wind farms on coastal precipitation over the Northwest European shelf“ ist am 12. August erschienen und über die Internetseite des Fachjournals „Communications Earth & Environment“ downloadbar. (ds)

Nach den Berechnungen könnten beide Wärmequellen zusammen bis zu 25 Prozent des für 2045 prognostizierten hessischen Wärmebedarfs außerhalb der Industrie decken. Die Autoren berücksichtigen dabei allerdings nur verdichtete Gebiete, die sich grundsätzlich für eine Versorgung über Wärmenetze eignen. Die Ergebnisse beschreiben damit kein landesweit verfügbares Potenzial, sondern konzentrieren sich auf Gebiete, in denen eine leitungsgebundene Wärmeversorgung infrage kommt.

Studie untersuchte Flüsse und Kläranlagen

Für die Untersuchung analysierten die Wissenschaftler 443 Kläranlagen. In Verbindung mit Großwärmepumpen könnten diese Anlagen den Berechnungen zufolge jährlich zwischen 2,4 und 4,9 Milliarden kWh Wärme bereitstellen. Rund drei Viertel der hessischen Kommunen verfügen laut Studie über mindestens eine Kläranlage, die für eine entsprechende Nutzung infrage kommt.

Für die Flusswärme identifiziert die Untersuchung 25 Gewässer, die auf einer Länge von rund 1.467 Kilometern die festgelegten Mindestanforderungen erfüllen. Die entsprechenden Abschnitte verteilen sich auf 173 Kommunen. Damit kommt diese Wärmequelle in rund 40 Prozent der hessischen Städte und Gemeinden grundsätzlich infrage.

Unter Einbeziehung technischer, ökologischer und wirtschaftlicher Einschränkungen beziffert die Studie das nutzbare Wärmebereitstellungspotenzial der Fließgewässer auf 1,3 bis 4,3 Milliarden kWh pro Jahr. Schwerpunkte liegen entlang von Rhein und Main in Südhessen sowie an Weser, Fulda, Werra und Lahn in Nord- und Mittelhessen.

Für Projekte ist die räumliche Zuordnung von Wärmequelle und Wärmebedarf entscheidend. Liegt ein geeigneter Flussabschnitt oder eine Kläranlage in der Nähe eines bestehenden oder geplanten Wärmenetzes, sinkt der Bedarf an zusätzlichen Leitungen. Größere Entfernungen erhöhen dagegen den Infrastrukturbedarf und können die Wirtschaftlichkeit begrenzen.

Erste Anlage nutzt Wärme aus der Lahn

Ein erstes Projekt zur Flusswärmenutzung ging nach Angaben der LEA Hessen Anfang Juli 2026 in Gießen in Betrieb. Im Projekt „PowerLahn“ der Stadtwerke Gießen entziehen drei Großwärmepumpen der Lahn Wärme und speisen diese in das Fernwärmenetz ein. Die Anlage soll Wärme für rechnerisch rund 3.900 Wohnungen bereitstellen. Im Winter ergänzen zwei Blockholzkraftwerke die Wärmeerzeugung.

Die Studie weist auch für andere Kommunen hohe rechnerische Deckungsanteile aus. In Marburg könnte die Kombination aus Fluss- und Abwasserwärme etwa die Hälfte des Wärmebedarfs jener Gebiete decken, die sich für Wärmenetze eignen. Für Biedenkopf errechnen die Autoren für Abwasserwärme ein Potenzial in Höhe des gesamten Wärmebedarfs der betrachteten Wärmenetzgebiete.

In Wettenberg an der Lahn könnte Flusswärme laut Untersuchung rechnerisch knapp 90 Prozent des Wärmebedarfs in den für Wärmenetze vorgesehenen Gebieten abdecken. Die Beispiele zeigen zugleich, dass die Potenziale nicht nur an Rhein und Main auftreten.

Die Ergebnisse der Studie wurden in den Wärmeatlas Hessen der LEA Hessen integriert und stehen damit allen Kommunen frei zur Verfügung. Der Wärmeatlas unterstützt Städte und Gemeinden bei der kommunalen Wärmeplanung, indem er sowohl Wärmebedarfe als auch Potenziale erneuerbarer und unvermeidbarer Wärmequellen sichtbar macht. (hr)

Die Statistik zeigt die Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Windkraft in Deutschland in den Jahren 1998 bis 2025. Im Jahr 2025 wurden in Deutschland rund 133 Milliarden kWh Strom aus Windkraftanlagen erzeugt.

Als Optionen für die künftige Eigentümerstruktur nennt Siemens Energy die Beteiligung externer Investoren und eine Kapitalmarkttransaktion. Eine Entscheidung über den weiteren Weg hat das Unternehmen noch nicht getroffen. Transformation of Industry beschäftigt rund 17.000 Menschen und erzielte im Geschäftsjahr 2025 einen Umsatz von 5,7 Milliarden Euro. Die Gewinnmarge lag nach Unternehmensangaben bei 11,3 Prozent.

„Transformation of Industry hat sich in den vergangenen Jahren erfolgreich entwickelt und ist heute ein profitables Geschäft mit hohem Wachstum. Wir sehen Potenzial für weiteres profitables Wachstum, wenn wir die weitere Entwicklung des Geschäfts beschleunigen können“, erklärte Christian Bruch, Vorstandsvorsitzender der Siemens Energy AG, dazu. 

Investitionen sollen sich auf Stromgeschäft konzentrieren

Mit der Verselbstständigung verändert Siemens Energy zugleich die Ausrichtung des Konzerns. Die Investitionen sollen sich künftig stärker auf Stromerzeugung und Stromübertragung konzentrieren. Vorstandschef Christian Bruch begründet diesen Schritt mit den Erträgen, die Siemens Energy dort kurzfristig mit Investitionen erzielen könne. Transformation of Industry konkurriere innerhalb des Konzerns um Kapital mit Geschäftsbereichen, die schneller wachsen.

Hinzu kommt nach Darstellung des Unternehmens die unterschiedliche Marktstruktur. Transformation of Industry beliefert unter anderem Unternehmen aus den Branchen Öl und Gas, Chemie, Papier, Zement und Schifffahrt. Damit bedient der Bereich andere Kunden und Märkte als die übrigen Geschäfte von Siemens Energy. Die Verselbstständigung soll dem Management des Industriegeschäfts ermöglichen, Investitions- und Geschäftsentscheidungen unabhängig von den Prioritäten des Siemens-Energy-Konzerns zu treffen.

Zum Portfolio von Transformation of Industry gehören Industriedampfturbinen, Kompressoren, Generatoren und Motoren sowie Elektrolyseure für die Wasserstoffproduktion. Hinzu kommen Technik und Dienstleistungen für Schifffahrt und Unterwasseranwendungen. Zu den Absatzmärkten zählen neben der Prozessindustrie und dem Öl- und Gassektor auch Rechenzentren.

Eine Rolle für das Geschäftsmodell spielt das Servicegeschäft. Es steht für rund 50 Prozent des Umsatzes. Weltweit umfasst die installierte Basis nach Angaben von Siemens Energy mehr als 85.000 Einheiten. Daraus ergeben sich Erlöse aus Wartung, Ersatzteilen und weiteren Dienstleistungen über die Laufzeit der Anlagen. (hr)

Die geplanten Maßnahmen sollen nach Angaben von Spie den jährlichen Energieverbrauch um 42 Prozent von 2,754 Millionen auf rund 1,615 Millionen kWh senken. Die Energiekosten sollen sich um rund 52 Prozent reduzieren.

Das Projekt umfasst mehrere Schulgebäude, eine Sporthalle, eine Turn- und Festhalle sowie eine Mensa. Die Gebäude stammen überwiegend aus den 1980er-Jahren. Nach einer Vor-Ort-Feinanalyse während der Heizperiode 2025/2026 hat der Technikdienstleister das Modernisierungskonzept entwickelt. Ein wesentlicher Bestandteil ist der Ersatz der bisherigen Wärmeversorgung mit Erdgas und Heizöl durch eine Pelletkesselanlage. Daneben sollen Lüftungsanlagen erneuert und eine Photovoltaikanlage mit rund 56,7 kW zur Eigenstromnutzung installiert werden.

Weitere Maßnahmen betreffen die Beleuchtung, die Trinkwasserinstallation sowie die Mess-, Steuer- und Regelungstechnik. Die Beleuchtung soll auf LED-Technik mit intelligenter Steuerung umgestellt werden. Ergänzend ist ein digitales Energiemanagementsystem vorgesehen, das den Energieverbrauch überwachen und die Betriebsführung optimieren soll. Die einzelnen Maßnahmen sollen Schritt für Schritt im laufenden Betrieb realisiert werden. 

Die Stadt Reutlingen nimmt mit dem Bildungszentrum Nord am Modellvorhaben „Co2ntracting: build the future!“ der Deutschen Energie-Agentur (dena) teil. Das Modellvorhaben unterstützte Kommunen bei der Vorbereitung und Umsetzung von Energiespar-Contracting-Projekten und endete planmäßig im August 2025. (mf)

Avacon Natur will nach eigenen Angaben rund 34 Millionen Euro in die Anlage investieren und hat dafür eine Förderung über die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) beim Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) beantragt. 

Für die technische Umsetzung plant das Unternehmen den Bau einer Energiezentrale mit zwei Großwärmepumpen, die jeweils rund 5,2 MW Heizleistung erbringen. „Dem gereinigten Abwasser wird über Wärmetauscher zunächst Wärme entzogen. Anschließend hebt die Großwärmepumpe dieses Temperaturniveau auf rund 95 Grad Celsius an, sodass die Energie in das Fernwärmenetz eingespeist werden kann“, erläutert Johannes Voges, Projektleiter bei Avacon Natur. Der Klärprozess bleibe vollständig unbeeinträchtigt. 

Die Planungs- und Genehmigungsphase für die Anlage soll bis Ende 2026 abgeschlossen sein. Der Baubeginn ist für 2027 vorgesehen. (mf)

Comax gehört zur Schweizer MET Group. Das Unternehmen hatte das Speicherportfolio nach eigenen Angaben über einen Zeitraum von drei Jahren entwickelt. Die zehn Anlagen verteilen sich auf mehrere Standorte in Frankreich. Angaben zur Leistung der einzelnen Standorte, zu den Netzanschlusspunkten und zum Investitionsvolumen machte MET nicht.

Als Generalunternehmer verantwortete das französische Unternehmen Entech die Planung, Beschaffung und Errichtung der Anlagen. Bei den Batteriesystemen setzt Comax auf Speichercontainer von CATL. Die Wechselrichter stammen von SMA. Nach Angaben von MET gingen die Anlagen früher als zunächst geplant in Betrieb und hielten den vorgesehenen Kostenrahmen ein.

Speicher sollen Flexibilität bereitstellen

Comax will die Batteriespeicher für Flexibilitätsleistungen im französischen Stromsystem einsetzen. MET nennt unter anderem Netzdienstleistungen und die Integration von Strom aus erneuerbaren Energien als Einsatzfelder. Die MET Group baut Batteriespeicher inzwischen auch außerhalb Frankreichs aus.

Der Konzern entwickelt und erwirbt nach eigenen Angaben BESS-Projekte in mehreren europäischen Märkten. Dabei verfolgt das Unternehmen sowohl Stand-alone-Projekte als auch Anlagen, bei denen Batteriespeicher mit Erzeugungsanlagen für erneuerbare Energien kombiniert werden.

Batteriespeichersysteme gewinnen für das Unternehmen an Bedeutung. Ende 2024 übernahm die MET Group daher das französische Unternehmen Comax France, das auf die Entwicklung und den Betrieb von Batteriespeichern spezialisiert ist (wir berichteten).

Die MET Group mit Hauptsitz in der Schweiz handelt mit Erdgas, LNG und Strom und betreibt Erzeugungs- und Flexibilitätsanlagen. Für 2025 weist der Konzern einen Umsatz von 28,6 Milliarden Euro aus. Das gehandelte Stromvolumen lag bei 160 TWh, das Erdgasvolumen bei 241 Milliarden Kubikmetern. (hr)

Die Hoffnung auf Fortschritte bei den Gesprächen über einen Transitkorridor durch die Straße von Hormus und die Rückkehr von US-Diplomaten in die Region dämpften die geopolitische Risikoprämie. Auch Öl und Kohle gaben nach. Die Aussicht auf US-Sanktionen statt neuer Militärschläge gegen den Iran sorgte insbesondere am Ölmarkt für Entspannung.

Strom: Fast durch die Bank schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch gezeigt. Der Day-ahead verlor 28,25 auf 125,75 Euro je Megawattstunde in der Grundlast und 44,50 auf 95,75 Euro je Megawattstunde in der Spitzenlast.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Donnerstag im Vergleich zum Vortag wieder deutlich ansteigen und bei 36 Gigawatt liegen. Während für Freitag wieder eine deutlich geringere Einspeiseleistung erwartet wird, dürften die Werte ab Samstag kontinuierlich über der Marke von 30 Gigawatt liegen.

Das US-Wettermodell erwartet für die kommenden Tage bis etwa 8. September eine leicht überdurchschnittliche Wind-Einspeiseleistung. Auch die Temperaturen dürften sich in diesem Zeitpunkt im leicht überdurchschnittlichen Bereich bewegen.

Am langen Ende des Strommarktes verlor das Cal 27 um 0,92 auf 111,21 Euro je Megawattstunde.

CO2: Schwächer haben sich die CO2-Preise am Mittwoch gezeigt. Der Dec 26 verlor bis zum Settlement 0,21 auf 81,58 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 13,9 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 82,24 Euro, das Tief bei 81,10 Euro.

Nachdem das Europäische Parlament am Montag seine Arbeit nach der Sommerpause wieder aufgenommen hat, stehen zunächst lediglich „externe parlamentarische Aktivitäten“ auf dem Programm, die voraussichtlich keinen Bezug zur Überprüfung des EU-Emissionshandelssystems haben, so die Analysten von Redshaw Advisors. Die Sitzungen der Parlamentsausschüsse beginnen wieder am 31. August.

Das Auktionsangebot am CO2-Markt sinkt in dieser Woche von 9,1 Millionen EUA in der Vorwoche auf 7,5 Millionen EUA. Der möglicherweise stützende Effekt könnte jedoch teilweise durch das deutlich höhere Angebot der kommenden Woche vorweggenommen werde, so die Analysten weiter. Dann sollen die Auktionsmengen auf 13,4 Millionen EUA steigen.

Hintergrund ist die Marktstabilitätsreserve (MSR). Ab dem 1. September fällt die durch die MSR bedingte Kürzung des Auktionsangebots geringer aus als in den vorangegangenen zwölf Monaten. Dadurch gelangen wieder größere Mengen an Emissionsberechtigungen über die Auktionen an den Markt.

Erdgas: Die europäischen Erdgaspreise weiteten am Mittwoch ihre Verluste vom Vortag aus. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr 1,50 auf 64,50 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 1,575 auf 64,975 Euro je Megawattstunde nach oben.

Anzeichen für Fortschritte bei den Verhandlungen im Nahen Osten dämpften die Sorgen vor weiteren Versorgungsstörungen. Die Außenminister des Iran und Omans erklärten, über Pläne für einen vorübergehenden Transitkorridor durch die Straße von Hormus sowie über ein Vorhaben zur Räumung von Minen in der Wasserstraße gesprochen zu haben. Auch Pakistan meldete deutliche Fortschritte bei seinen Gesprächen mit Teheran über ein Ende des Krieges.

Zusätzlich verringerte die Entscheidung der USA, Diplomaten in den Nahen Osten zurückzuschicken, die Sorgen vor einer weiteren militärischen Eskalation.
Die Versorgungsrisiken bleiben jedoch bestehen. Die anhaltenden Einschränkungen des Schiffsverkehrs beeinträchtigen weiterhin die physischen LNG-Flüsse aus der Golfregion. Insbesondere Lieferungen aus Katar verzögern sich erheblich. Auch die Rückkehr zu überdurchschnittlichen Temperaturen dürfte noch stützend wirken, da Strombedarf für die Kühlung steigt und der damit verbundene höhere Einsatz von Gaskraftwerken die saisonale Befüllung der europäischen Gasspeicher bremsen dürfte. (map)