Der Entwurf soll laut Bundesregierung bessere Bedingungen für Investitionen in Offshore-Windparks schaffen. Dazu sollen unter anderem die Netzanbindungen optimiert und die zulässige Betriebsdauer von Neuanlagen von bislang 25 auf 35 Jahre verlängert werden. Die längere Laufzeit soll die Wirtschaftlichkeit der Projekte verbessern und die Kosten des Ausbaus senken.

Zudem will die Bundesregierung analog zur geplanten Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) sogenannte Differenzverträge (Contracts for Difference - CfD) für Offshore-Windenergie einführen. Dabei erhalten Betreiber eine Absicherung gegen niedrige Strompreise. Liegt der Marktpreis unter dem vereinbarten Referenzwert, gleicht der Staat die Differenz aus. Steigen die Marktpreise über den vereinbarten Wert, fließen die zusätzlichen Erlöse nach dem vorgesehenen Modell zurück.

Umsetzung von EU-Vorgaben

Der Gesetzentwurf setzt außerdem Vorgaben des europäischen Net-Zero Industry Act (NZIA) um. Unter anderem sollen Kriterien für Cybersicherheit und Widerstandsfähigkeit bei der Auswahl und Umsetzung von Projekten eine größere Rolle spielen. Damit will die Bundesregierung einseitige Abhängigkeiten von Drittstaaten begrenzen. Der Meeresnaturschutz soll zugleich Bestandteil der Genehmigungsverfahren bleiben.

Aus Sicht der Energiebranche reichen die geplanten Änderungen allerdings noch nicht aus. Peter Heydecker, Vorstand für Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur beim Energiekonzern EnBW, nannte die Einführung von CfD einen wichtigen Impuls für die benötigten Investitionen.

Zugleich verwies Heydecker auf offenen Änderungsbedarf. Die Bundesregierung wolle die Indexierung des CfD-Förderkonzepts prüfen. Eine solche Indexierung sei in europäischen Offshore-Märkten inzwischen etabliert und sollte aus Sicht von EnBW auch gesetzlich verankert werden. Darüber hinaus forderte das Unternehmen unter anderem eine Begrenzung der maximalen Zuschlagsmenge je Bieter, um Klumpenrisiken zu vermeiden.

Offen sei zudem eine Anschlusslösung für bereits bezuschlagte Offshore-Projekte. Bei diesen hätten sich die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen seit den früheren Gebotsabgaben nach Einschätzung von EnBW deutlich verändert. Vor allem höhere Investitions- und Kapitalkosten belasteten die Wirtschaftlichkeit der Projekte.

Zweistufiges Zuschlagverfahren kritisiert

Auch der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sieht Nachbesserungsbedarf. Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae bezeichnete die Novelle als Voraussetzung dafür, dass 2027 weitere Offshore-Flächen erfolgreich ausgeschrieben und Projekte umgesetzt werden können. Gleichzeitig müsse das Parlament noch zentrale Punkte ändern.

Der BDEW kritisiert insbesondere das im Entwurf vorgesehene zweistufige Zuschlagsverfahren. Dieses sei ein deutscher Sonderweg und könne die internationale Attraktivität des Investitionsstandorts Deutschland schwächen. Nach Einschätzung des Verbandes drohten dadurch höhere Gesamtkosten und größere Realisierungsrisiken.

Stattdessen schlägt der BDEW für alle auszuschreibenden Flächen eine direkte Auktion zweiseitiger CfD mit einer einfachen Inflationsindexierung vor. Als Referenz nennt der Verband den europäischen Verbraucherpreisindex HICP. Eine solche Indexierung könne einen Teil der Inflationsrisiken abbilden und damit die Finanzierungskosten von Projekten senken. Dies könne sich auch auf die Stromkosten für Verbraucher auswirken.

Auch bestehende Anlagen einbeziehen

Beim vorgesehenen Betriebszeitraum von 35 Jahren fordert der Verband, die Verlängerung nicht nur für Neuanlagen, sondern auch für bestehende Offshore-Anlagen zu ermöglichen. Dadurch könnten volkswirtschaftliche Kosten und zusätzliche Eingriffe in die Umwelt reduziert werden.

Weitere Einsparpotenziale sieht der BDEW in einer stärkeren Zusammenarbeit mit Nachbarländern und einer geringeren Leistungsdichte der Windparks. Nach Angaben des Verbandes könnten Studien zufolge sechs bis acht MW pro Quadratkilometer statt der derzeit rund zehn MW die Erträge um 13 Prozent erhöhen und die Gesamtkosten um elf Prozent senken.

Zudem fordert der BDEW, Offshore-Flächen vor ihrer Ausschreibung zentral zu untersuchen. Dadurch ließe sich nach Einschätzung des Verbandes die Zeit zwischen Zuschlag und endgültiger Investitionsentscheidung auf zwei bis drei Jahre begrenzen. Zugleich könnten Risiken durch Veränderungen bei Kosten, Zinsen und Marktbedingungen sinken. Die nächste Ausschreibung von Offshore-Flächen ist für 2027 vorgesehen. (sh)

Im brandenburgischen Turnow-Preilack hatten Unbekannte am 1. September versucht, an einem Umspannwerk nahe dem Kraftwerk Jänschwalde Kurzschlüsse in Höchstspannungsleitungen auszulösen. Nach Angaben von Brandenburgs Innenminister Jan Redmann (CDU) gelang dies in zwei Fällen. Die Ermittler fanden zudem eine zweistellige Zahl weiterer Vorrichtungen. Menschen kamen nicht zu Schaden.

Versorgung blieb stabil

Laut dem zuständigen Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz führte der Vorfall zu keinem Stromausfall. Das Unternehmen sprach von selbstgebauten Flugkörpern, mit denen leitfähiges Material in die Leitungen eingebracht worden sei. Das Landeskriminalamt Brandenburg ermittelt, Motiv und die Identität der Täter seien bislang offen.

Auch im Rheinischen Revier kam es am gleichen Abend zu einem Vorfall an einem Umspannwerk. Gegen 20 Uhr trat im Umfeld der Amprion-Umspannanlage Rommerskirchen eine Störung auf. Nach ersten Erkenntnissen der Polizei Essen wurde sie vorsätzlich verursacht. Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion bestätigte den Vorfall und erklärte, die Ursache werde derzeit von der Polizei untersucht. Mit hoher Wahrscheinlichkeit sei von Fremdeinwirkung auszugehen.

Die Störung hatte Auswirkungen auf Kraftwerkszuleitungen. Nach Angaben von RWE Power AG gingen fünf Braunkohlekraftwerksblöcke im Rheinischen Revier mit einer Gesamtkapazität von rund 4.200 MW vom Netz. Zum Zeitpunkt des Vorfalls speisten die Anlagen rund 3.000 MW Leistung ein. Betroffen waren die Blöcke Neurath G und F sowie Niederaußem H, G und K. RWE zufolge sollten mehrere Anlagen bereits im Laufe des 2. September wieder ans Netz gehen. Die beiden verbleibenden Blöcke Niederaußem G und K mit zusammen rund 1.600 MW sollten voraussichtlich zum Wochenende folgen. Die allgemeine Stromversorgung blieb durchgehend gewährleistet. Amprion konnte fehlende Einspeisung aus anderen Bereichen des Netzes ausgleichen.

Besserer Schutz gefordert

Die BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae sieht in den Vorfällen einen weiteren Hinweis auf die Bedrohung der Energieinfrastruktur. Prävention und eine schnelle Gefahrenabwehr hätten deshalb eine Schlüsselrolle beim Schutz kritischer Infrastrukturen.

Der BDEW begrüßt, dass Transparenz- und Offenlegungspflichten für kritische Infrastruktur derzeit überprüft werden. Detaillierte Informationen und Pläne zu entsprechenden Anlagen dürften potenziellen Angreifern nicht frei zugänglich sein, sagt Andreae. Zudem müsse geprüft werden, wie Datenschutzvorgaben angepasst werden können, damit auch angrenzende öffentliche Bereiche rechtssicher per Kamera überwacht werden können.

Für einen zukunftsfesten KRITIS-Schutz seien nach Ansicht des BDEW außerdem klare Zuständigkeiten, vereinfachte Nachweise und weniger Bürokratie erforderlich. Andreae fordert zudem eine praxistaugliche Umsetzung des KRITIS-Dachgesetzes mit engem Informationsaustausch zwischen Sicherheitsbehörden und KRITIS-Betreibern, um ein möglichst genaues Lagebild zu erhalten.

Auch der VKU bewertet die jüngsten Vorfälle als Zeichen einer sich verschärfenden Bedrohungslage. Der Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing betont, Stadtwerke und kommunale Ver- und Entsorger setzten alles in ihrer Macht Stehende daran, ihre Infrastruktur zu schützen. Unternehmen könnten jedoch keine vollständige Sicherheit gewährleisten und seien keine Sicherheitsbehörden.

Bund und Länder sollen kooperieren

Die aktive Abwehr von Anschlägen sei Aufgabe von Polizei und Nachrichtendiensten, erklärte Liebing. Bund und Länder müssten deshalb gemeinsam mit den Betreibern schnell wirksame Schutzkonzepte entwickeln und deren Finanzierung sicherstellen. Der Staat dürfe seine Verantwortung für die öffentliche Sicherheit nicht auf die Unternehmen verlagern.

Nach Angaben der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber gibt es rund 300 große Umspannwerke auf Höchstspannungsebene sowie bundesweit Tausende weitere Umspannwerke und Trafostationen. Ein vollständiger physischer Schutz aller Anlagen ist nach Einschätzung von Netzbetreibern angesichts der großen Zahl und der weit verzweigten Netze nicht möglich.

Die jüngsten Ereignisse reihen sich in mehrere Angriffe und Sabotageversuche auf die Strominfrastruktur ein. Im September 2025 und Januar 2026 führten Brandanschläge auf Starkstromleitungen im Südwesten Berlins zu einem mehrtägigen Stromausfall. Im März 2024 hatte ein Brandanschlag auf einen Strommast bei Grünheide den Betrieb der dortigen Tesla-Fabrik für mehrere Tage unterbrochen. (sh)

Der EDA gehören unter anderem Einskommafünfgrad, Green Planet Energy, Lichtblick, Naturstrom, Octopus Energy und Thermondo an. Juristisch ausgearbeitet wurde der Entwurf mit der Kanzlei Dentons. Das 65-seitige Dokument vom 25. Juni 2026 wurde als Memorandum von den Juristen an Lichtblick gegeben und in einer Mitteilung am 1. September bekannt gemacht.

Ausgangspunkt der Initiative sind aus Sicht der Allianz langwierige und regional unterschiedliche Verfahren. In den 866 Verteilnetzgebieten in Deutschland würden unterschiedliche Formulare, Prozessanforderungen und technische Vorgaben verwendet, heißt es von Seiten der EDA. Der eigentliche Gesetzentwurf kritisiert, dass zahlreiche Leistungen zwischen Netzkunden und Verteilnetzbetreibern nicht hinreichend schnell, nicht bundeseinheitlich und vielfach nicht digital erbracht würden.

Die Allianz versteht das Papier als „Durchsetzungs- und Beschleunigungsgesetz“ für die Digitalisierung auf Verteilnetzebene. Bis 2030 sollen nach Vorstellung der Initiatoren in jedem Verteilnetzgebiet dynamische Netzentgelte in breitem Umfang abgerechnet werden können. Prozesse und Vertragsmuster sollen vereinheitlicht, Fristen präzisiert und die Aufsicht der Bundesnetzagentur gestärkt werden.

Sanktionen für Versäumnisse beim Smart-Meter-Rollout

Verteilnetzbetreiber sollen verfügbare Anschlusskapazitäten auf Karten veröffentlichen und regelmäßig aktualisieren. Für Anschlüsse ab 135 kW soll eine unverbindliche digitale Netzanschlussauskunft möglich werden. Ab 2028 soll der Kommunikationsprozess vom Antrag bis zur Inbetriebnahme grundsätzlich vollständig über digitale Netzanschlussportale laufen. Vorgesehen sind unter anderem Eingangsbestätigungen binnen zwei Wochen und regelmäßige Statusmeldungen.

Der Vorschlag thematisiert auch Netzanschlussvereinbarungen. Kann ein Netzbetreiber einen regulären Anschluss wegen fehlender Kapazität ablehnen, soll er einen flexiblen Anschluss anbieten müssen, sofern dieser technisch möglich ist. Dabei darf die maximale Entnahme- oder Einspeiseleistung statisch oder dynamisch begrenzt werden. Projekte könnten so trotz lokaler oder zeitweiser Engpässe früher ans Netz gehen.

Auch für Erneuerbare soll dieser Grundsatz gelten. Ergibt die Netzverträglichkeitsprüfung, dass eine Anlage mit begrenzter Einspeiseleistung angeschlossen werden kann, müsste der Netzbetreiber eine entsprechende Vereinbarung anbieten. Der Entwurf spricht von „Anschluss vor Ausbau“: Netzverstärkungen könnten zeitlich gestreckt werden, während zusätzliche Erzeugungsleistung früher ans Netz kommt. Die Bundesnetzagentur soll dafür einen bundesweit einheitlichen Mustervertrag festlegen und bis Anfang 2028 veröffentlichen.

Die Bundesnetzagentur soll außerdem einen zusätzlichen Pfad für viertelstundenscharfe Messwerte vorgeben. Bis Ende 2030 sollen mindestens weitere 60 Prozent und bis Ende 2032 mindestens 90 Prozent der betroffenen Messstellen mit weniger als 100.000 kWh Jahresverbrauch solche Werte bereitstellen können. Kosten sollen nur bei tatsächlich funktionsfähiger Technik über Netzentgelte berücksichtigt werden.

Für die Nichterfüllung der gesetzlichen Smart-Meter-Einbauquoten schlägt der Entwurf zwei alternative Sanktionsmodelle vor. Bei einer wiederholten oder dauerhaften Unterschreitung der Mindestausstattungsquoten sollen Bußgelder bis zu einer Million Euro fällig werden können. Alternativ wird ein aufsichtsrechtliches Stufenmodell vorgeschlagen. Verfehlt ein grundzuständiger Messstellenbetreiber die Quote in zwei aufeinanderfolgenden Berichtszeiträumen erheblich, könnte die Bundesnetzagentur zunächst ein Maßnahmenprogramm verlangen und unter anderem die Übertragung der Grundzuständigkeit auf einen Auffangmessstellenbetreiber oder deren Neuvergabe in einem Ausschreibungsverfahren anordnen.

Auch in anderen Bereichen soll es Sanktionen geben. Bei verspäteten Netzanschlüssen, nicht eingehaltenen Fristen oder verweigerten Leistungen sollen Netzkunden und Anlagenbetreiber teilweise pauschalierte Ausgleichsansprüche erhalten, ohne einen konkreten materiellen Schaden nachweisen zu müssen. Hinzu kommen weitere Bußgeldtatbestände. Damit sollen gesetzliche Pflichten leichter durchsetzbar werden. (fw)

Der Gesetzentwurf steht zum Download zur Verfügung.

Nach dem Landeswindenergiegebietegesetz (LWindGG) müssen bis Ende 2027 mindestens 1,4 Prozent und bis Ende 2030 mindestens 2,2 Prozent der Fläche des Bundeslandes für Windenergie ausgewiesen werden. Rheinland-Pfalz setzt damit auf schärfere Vorgaben als die Bundesregierung: Das Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG) des Bundes verlangt für das Land 2,2 Prozent erst zum 31. Dezember 2032. 

Das Ministerium sieht sich dabei auf einem guten Kurs: Mit den aktuell im Verfahren befindlichen Vorranggebieten würden alle vier regionalen Planungsgemeinschaften sowie der Verband Region Rhein-Neckar die für die erste Stufe vorgesehenen Teilflächenziele erreichen. Rheinhessen-Nahe und der rheinland-pfälzische Teil des Verbands Region Rhein-Neckar könnten auf Basis der bisherigen formellen Planentwürfe sogar bereits die jeweiligen Anforderungen der zweiten Stufe erfüllen.

Die Zahlen beziehen sich allerdings auf laufende Planverfahren. Die Planungsträger führen derzeit noch Beteiligungsverfahren durch oder werten Stellungnahmen aus. Geplante Flächen können im weiteren Verfahren zurückgestellt werden. Die fünf Träger der Regionalplanung müssen ihre Regionalpläne bis Ende 2026 der zuständigen Landesplanungsbehörde zur Genehmigung vorlegen. 
 
Das Land begleitet die Verfahren: „Wir setzen auf ein systematisches Monitoring und können so nicht nur den Erfolg kontrollieren und protokollieren, sondern schaffen Transparenz und können mögliche regionale Überlastungen frühzeitig identifizieren und Abhilfe schaffen“, lässt sich Wirtschafts- und Energieminister Michael Ebling (SPD) zitieren.

Nach der bisherigen Auswertung sieht das Ministerium keine übermäßige Konzentration der Vorranggebiete auf einzelne Regionen. Ein Teil der vorgesehenen Gebiete überschneidet sich zudem mit bereits bestehenden kommunalen Sonderbauflächen für Windenergie. (kmt)

Die kartographische und tabellarische Auswertung des Monitorings ist auf den Internetseiten des Ministeriums einsehbar.

Die Energos Force ist eines der ursprünglich fünf vom Bund gecharterten Terminalschiffe zur Speicherung und Regasifizierung von verflüssigtem Erdgas (Floating Storage and Regasification Unit, FSRU). Drei der Schiffe werden in Wilhelmshaven (I und II) und in Brunsbüttel von der bundeseigenen Deutschen Energy Terminal (DET) betrieben. Ein viertes betrieb die private Deutsche Regas – die nach wie vor in Mukran noch ein selbst gechartertes Terminalschiff betreibt − bis Anfang 2025. Das Schiff ist mittlerweile nach Ägypten subverchartert worden.

Die Energos Force hatte im Frühjahr 2024 schon einmal im damals neu errichteten Energie-Hafenbecken von Stade-Bützfleth (Niedersachsen) angelegt, ging aber nie in Betrieb. Ein Streit um die Fertigstellung der sogenannten Suprastruktur, die das Schiff mit der landseitigen Infrastruktur verbindet, verzögerte den Start. Die FSRU verließ die deutschen Gewässer wieder, Anfang Juli 2025 vermeldete das BMWE den Abschluss eines Subchartervertrags mit EGAS Ägypten, die die FSRU in Jordanien einsetzte (wir berichteten jeweils).

Erste LNG-Lieferung voraussichtlich im November

Der Streit um den Bau der Suprastruktur wurde im Herbst 2025 beigelegt. Die DET übernahm die Fertigstellung der Anlagen und veröffentlicht seither punktuell die Fortschritte in einem im Internet zugänglichen „Bautagebuch“. Im August wurden demnach die Verladearme der Suprastruktur kontrolliert und überholt. „Die Arbeiten an der Anlage (Suprastruktur) im Hafen von Bützfleth sowie an den Dokumentationsunterlagen des Terminals laufen derweil auf Hochtouren und im Zeitplan“, schreibt ein Sprecher der DET auf Anfrage der Redaktion. Derzeit liege der Fokus auf der Fertigstellung und der anschließenden Inbetriebnahmephase des Terminals.

Letztere war nach der Einigung im vergangenen Herbst von der DET ursprünglich auf „nicht vor dem zweiten Quartal 2026“ terminiert worden, zuletzt war in einer Mitteilung von BMWE und DET von September die Rede. Nun wird es konkreter: Der Inbetriebnahmeprozess soll noch in diesem Monat, unmittelbar nach Ankunft des Schiffes starten. Eine erste Lieferung von verflüssigtem Erdgas erwarte man dann im November, heißt es vonseiten der DET: „Parallel bereiten wir die Vermarktung der Kapazitäten für den Terminal jenseits der Inbetriebnahme vor und werden den Markt wie üblich frühzeitig über geplante Auktionen informieren.“

Die FSRU Energos Force verfügt über 174.000 Kubikmeter Speicherkapazität. Mittelfristig sollen die schwimmenden Terminals in Deutschland durch landbasierte Anlagen ersetzt werden. Das landbasierte Terminal in Stade soll voraussichtlich 2029 in Betrieb gehen. (kmt)

Für die Untersuchung hat der BDEW nach eigenen Angaben rund 1.000 Elektroautofahrer in Deutschland zu Kaufmotiven, Ladeverhalten und Erfahrungen mit dem öffentlichen Laden befragt. Die Ergebnisse zeigen laut dem Verband, dass sich die Bewertung der Elektromobilität mit zunehmender Erfahrung verändert.

Erfahrung verändert die Bewertung

Vor dem Kauf beschäftigen sich potenzielle Käufer insbesondere mit Reichweite, Betriebskosten und Lademöglichkeiten. Nach dem Kauf und mit zunehmender Fahrpraxis verlieren diese Aspekte laut der Umfrage deutlich an Bedeutung. Stattdessen rücken für die Nutzer Themen wie der Wertverlust des Fahrzeugs und die Lieferzeit stärker in den Vordergrund.

Die Detailauswertung zeige zudem einen Zusammenhang zwischen der Dauer der Nutzung und der Zufriedenheit mit der Technologie. Je länger die Befragten ein Elektroauto fahren, desto höher werde demnach ihre Bereitschaft, erneut ein entsprechendes Fahrzeug zu kaufen.

Mehr Haushalte mit mittleren Einkommen

Der BDEW sieht zudem Hinweise darauf, dass Elektroautos zunehmend Käufer aus breiteren Einkommensgruppen erreichen. Der Anteil der Befragten aus Haushalten mit einem monatlichen Nettoeinkommen von weniger als 5.000 Euro stieg gegenüber der vorherigen Erhebung von 55 auf 67 Prozent. Das entspricht einem Anstieg um zwölf Prozentpunkte.

Als Gründe für die wachsende wirtschaftliche Attraktivität nennt der Verband unter anderem gestiegene Öl- und Benzinpreise, geringere Wartungskosten und Steuererleichterungen. Auch die größere Auswahl an Elektromodellen und die Annäherung der Preise von Elektroautos und vergleichbaren Verbrennerfahrzeugen trügen dazu bei.

Route bestimmt die Wahl des Ladeorts

Bei der Auswahl eines öffentlichen Ladepunkts spielt für die Befragten vor allem die Lage entlang der jeweiligen Route eine Rolle. Erst danach folgen die Ladeleistung und der Ladepreis. 82 Prozent der Nutzer greifen laut BDEW aus Gründen der Einfachheit auf eine Lade-App oder Ladekarte zurück. Knapp 60 Prozent verwenden zusätzlich eine Preisvergleichs-App, um günstige Ladeangebote zu finden.

Auch die Bewertung des öffentlichen Ladenetzes fällt überwiegend positiv aus. Insgesamt sehen 91 Prozent der Befragten ihre Erwartungen an das öffentliche Laden als erfüllt an. 55 Prozent geben sogar an, dass ihre Erwartungen übertroffen wurden.
 
Ladehubs gewinnen an Bedeutung

Mit der Zusammensetzung der Nutzer verändert sich laut BDEW auch das Ladeverhalten. Die Bedeutung des Ladens zu Hause und an Fernverkehrsstraßen nimmt ab. Gleichzeitig gewinnen Ladehubs innerhalb von Städten und Gemeinden an Bedeutung. Deren Anteil an den genutzten Lademöglichkeiten stieg gegenüber der Befragung aus dem Jahr 2025 um 18 Prozentpunkte.

BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae wertet die Ergebnisse als Beleg für die Alltagstauglichkeit der Elektromobilität. „Die Nutzer sind zufrieden, das Ladeangebot steht und wächst weiter“, erklärte Andreae. Zudem werde der Umstieg wirtschaftlich attraktiver.

Andreae verbindet die Entwicklung auch mit energiepolitischen Zielen. Die Elektrifizierung des Verkehrs könne die Abhängigkeit von fossilen Importen und internationalen Preisschwankungen verringern. Jedes Elektroauto trage dazu bei, diese Abhängigkeit zu reduzieren, sagte sie.

Politischen Rahmen stabilisieren

Zugleich forderte sie stabile politische Rahmenbedingungen. Die EU-Flottengrenzwerte sollten aus ihrer Sicht nicht zurückgenommen werden, da sie ein wichtiger Faktor für die Entwicklung des Fahrzeugangebots seien. Darüber hinaus spricht sich Andreae für eine Senkung der Stromsteuer, weniger Bürokratie bei Netzanschlüssen sowie eine einfachere und schnellere Vergabe von Flächen für Ladeinfrastruktur durch Kommunen aus.

Die vollständige Nutzerumfrage des BDEW untersucht neben Kaufmotiven und Ladeorten auch die Veränderungen bei Erwartungen und Erfahrungen innerhalb der vergangenen zwölf Monate.

Die 5. BDEW-Nutzerumfrage Elektromobilität und Laden steht als PDF zum Download bereit. (sh)

Jetzt sind 10,7 Millionen nEZ übrig, die genau in einen Auktionstermin. Das bedeutet: Am 2. September findet die letzte derartige Versteigerung für das Verschmutzungsjahr 2026 statt. Ursprünglich hätte die Mittwochsauktion bis in den Oktober reichen sollen, aber angesichts anhaltend hoher Zahlungsbereitschaft für die knappen nEZ zum Höchstpreis von 65 Euro je Tonne griff in den ersten sieben Runden eine Auktionsregel, wonach die doppelte Menge zum Höchstpreis veräußert wurde.

Am 2. September 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 2. September auf 508 Millionen nEZ ein, das ist weniger als in der Vorwoche, als noch auf 529 Millionen nEZ geboten worden war. Die Erfolgsquote blieb gerundet 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 sank am 2. September weiter, und zwar um vier auf 108. Erstmals war sie am 19. August gesunken. Das Interesse am nationalen Emissionshandel (ETS2) sank damit sowohl in der Breite als auch pro Kopf der verbleibenden Teilnehmer. Letzteres allerdings nach wie vor auf hohem Niveau: Die Überzeichungsquote sank nur von knapp 50 - einem Wert, der sich in der Auktion vom 12. August mangels Verdopplung der Auktionsmenge selbst verdoppelt hatte - auf knapp 48. Die erste Auktionsrunde war erst um den Faktor 13 überzeichnet gewesen. Man kann das jetzige Versteigerungsergebnis also also Folge einer steigenden Frustration über das knappe Angebot lesen.

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. Dann dürfen aber nur noch Unternehmen teilnehmen, die nEZ selbst brauchen. Dies soll die Spekulation eindämmen, aber solche Unternehmen sind unter den an der EEX zugelassenen Händlern rar.

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 drin, 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)

Demnach dominiert die PV-Leistung in Deutschland mit über 100.000 MW im Jahr 2025. Es folgen Spanien und Italien mit einer kumulierten Nennleistung von rund 47.000 MW beziehungsweise 41.000 MW.

Das Nachschlagewerk richtet sich an Contractinggeber und Contractingnehmer sowie an Energiedienstleister. Inhaltlich reicht das Spektrum nach Angaben des Herausgebers von der Abnahmepflicht bis zur Zwangsverwaltung. Im Mittelpunkt stehen Rechtsfragen, die beim Abschluss und bei der Durchführung von Contractingverträgen auftreten.

Das Lexikon soll Anwender bei der Gestaltung und Abwicklung von Verträgen unterstützen. Die Veröffentlichung bündelt dazu rechtliche Fragestellungen und deren Bedeutung für die Contractingpraxis in einzelnen Stichwortbeiträgen. Der Verband gibt das Nachschlagewerk seit mehreren Jahren heraus und aktualisiert die Inhalte regelmäßig.

Mehr Informationen zum Contractinglexikon auf der Internetseite des Vedec. (hr)

Das System ist aus dem „BirdRecorder“ hervorgegangen, der ursprünglich vor allem auf die Erkennung von Rotmilanen ausgerichtet war. Seit 2023 wird die Weiterentwicklung in einem Forschungsprojekt vom Bundeswirtschaftsministerium und vom Umweltministerium Baden-Württemberg gefördert. Ziel ist ein Antikollisionssystem, das den Betrieb von Windenergieanlagen stärker an das Auftreten geschützter Arten anpassen kann.

Davon ist das Projekt allerdings noch einen Schritt entfernt. In der laufenden Phase geht es zunächst darum, die Sensorik und die KI-gestützte Auswertung im Feld zu testen und Trainings- sowie Validierungsdaten zu sammeln. Die Modelle sollen schrittweise neben dem Rotmilan auch Weißstörche, Wespenbussarde, Weihen, weitere Greifvogelarten und Fledermäuse erfassen. Die jetzt erhobenen Daten dienen damit vor allem der weiteren Entwicklung und Überprüfung der Erkennungsmodelle.

Mobiles System

Für die Kampagne setzt das ZSW einen mobilen Trailer jeweils rund drei Wochen in einem Windpark ein. Kameras und weitere Sensoren beobachten dort den Luftraum im Umfeld der Anlagen. ABO Energy stellt geeignete Standorte zur Verfügung und übernimmt nach Angaben des ZSW die Abstimmung mit den jeweiligen Windparkbetreibern. Einsätze in weiteren Windparks sind vorgesehen.

Der Trailer arbeitet unabhängig von der jeweiligen Windenergieanlage. Seine Stromversorgung erfolgt über Photovoltaikmodule und einen Batteriespeicher, die Datenübertragung über Mobilfunk. Tagsüber kommen hochauflösende Kameras zum Einsatz. Für die Erfassung in der Nacht nutzt das System zusätzliche Sensorik, die laut ZSW ohne Lichtsignale oder störende Geräusche auskommt.

Zudem lassen sich bestimmte Bereiche technisch ausblenden. Solche sogenannten Privacy-Zonen sollen verhindern, dass Personen, Fahrzeuge oder bodennahe Betriebsabläufe aufgezeichnet werden.

Technische Schutzmaßnahmen

Antikollisionssysteme sollen dazu beitragen, artenschutzrechtliche Konflikte beim Bau und Betrieb von Windenergieanlagen zu verringern. Sie können etwa erkennen, wenn sich kollisionsgefährdete Tiere einer Anlage nähern, und perspektivisch technische Schutzmaßnahmen auslösen.

„Auf Basis automatisierter kamera- und/oder radarbasierter Detektion der Zielart muss das System in der Lage sein, bei Annäherung der Zielart rechtzeitig bei Unterschreitung einer vorab artspezifisch festgelegten Entfernung zur Windenergieanlage per Signal die Rotordrehgeschwindigkeit bis zum ‚Trudelbetrieb‘ zu verringern“, heißt es dazu in der Anlage 1 zu § 45b Absatz 1 bis 5 im Bundesnaturschutzgesetz.

Nach dem geltenden Gesetz gilt ein solches Antikollisionssystem derzeit allerdings nur für den Rotmilan als fachlich ausreichend erprobt. Für andere Großvogelarten hält der Gesetzgeber den Einsatz zwar grundsätzlich für möglich, die Wirksamkeit muss aber noch nachgewiesen werden. Genau an dieser Stelle setzt das ZSW-Projekt an. (fw)

Nexentury entwickelt und betreibt Floating-PV-Anlagen und ist auf die Nutzung von Wasserflächen für die Stromerzeugung spezialisiert. Das Unternehmen stellt in dem Whitepaper technische, regulatorische und wirtschaftliche Aspekte solcher Projekte dar. Dazu gehören nach Angaben von Nexentury unter anderem die Voraussetzungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2023 und dem Solarpaket I sowie Fragen zu Stromkosten, Rendite und Amortisation.

6.000 künstliche Wasserflächen

Als Ansatzpunkt für Rohstoff- und Industriebetriebe nennt Nexentury die mehr als 6.000 künstlichen Seen in Deutschland. Laut Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE könnten diese Gewässer ein Potenzial von rund 15.000 MW installierter Photovoltaikleistung bieten. Einen Teil dieser Flächen bilden Baggerseen, die von Kies- und Rohstoffunternehmen selbst betrieben oder besessen werden. Die Nutzung solcher Flächen könne Flächennutzungskonflikte mit anderen Anwendungen an Land vermeiden.

Das Whitepaper zeigt anhand eines Praxisbeispiels, wie sich eine solche Anlage wirtschaftlich bewerten lässt. Nexentury verweist dabei auf die seit Juli 2024 betriebene Floating-PV-Anlage auf dem Philippsee in Bad Schönborn. Dort betreibt das Unternehmen nach eigenen Angaben eine Anlage mit rund 15 MW Leistung. Der Baggersee gehört zur Philipp & Co. KG, die dort ein Kieswerk betreibt. Einen Teil des erzeugten Stroms nutzt das Kieswerk für den eigenen Betrieb.

Beispiel Philippsee

Der Philippsee liegt rund 20 Kilometer südlich von Heidelberg (Baden-Württemberg) und verfügt über eine Wasserfläche von mehr als 60 Hektar. Davon nimmt die Floating-PV-Anlage nach Angaben von Nexentury rund 8,2 Hektar ein. Die Anlage besteht aus 27.160 Solarmodulen. Die Module sind auf einer schwimmfähigen Unterkonstruktion aus HDPE-Pontons montiert und zu sogenannten Modulbooten verbunden. Auch die elektrische Ausrüstung ist für den Betrieb auf und an Gewässern ausgelegt.

Die Module sind in Ost-West-Richtung angeordnet. Nexentury gibt an, den Abstand zwischen den Modulen vergrößert zu haben, um eine höhere Lichtdurchlässigkeit zu ermöglichen. Für die Schwimmkörper kommt eine Giebelanordnung zum Einsatz, die eine bessere Belüftung der Wasseroberfläche ermöglichen soll. Zum Schutz der Uferzone wurde die Anlage am Gewässergrund verankert.

Nach Angaben von Nexentury haben die Eigentumsverhältnisse am Philippsee und die bestehenden Abgrabungsrechte die Projektentwicklung erleichtert. Die Philipp & Co. KG verfügt demnach über die Eigentumsrechte am See sowie über Erweiterungsflächen für den Kiesabbau für weitere 25 bis 30 Jahre. Diese Laufzeit entspreche in etwa der durchschnittlichen Nutzungsdauer einer Photovoltaikanlage. Zudem war laut Nexentury bereits elektrische Infrastruktur durch das angrenzende Kieswerk vorhanden.

Speicher als Ergänzung

Neben Floating-PV betrachtet das Whitepaper Batteriespeicher als weiteren Baustein. Sie können dazu beitragen, den erzeugten Solarstrom zeitlich flexibler zu nutzen. Nexentury stellt außerdem unterschiedliche Beteiligungsmodelle vor, mit denen Unternehmen ihre Energieversorgung stärker auf die eigene Erzeugung ausrichten können.

Das Unternehmen führt als Gründe für eine stärkere Eigenversorgung unter anderem volatile Energiepreise, geopolitische Lieferrisiken sowie steigende Anforderungen an Nachhaltigkeits- und Berichterstattungspflichten an. Das Whitepaper soll Unternehmen dabei unterstützen, das technische Potenzial ihrer Wasserflächen sowie Stromkosten, Wirtschaftlichkeit und mögliche Genehmigungswege vor einer Projektentwicklung einzuschätzen.

Das White Paper zu PV auf Baggerseen steht im Internet bereit. (sh)

Mit dem Neubau erhöht Edis die Kapazitäten und schafft zugleich Reserven für den künftig erwarteten Strombedarf. Während das bisherige Umspannwerk mit zwei Transformatoren ausgestattet war, verfügt der neue Standort über drei Transformatoren. Dadurch kann sich die Leistung des Umspannwerks perspektivisch etwa verdoppeln.

Mehr Platz für Netzausbau

Edis hat die Anlage nach eigenen Angaben von Beginn an auf spätere Erweiterungen ausgelegt. Die Zahl der Schaltfelder steigt von zehn auf zwölf. Darüber hinaus biete der Standort Platz für zusätzliche Schaltfelder. Damit will der Netzbetreiber weitere Anschlüsse von Verbrauchern und künftigen Gewerbeansiedlungen ermöglichen.

Nach Angaben von Edis spielt dabei auch die Entwicklung im Großraum des Flughafens Berlin-Brandenburg eine Rolle. Das Unternehmen rechnet dort mit einer anhaltenden Nachfrage nach Netzanschlüssen und elektrischer Leistung. Der Ausbau des Umspannwerks soll dazu beitragen, diese Anforderungen künftig bedienen zu können.

Die Planungs- und Bauarbeiten liefen von Oktober 2023 bis August 2026. Neben der technischen Erweiterung sieht Edis in dem Projekt auch einen wirtschaftlichen Effekt für die Region. Nach Angaben des Unternehmens verbleiben rund 62 Prozent der relevanten Ausgaben in der Untersuchungsregion. Davon sollen regionale Unternehmen, Beschäftigte sowie private und öffentliche Haushalte profitieren.

Netz für die Energiewende ertüchtigen

Der Neubau soll zudem auf veränderte Anforderungen durch die Energiewende reagieren. Dazu zählen laut Edis unter anderem steigende Leistungsbedarfe durch Wärmepumpen und Elektromobilität sowie eine zunehmende Einspeisung erneuerbarer Energien in das Verteilnetz.

Der neue Standort ersetzt das seit 1986 bestehende Umspannwerk im Storkower Stadtgebiet. Gleichzeitig ermöglicht er den Rückbau von Leitungen, die bislang über einen beliebten Freizeitpark verlaufen. Damit schafft der Netzneubau zusätzliche Kapazitäten und reduziert zugleich die Belastung eines Erholungsraums.

Edis betreibt nach eigenen Angaben rund 180 eigene Umspannwerke, davon etwa 120 in Brandenburg. Mit dem Ausbau erneuerbarer Energien sowie der zunehmenden Nutzung von Elektromobilität und Wärmepumpen steigen sowohl die Anforderungen an die Netzkapazität als auch der Investitionsbedarf. Der Netzbetreiber investiert jährlich rund 400 Millionen Euro in sein regionales Verteilnetz. Das Investitionsvolumen soll weiter steigen. (sh)

Das Neubauprojekt umfasst drei Gebäude. Uniper wird das mit rund 120 Metern höchste Gebäude als vertikalen Campus nutzen. Der Mietvertrag läuft zunächst über 15 Jahre. Der neue Campus umfasst rund 36.500 Quadratmeter Fläche auf 31 Etagen. Vorgesehen sind rund 1.800 Arbeitsplätze für rund 2.900 Mitarbeitende. Das Flächenkonzept ist auf hybrides Arbeiten ausgerichtet, teilte der Konzern dazu weiter mit. 

Sicherheitsanforderungen prägen Standortentscheidung

Auslöser für die Standortsuche waren nach Angaben von Uniper die in den kommenden Jahren auslaufenden Mietverträge für die bestehenden Gebäude. Das Unternehmen habe deshalb seine langfristige Mietsituation in Düsseldorf überprüft. Bei der Entscheidung spielten neben der Flächennutzung vor allem Anforderungen an Sicherheit sowie technische und digitale Infrastruktur eine Rolle.

Das hängt auch mit den Funktionen zusammen, die Uniper in Düsseldorf angesiedelt hat. Der Konzern betreibt dort unter anderem einen der größten Gas-Trading-Floors Deutschlands. Hinzu kommen die Einsatzplanung der Kraftwerke und die Steuerung der Gasspeicher.

Als Betreiber kritischer Energieinfrastruktur muss Uniper für diese Funktionen entsprechende technische und sicherheitsbezogene Anforderungen erfüllen. Beim Neubau lassen sich diese nach Angaben des Unternehmens bereits in Planung und technische Ausstattung einbeziehen. „So verbinden wir Schutz, Zusammenarbeit und eine moderne Arbeitswelt. Düsseldorf ist seit vielen Jahren unser Unternehmenssitz. Hier im Herzen Nordrhein-Westfalens sind wir fest verwurzelt“, lässt sich Michael Lewis, CEO von Uniper, in der Mitteilung zitieren.

Als Alleinvorstand der Pfalzwerke Netz AG verantwortet Birl das operative Management und die strategische Weiterentwicklung des Netzgeschäfts.

Birl kam 2017 zu Pfalzwerke Netz und übernahm dort zunächst die Funktionen des kaufmännischen Leiters und Prokuristen. Der 48-Jährige folgte dann 2022 auf Marc Mundschau, der damals in den Vorstand der Pfalzwerke AG wechselte.

Zuvor war der promovierte Wirtschaftswissenschaftler bei den Stadtwerken München tätig, zunächst als Leiter Controlling Netze. Von 2015 bis 2017 war er Geschäftsführer der SWM Infrastruktur GmbH & Co. KG. Zugleich führte er die SWM Infrastruktur Region GmbH. „Mit der Verlängerung des Vorstandsmandats von Dr. Holger Birl setzen wir bewusst auf Beständigkeit in einer von Transformation geprägten Zeit“, lässt sich Marc Mundschau in einer Mitteilung zitieren. Die bisherige Zusammenarbeit zeichne sich durch Vertrauen, Verlässlichkeit und eine klare strategische Ausrichtung aus, so der Vorsitzende des Aufsichtsrats der Netzgesellschaft in der Pfalzwerke-Gruppe.

Pfalzwerke Netz betreibt Stromnetze in der Pfalz und im Saarpfalz-Kreis. Das Netzgebiet umfasst rund 6.000 Quadratkilometer. Zwischen 2011 und 2025 investierte das Unternehmen nach eigenen Angaben mehr als 1,2 Milliarden Euro in Erneuerung, Verstärkung und Instandhaltung der Netzinfrastruktur. (fw)

Die Fäden laufen nun bei Erich Weber (51) und Michael Holdenrieder (45) zusammen. Beide sind seit Januar 2025 Vorstände. Die Stadtwerke hatten den Vorstand damals erweitert. Weber leitet das Ressort Markt und fungiert als Vorstandssprecher, Holdenrieder verantwortet die kaufmännischen Belange.

Brünner war seit 2001 Vorstandsvorsitzender. Unter seiner Führung habe sich die Unternehmensgruppe von einem regionalen Energie- und Wasserversorger zu einer bundesweit tätigen Unternehmensgruppe mit rund 60 Tochtergesellschaften, betonen die Stadtwerke. Das Geschäftsspektrum umfasst neben dem Netzbetrieb unter anderem den internationalen Energiehandel, den bundesweiten Energievertrieb und den Ausbau erneuerbarer Energien. Hinzu kommen die Immobilienwirtschaft, der Hotelbetrieb und verschiedene Dienstleistungen.

Im Jahr 2024 verzeichnete die Unternehmensgruppe einen Konzern-Jahresüberschuss von 67,7 Millionen Euro (2023: 83,6 Millionen Euro). Konzern-Bilanzgewinn standen 39,4 Millionen Euro (2023: 32,2 Millionen Euro) zu Buche. (mf)

Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch präsentiert. Der Day-ahead gab hingegen in der Grundlast um 30,00 Euro auf 134,00 Euro je Megawattstunde nach, in der Spitzenlast ergab sich ein Minus von 49,50 auf 97,75 Euro je Megawattstunde.

Die Einspeiseleistung dürfte am Donnerstag im Vergleich zum Vortag ein gutes Stück höher ausfallen. Für Freitag und Samstag wird ein weiterer Anstieg der Einspeiseleistung erwartet, bevor die Werte dann wieder zurückgehen dürften.

Am langen Ende legte das Cal 27 kräftig um 4,62 Euro auf 122,36 Euro je Megawattstunde zu.

CO2: Die CO2-Preise haben am Berichtstag marginal zugelegt. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 0,12 Euro auf 83,46 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 11,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 83,75 Euro, das Tief bei 82,74 Euro.

Unterstützung für den CO2-Markt dürfte den Analysten von Vertis zufolge von der Wetterseite kommen, da die aktuell wieder höheren Temperaturen die konventionelle Stromerzeugung in Europa vergleichsweise angespannt halten dürften. Der Iran-Konflikt bleibe unterdessen ein Risiko in beide Richtungen: Während die aktuellen neuen Eskalationen einen Fuel Switch von Gas zu Kohle begünstigen, würde eine Entspannung dagegen den gesamten Energiekomplex belasten.

Das wichtigste makroökonomische Risiko der Woche ist laut den Analysten der am Freitag anstehende US-Arbeitsmarktbericht. Gleichzeitig dürften mit dem Ende der politischen Sommerpause die Diskussionen über das EU-Emissionshandelssystem wieder an Fahrt aufnehmen.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Mittwoch gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 1,825 Euro auf 74,150 Euro je Megawattstunde. Die Gaspreise hielten sich damit deutlich über 70 Euro und sind zeitweise auf den höchsten Stand seit Ende 2022 gestiegen. Die zunehmenden Spannungen zwischen den USA und Iran schüren die Sorge vor längeren Störungen der Energieflüsse. Seit Monatsbeginn beläuft sich das Plus auf 25 Prozent.

Die zunehmenden Spannungen am Golf trüben die Aussichten auf eine Erholung der LNG-Exporte aus der Region. Gleichzeitig wächst die Sorge um die europäische Gasversorgung, da die Speicherstände unter dem Saisonüblichen liegen.

Unter Berücksichtigung der Transportkosten ist Europa derzeit für LNG-Lieferungen ein profitableres Ziel als Asien, schreiben die Analysten von ING. Rückt der Winter näher, dürfte sich der Wettbewerb zwischen beiden Regionen jedoch verschärfen. Dies gelte vor allem, wenn LNG aus Katar weitgehend ausbleibe.

Zusätzliche Unterstützung kam auch durch den Tropensturm „Edouard“, der am Dienstag Kurs auf die texanische Küste genommen hatte, so die Analysten der Commerzbank. In der Gegend befinden sich vier der acht US-LNG-Exportterminals, die knapp 75 Prozent der LNG-Exportkapazität ausmachen. Würde mas Terminal in Corpus Christi weiter im Süden von Texas einbeziehen, wären es 90 Prozent. (map)