Nach Angaben von UNEP befindet sich die Welt derzeit auf einem Pfad, der zu einer Erwärmung von etwa 2,6 Grad gegenüber der vorindustriellen Zeit führen würde. Vieles deute darauf hin, dass die 1,5-Grad-Grenze in den kommenden Jahren dauerhaft überschritten werde. Selbst bei sehr schnellen und umfassenden Klimaschutzmaßnahmen ließe sich der Temperaturanstieg dem Bericht zufolge voraussichtlich nur auf etwa 1,8 Grad begrenzen.

UNEP empfiehlt deshalb einen Pfad aus Überschreitung, Temperaturhöhepunkt und anschließendem Rückgang. Die Risiken und Auswirkungen des Klimawandels nähmen mit jedem zusätzlichen Bruchteil eines Grades und mit jedem weiteren Jahr oberhalb von 1,5 Grad zu. Einige Folgen seien zudem nicht umkehrbar.

UNEP-Exekutivdirektorin Inger Andersen erklärte bei der Vorstellung des Berichts in Nairobi, die Klimaschutzbemühungen müssten nun verstärkt und dürften nicht aufgegeben werden. UN-Generalsekretär Antonio Guterres nannte „Extremereignisse wie Hitze, Waldbrände und Überschwemmungen Warnsignale für die weitere Entwicklung“.

Bundesregierung reagiert mit Dreiklang

Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD) sieht in der Emissionsminderung weiterhin den wichtigsten Ansatz. „Jedes Zehntelgrad weniger Erderhitzung schützt Menschen, Natur und Wirtschaft“, erklärte Schneider. Je schneller die Emissionen sänken, desto geringer seien die Schäden und desto weniger CO2 müsse später wieder aus der Atmosphäre entfernt werden.

Die Bundesregierung verfolge dabei einen Dreiklang aus Emissionsminderung, dem Schutz natürlicher Kohlenstoffsenken und der Entwicklung technischer Verfahren zur CO2-Entnahme. Grundlage ist das Bundes-Klimaschutzgesetz. Deutschland hat sich darin verpflichtet, bis 2045 Treibhausgasneutralität und nach 2050 Netto-Negativemissionen zu erreichen.

Mit dem im März beschlossenen Klimaschutzprogramm 2026 hat die Bundesregierung nach eigenen Angaben 67 zusätzliche Maßnahmen für Energiewirtschaft, Industrie, Gebäude, Verkehr und Landwirtschaft beschlossen. Sie sollen 2030 mehr als 25 Millionen Tonnen CO2 zusätzlich einsparen.

Vorgesehen sind unter anderem ein Ausbau der Windenergie, die Elektrifizierung von Industrie und Verkehr, klimafreundlichere Wärmenetze sowie Maßnahmen zur Kreislaufwirtschaft. Für die zusätzlichen Maßnahmen sollen von 2027 bis 2030 acht Milliarden Euro bereitstehen.

Natürliche Senken unter Druck

Als zweiten Baustein will die Bundesregierung natürliche Kohlenstoffspeicher stärken. Wälder, Moore, Böden, Auen, Gewässer und Meere können CO2 aufnehmen und langfristig speichern. Gleichzeitig geraten diese Ökosysteme durch den Klimawandel und menschliche Nutzung selbst unter Druck.

Die Bundesregierung geht davon aus, dass langfristig unvermeidbare Restemissionen bestehen bleiben werden. Sie erwartet diese insbesondere in der Landwirtschaft und bei bestimmten Industrieprozessen. Um nach 2050 Netto-Negativemissionen zu erreichen, soll deshalb zusätzlich CO2 aus der Atmosphäre entfernt und dauerhaft gespeichert werden.

Greenpeace bewertet die Gewichtung der technischen CO2-Entnahme kritischer. Klimaexperte Jannes Stoppel erklärte, natürliche CO2-Senken wie Wälder und Moore müssten gestärkt werden, statt auf technische Lösungen zu setzen. Wälder und Böden seien wichtige Möglichkeiten, dem CO2-Überschuss entgegenzuwirken. Zugleich müssten die Emissionen in allen Bereichen schnell sinken.

Anpassung wird wichtiger

Neben der Begrenzung des Temperaturanstiegs fordert UNEP auch eine stärkere Anpassung an die bereits absehbaren Folgen. Dazu zählen häufigere und intensivere Extremwetterereignisse, Schäden an Ökosystemen sowie Risiken für Gesundheit, Ernährungssicherheit, Wasserversorgung, Infrastruktur und Wirtschaft. Besonders gefährdet seien kleine Inselstaaten und tiefliegende Küstenstädte.

Mitautorin Shobha Maharaj von der University of the South Pacific betonte, „Anpassung darf nicht hinter dem Klimaschutz zurückstehen“. Beide Bereiche müssten gleichzeitig vorangetrieben werden, insbesondere in besonders gefährdeten Regionen.

Die Bundesregierung will nach eigenen Angaben auch international am Ziel des Pariser Übereinkommens festhalten. Eine Überschreitung der 1,5-Grad-Grenze ändere nichts an der grundsätzlichen Richtung der Klimapolitik. (sh)

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) erklärte: „Jetzt kann das StromVKG für mehr Planungs- und Investitionssicherheit sorgen und damit für eine verlässlichere und perspektivisch günstigere Stromversorgung in Deutschland.“

Erste Ausschreibungen umfassen 9.000 MW

Der StromVKG-Kapazitätsmarkt soll zunächst die Versorgungssicherheit für das Jahr 2031 absichern. Dazu schreibt die Bundesnetzagentur schrittweise steuerbare Kapazitäten aus. Den ersten größeren Beitrag sollen sogenannte Langzeitkapazitäten wie Gaskraftwerke leisten. Dafür sind insgesamt rund 9.000 MW ausgeschrieben. Sie sollen längere Phasen mit geringer Erzeugung aus Wind- und Solarenergie, sogenannte Dunkelflauten, absichern. Damit können Kohlekraftwerke außer Betrieb gehen.

Die erste Ausschreibungsrunde startet am 8. September, eine zweite folgt am 29. Dezember 2026. Bis zu diesen Terminen können Betreiber ihre Gebote bei der Behörde einreichen. Anschließend entscheidet die Agentur über die Zuschläge.
Weitere 2.000 MW sollen im Mai 2027 ausgeschrieben werden. Für diese Runde gilt kein Langzeitkriterium.

In den Jahren 2027 und 2029 sind weitere Ausschreibungen geplant. Dabei sollen neben Kraftwerken und Speichern auch flexible Stromnachfrager und Bestandsanlagen berücksichtigt werden. Die Bundesnetzagentur soll die jeweiligen Ausschreibungsmengen anhand des aktuellen europäischen oder nationalen Versorgungssicherheitsmonitorings festlegen.

Bis zu 35 Milliarden Euro für Kraftwerke

Parallel zur Genehmigung des StromVKG hat die EU-Kommission auch die staatliche Förderung neuer Kraftwerkskapazitäten genehmigt. Deutschland darf dafür ab 2031 bis zu 35 Milliarden Euro bereitstellen. Vorgesehen sind insgesamt 11.000 MW neue Kraftwerkskapazität, die spätestens Ende 2031 am Netz sein sollen.

Die Anlagen sollen zunächst mit Erdgas betrieben werden. Spätestens 2045 müssen sie laut den Vorgaben klimaneutral mit grünen Gasen wie Wasserstoff oder Biomethan betrieben werden können. Die EU-Kommission begründet die Genehmigung mit dem Bedarf an zusätzlicher Versorgungssicherheit. 

BDEW fordert schnelle Zuschläge

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) begrüßt die beihilferechtliche Genehmigung. Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae verwies darauf, dass der erste Gebotstermin am 8. September nun stattfinden könne. „Nach dreieinhalb Jahren Verhandlungen, verschiedenen Entwürfen und Verzögerungen sind damit die Voraussetzungen für neue steuerbare Kapazitäten geschaffen“, sagte sie.

Andreae fordert, die Zuschläge nach den Ausschreibungen zügig zu erteilen, damit die Projekte umgesetzt werden können. Gleichzeitig müsse Deutschland den geplanten umfassenden, technologieoffenen Kapazitätsmarkt für die Zeit ab 2032 ausgestalten. Die entsprechenden Regelungen sollen 2027 vorgelegt werden.

Auch der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) sieht in der Genehmigung eine Grundlage für neue Investitionen. VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing erklärte, auch kommunale Unternehmen prüften eine Teilnahme an den Ausschreibungen. Das Förderverfahren müsse allen geeigneten Unternehmen offenstehen, forderte er. So könnten neben großen Erzeugern auch Stadtwerke und kommunale Unternehmen an den Ausschreibungen teilnehmen.

Umweltverbände kritisieren Förderung

Die Deutsche Umwelthilfe (DUH) kritisiert die EU-Entscheidung dagegen. Nach Ansicht der DUH begünstigt das Fördermodell neue fossile Gaskraftwerke und benachteiligt saubere Alternativen. Die Organisation hatte gemeinsam mit Green Planet Energy im August Beschwerde gegen die geplanten Subventionen bei der EU-Kommission eingereicht.

DUH-Bundesgeschäftsführer Sascha Müller-Kraenner bezeichnete die Genehmigung als problematisch. Zwar betone die EU-Kommission grundsätzlich die Technologieoffenheit des Fördermodells, gleichzeitig würden Batteriespeicher in der ersten Ausschreibungsrunde faktisch ausgeschlossen. Die DUH will die Entscheidung und ihre Begründung nun prüfen und weitere rechtliche Schritte erwägen.

Auch der Ökostromanbieter Green Planet Energy kritisiert die Entscheidung. Bereichsleiterin Politik und Kommunikation Carolin Dähling argumentiert, neue Gaskraftwerke würden die Abhängigkeit von Erdgasimporten fortschreiben. Die Energiekrise 2022 habe gezeigt, welche Risiken geopolitische Abhängigkeiten bei Erdgas bergen. (sh)

Mit der Regelung will die Bundesregierung nach eigenen Angaben die Stromkunden entlasten und zugleich die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie unterstützen. Energiepreise seien ein entscheidender Standortfaktor, erklärte das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE). Gerade angesichts des laufenden Ausbaus der Stromnetze und des Bedarfs an wettbewerbsfähigen Strompreisen solle der Zuschuss ein Signal an Haushalte und Unternehmen setzen.

Die Regelung knüpft an das Instrument für das Jahr 2026 an, als 6,5 Milliarden Zuschuss gewährt wurden. Damit soll für Übertragungsnetzbetreiber, Unternehmen sowie Verbraucher Planungssicherheit für die kommenden Jahre entstehen. Der Zuschuss soll unmittelbar über die Übertragungsnetzkosten wirken und damit die Netzentgelte für Stromkunden senken.

Kritik an der Kürzung

Wirtschaftsverbände bewerten den Beschluss allerdings kritisch. Die Wirtschaftsvereinigung Stahl sieht insbesondere die geplante Verringerung des Zuschusses als problematisch an. Hauptgeschäftsführerin Kerstin Maria Rippel verweist darauf, dass die Wiedereinführung des Zuschusses zu Beginn des Jahres dazu beigetragen habe, die zuvor stark gestiegenen Netzentgelte wieder zu senken.

„Diese Maßnahme postwendend wieder zu kürzen, wäre ein fatales Signal“, erklärte Rippel. Das Ziel, die Stromkosten der Industrie dauerhaft zu reduzieren, werde dadurch erschwert. Angesichts des Drucks auf die Energiemärkte und der volatilen Strompreise brauche die Wirtschaft aus ihrer Sicht vielmehr langfristige Planungssicherheit. Die Wirtschaftsvereinigung Stahl fordert deshalb, den Haushaltszuschuss von 6,5 Milliarden Euro vollständig beizubehalten und dauerhaft zu sichern. 

Auch die Deutsche Industrie- und Handelskammer (DIHK) warnt vor steigenden Stromkosten infolge der Kürzung. Sebastian Bolay, Bereichsleiter Energie, Umwelt und Industrie bei der DIHK, erklärte, Netzentgelte machten inzwischen bis zu 30 Prozent der Stromkosten von Unternehmen aus und seien damit zu einem wesentlichen Kostenfaktor geworden.

Weitere Unterstützung gefordert

Sollte der staatliche Zuschuss wie geplant um rund 15 Prozent sinken, werde dies nach Einschätzung der DIHK die Stromkosten für Unternehmen und private Verbraucher erhöhen. Besonders betroffen seien Betriebe, für die die angekündigte Senkung der Stromsteuer nicht umgesetzt worden sei.

Bolay fordert deshalb, die Unterstützung bei den Netzentgelten nicht zurückzufahren. Stattdessen solle die Bundesregierung weitere energiewirtschaftliche Umlagen aus dem Bundeshaushalt finanzieren. Damit ließen sich die Stromkosten aus Sicht der DIHK langfristig reduzieren und Investitionen besser absichern. (sh)

Die Organisationen begründen ihren Vorstoß mit der Importabhängigkeit der deutschen Energieversorgung und geopolitischen Risiken. Nach ihren Berechnungen deckten Importe 2025 rund 65,6 Prozent des deutschen Primärenergieverbrauchs. „Rechnerisch reichten die heimischen Energiequellen damit nur für 125 Tage des Jahres – bis zum 5. Mai“, betonte Christian Noll, geschäftsführender Vorstand der Deneff, bei der Vorstellung der Handlungsempfehlung. Deneff und EIES leiten daraus die Forderung ab, neben der Diversifizierung von Lieferanten und Bezugswegen auch den Energiebedarf stärker als Faktor der Versorgungssicherheit zu berücksichtigen.

„Energieeffizienz ist weit mehr als Klimaschutz. Sie ist ein strategischer Faktor zur Reduzierung von Energieabhängigkeiten“, erklärte Noll. Wer den Energiebedarf senke, müsse weniger Energie importieren, transportieren und im Krisenfall absichern. „Energieeffizienz verringert damit die Angriffsfläche.“

Auch EIES-Direktorin Sabrina Schulz stellt die Importabhängigkeit in den Mittelpunkt. Versorgungssicherheit beschränke sich nicht auf neue Lieferanten, Lieferrouten oder zusätzliche Reserven. Deutschland müsse seinen Energiebedarf strukturell senken. Die Organisationen bezeichnen Energieeffizienz deshalb als „First Fuel of Security“.

 

Der Policy Brief verweist dabei auch auf Veränderungen der Importstruktur. Die Abkehr von russischem Pipelinegas habe die grundsätzliche Abhängigkeit von Energieimporten nicht beseitigt. So stammten nach Angaben der Autoren 2025 rund 96 Prozent der deutschen LNG-Importe aus den USA. Die Diversifizierung könne Risiken einzelner Lieferanten oder Transportrouten reduzieren, ändere aber nichts an der Abhängigkeit von externen Energiequellen.

Effizienz soll Infrastruktur entlasten

Deneff und EIES verbinden einen geringeren Energieverbrauch zudem mit der Widerstandsfähigkeit der Energieinfrastruktur. Eine niedrigere Grundlast könne insbesondere die Stromnetze entlasten und den Umgang mit Störungen erleichtern. Gleichzeitig reduziere sie den Bedarf an zusätzlicher Erzeugungskapazität, Netzausbau und strategischen Öl- und Gasreserven. Dadurch sinke auch der Umfang der Infrastruktur, die errichtet, gewartet und gegen Ausfälle abgesichert werden müsse.

Als Ansatzpunkte nennen die Autoren unter anderem Gebäudesanierungen, Smart Meter, digitale Energiemanagementsysteme und Maßnahmen zur Senkung des Energieverbrauchs in der Industrie. Solche Investitionen sollten nach ihrer Auffassung künftig auch unter dem Gesichtspunkt der zivilen Vorsorge und der Resilienz betrachtet werden. 

Förderung an Effizienzmaßnahmen koppeln

Das Bundesinnenministerium soll nach ihrer Vorstellung einen Mindeststandard für Energieeffizienz als Resilienzindikator im Rahmen des KRITIS-Dachgesetzes etablieren. Für Einrichtungen des Bundes, darunter Bundespolizei und Technisches Hilfswerk, wollen die Organisationen zudem Ziele für die Energieproduktivität einführen. Darüber hinaus schlagen die Autoren vor, Investitionen in Energieeffizienz bei den Nato-Ausgaben für zivile Vorsorge und Resilienz zu berücksichtigen. Dafür sei ein Bilanzierungsrahmen erforderlich. 

Neben der Versorgungssicherheit führen Deneff und EIES industriepolitische Gründe an. Europa verfüge bei Technologien wie industrieller Abwärmenutzung, Gebäudedämmung, Energiemanagementsystemen und Smart-Grid-Lösungen weiterhin über eigene industrielle Kompetenzen.

Aus diesen Überlegungen leiten die Organisationen mehrere Forderungen an die Bundesregierung ab. Das Bundeswirtschaftsministerium soll den Grundsatz „Efficiency First“ bei industrie-, energie- und investitionspolitischen Entscheidungen anwenden. Industriesubventionen und Klimaschutzverträge sollen nach Vorstellung der Autoren an Effizienzverbesserungen gekoppelt werden. Als Maßnahmen nennt das Papier Abwärmenutzung, Prozessoptimierung und Lastmanagement.
Zugleich wenden sich Deneff und EIES gegen eine Abschwächung des Energieeffizienzgesetzes. Die nationalen Ziele und die Verpflichtungen zum Energiemanagement in Unternehmen sollten bestehen bleiben. Ergänzend fordern die Organisationen eine Energiesicherheitsstrategie, die die Senkung des Energiebedarfs ausdrücklich in die Resilienzplanung aufnimmt. (hr)

Besonders ausgeprägt ist der Effekt in den Mittagsstunden und in den Sommermonaten. Nach den Berechnungen senkt Photovoltaik die Großhandelspreise in allen Monaten des Jahres. Ohne Solarstrom müssten häufiger konventionelle Kraftwerke mit höheren variablen Kosten zum Einsatz kommen – mit entsprechendem Einfluss auf die Merit Order.

Den eigentlichen Großhandelswert der PV-Erzeugung beziffert Enervis für 2025 auf 13,1 Milliarden Euro. Grundlage sind eine Gesamtnachfrage von 561 TWh und die mittlere Preisdifferenz von 23,5 Euro je MWh. Hinzu kommen nach Darstellung der Studie 2,6 Milliarden Euro aus zusätzlichen Stromexporten. Ohne Photovoltaik wären die Exporte im Modell um etwa 23 TWh niedriger ausgefallen. Demnach ergibt sich ein Gesamtwert der Photovoltaik von 15,7 Milliarden Euro, dem die Autoren die erwarteten EEG-Förderkosten von 10,9 Milliarden Euro gegenüberstellen. Diesen Wert übersteigt der Gesamtwert aus Stromexporten und Strompreisdifferenz um 44 Prozent.

Fehlende Photovoltaik würde durch fossile Kraftwerke kompensiert

Für einen Haushalt mit einem angenommenen Jahresverbrauch von 4.000 kWh ergibt sich aus der Differenz der Großhandelspreise eine rechnerische Entlastung von 94 Euro im Jahr. Ein Industriebetrieb mit 10.000 MWh Verbrauch sparte dem Modell zufolge rund 235.000 Euro. Netzentgelte und andere Kostenbestandteile des Strompreises berücksichtigt diese Rechnung allerdings nicht.

Deutlich verändert sich in dem Szenario ohne Photovoltaik auch die Erzeugungsstruktur. Rund 50 TWh fehlender Solarstrom würden laut Enervis durch zusätzliche fossile Stromerzeugung in Deutschland ersetzt, weitere rund 50 TWh durch zusätzliche Importe. Dafür wären 2025 rechnerisch knapp vier Milliarden Kubikmeter zusätzliches Gas und rund elf Millionen Tonnen Kohle erforderlich gewesen. Der modellierte Grünstromanteil würde von 63 auf 45 Prozent sinken, also um 18 Prozentpunkte.

Die Studie verweist zugleich auf eine Kehrseite hoher Solarproduktion: Ohne Photovoltaik träten im Modell rund 90 Prozent weniger negative Strompreise auf. Der BSW-Solar leitet daraus die Forderung ab, neben dem weiteren PV-Ausbau auch Speicher und andere Flexibilitätsoptionen stärker auszubauen.

Angesichts der Studienergebnisse warnt der Verband dennoch vor Einschnitten bei der anstehenden EEG-Novelle und dem geplanten Netzpaket, die den Solarzubau ab 2027 bremsen könnten. Aus seiner Sicht würden damit nicht nur Ausbauziele gefährdet, sondern auch ein preisdämpfender Faktor im Strommarkt geschwächt.
Die Ergebnisse sind als statischer Modellvergleich zu verstehen. Enervis hält den übrigen Kraftwerkspark in beiden Szenarien unverändert. Reaktionen auf dauerhaft höhere Preise, etwa Investitionen in andere Erzeugungstechnologien, werden nicht abgebildet. Solche Anpassungen wären nach Einschätzung der Studienautoren zu erwarten und könnten den errechneten Preiseffekt dämpfen. Netzbedingte und andere Abregelungen sowie weitere volkswirtschaftliche Effekte werden ebenfalls nicht berücksichtigt.

Die Studie kann über die Internetseite von Enervis kostenlos angefordert werden. (fw)

BMC betreibt laut Mitteilung High-Power-Charging-(HPC)-Infrastruktur in Deutschland an derzeit mehr als 30 Standorten mit insgesamt 170 öffentlichen HPC-Ladepunkten mit Leistungen von bis zu 400 kW. Bis 2027 soll das Portfolio 54 Standorte mit insgesamt 306 HPC-Ladepunkten umfassen. Der geografische Schwerpunkt des Netzes liegt in Bayern. Ergänzend betreibt die Gesellschaft Standorte in Baden-Württemberg und Nordrhein-Westfalen.

EVN bezeichnet sich mittlerweile als Österreich-Marktführer bei Ladepunkten. Der dortige Energieregulierer E-Control bestätigte diesen Anspruch im August mit seiner jüngsten Ladesäulen-Statistik (wir berichteten). Ihr zufolge betreibt die Tochter EVN Energieservices GmbH seit August 3.561 über Österreich verteilte Ladepunkte. Das ist ein Marktanteil von knapp 9 Prozent von 39.800 Ladepunkten. Der Konzern selbst kommuniziert 3.850 Ladepunkte. Über eine EVN-Ladekarte haben Automobilisten Zugang zu europaweit 140.000 Lademöglichkeiten. 2010 war die erste Ladestation des Unternehmens in Betrieb genommen worden.

Der frühere Österreich-Marktführer „da Emobil“ kam demgegenüber nur auf 2.929 Stationen − gut 7 Prozent. Ende 2025 waren der erste und der zweite Platz laut Austriatech genau umgekehrt gewesen. Da Emobil ist ein Gemeinschaftsunternehmen des Tankstellenbetreibers und Energiehändlers Gutmann mit dem Elektrotechnik- und Gebäudetechnik-Unternehmen Fiegl und Spielberger, beide aus Tirol.

Weiter eine große Rolle in der Ladeinfrastruktur spielen die anderen österreichischen Strom-Regionalversorger. In Deutschland hat die EVN bisher keine Ladepunkte, geht aus einer Auswertung des Ladesäulenregisters der Bundesnetzagentur durch diese Redaktion hervor.

EVN will bis 2030 jährlich 1 Milliarde Euro investieren, davon gehen 10 Prozent in die E-Mobilität. Die Expansion in andere Länder gehört ausdrücklich zu dieser Strategie. (jn/geo)

Über die Projektlaufzeit erfassten die Forschenden Betriebsparameter wie Druck, Temperatur und Volumenstrom. Komponenten aus dem Erdgasbereich wurden sowohl im Labor des DBI als auch auf dem Testfeld auf ihre Eignung für Wasserstoff geprüft. Hinzu kamen Untersuchungen von Rohrproben auf Materialstruktur, Alterung und mechanische Eigenschaften. 

In einem Forschungspavillon betrieben die Projektpartner zudem zwei Jahre lang eine vollständige Hausinstallation mit einer Wasserstofftherme. Sicherheitstechnische Einrichtungen wie Gasströmungswächter und Gasmangelsicherungen sowie unterschiedliche Absperrtechnologien waren ebenfalls Gegenstand der Versuche. 

Das Testfeld ermöglicht Untersuchungen an einer Infrastruktur mit unterschiedlichen Materialien und Druckstufen. Mitnetz Gas konzentrierte sich im Projekt unter anderem auf Betriebsführung und Instandhaltung sowie auf Gasdruckregel- und Messanlagen. Dabei wurden auch Arbeiten am Leitungsnetz unter Wasserstoffbedingungen betrachtet. 

Komponenten weitgehend für Wasserstoff geeignet 

Die Prüfungen zur äußeren Dichtheit ergaben nach Angaben der Projektpartner, dass nahezu alle untersuchten Komponenten für den Einsatz in Wasserstoffinfrastrukturen geeignet sind. Die Ergebnisse zeigen zugleich, dass Materialien und Bauteile bei einer Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff einzeln betrachtet werden müssen. 

Eine weitere Herausforderung ist die Gasqualität. Anwendungen wie Brennstoffzellen stellen hohe Anforderungen an die Reinheit des Wasserstoffs. Das DBI untersuchte deshalb mögliche Quellen für Verunreinigungen sowie den Einfluss von Materialien, Herstellungsprozessen und Verlegeverfahren. Daraus leiteten die Forschenden Maßnahmen zur Verringerung von Störstoffen ab. 

Die Bereitstellung hoher Gasqualität und die Versorgungssicherheit gehörten zu den zentralen Forschungsfragen von H2INFRA. Das Bundeswirtschaftsministerium förderte das Vorhaben mit rund 1,6 Millionen Euro. 

Stromquelle bestimmt Treibhausgasbilanz 
Neben technischen und sicherheitsrelevanten Fragen untersuchte die HTWK Leipzig die Umweltwirkungen der Wasserstoffversorgung. Dafür betrachteten die Forschenden die Wertschöpfungskette von der Herstellung über den Transport bis zur Versorgung der Verbraucher. 

Entscheidend für die Treibhausgasbilanz der Elektrolyse ist demnach vor allem der eingesetzte Strom. Herstellung und Bau der Elektrolyseure fallen im Vergleich dazu weniger stark ins Gewicht. Unter den untersuchten Szenarien verursachte die Elektrolyse mit Windstrom die geringsten Treibhausgasemissionen. 

Auch die Netzinfrastruktur beeinflusst die Ökobilanz. Nach den Projektergebnissen spielen dabei unter anderem Rohrmaterial, Dimensionierung und Verlegeverfahren eine Rolle. Damit entstehen auch bei mit erneuerbarem Strom produziertem Wasserstoff entlang der gesamten Wertschöpfungskette Umweltwirkungen. 

Forschung im Wasserstoff-Dorf wird fortgesetzt

H2INFRA knüpft an das 2016 gestartete Forschungsprojekt H₂-Netz an. Die dabei entstandene Testinfrastruktur wurde anschließend weiterentwickelt. Das Wasserstoff-Dorf im Chemiepark Bitterfeld-Wolfen ging 2019 offiziell in Betrieb. 

Die Forschungsarbeiten sollen nun mit weiteren Projekten fortgeführt werden. So beschäftigt sich beispielsweise das Projekt „GreenH2Supply“ mit der leitungsgebundenen Versorgung von Kraftwerken, Industrie und Gewerbe mit Wasserstoff und setzt dabei ebenfalls auf die Infrastruktur in Bitterfeld-Wolfen. Dort können Komponenten im Langzeitbetrieb mit Wasserstoff getestet werden. (kmt)

Darum müssten sich Unternehmen umstellen, um sich vor dem Verlust des eigenen Geschäftsmodells durch neue Produkte und Wettbewerber zu schützen. „Wirtschaftliche Resilienz ist eine ebenso dringende Aufgabe wie Wehrhaftigkeit“, so der Berater Schellhas von Kisfeld.

Gesprächspartner
Lars Schellhas van Kisfeld, Gründer und Geschäftsführer von Schellhas Consulting
 

Warum Energiefunk?

Vierzehntäglich mittwochs bringt eine neue Folge des Energiefunks Fakten, Meinungen und Skurriles aus der Energiewelt. Neben dem Bericht steht die persönliche Meinung, der Aufruf, Ausbruch oder die plötzliche Einsicht der Energieakteure im Mittelpunkt. Dazu gehören Kurzinterviews aus Politik, Verbänden, Unternehmen oder Wissenschaft, Schlagzeilen der Woche, Trends, Entwicklungen, Prognosen zu aktuellen Prozessen in der Energiewelt und natürlich Meldungen aus der digitalen Welt. Auch das Kurzporträt eines Unternehmens oder innovativen Projekts wird aus aktuellem Anlass gezeichnet.

Hören ist manchmal leichter als Lesen. Es geht auch unterwegs oder beim Autofahren oder sogar im Dunkeln. Und Sie bekommen den Originalton. Keine gefilterten Berichte, sondern die Aussage pur. Als wären Sie dabei, sozusagen „Ohrenzeuge“. Das kann Sie erheitern, aufregen, den Kopf schütteln oder die Ohren spitzen lassen. Die Wahl liegt bei Ihnen − also reinhören!

Der E&M Energiefunk kann bei iTunes, über Spotify, auf SoundCloud sowie bei Deezer und Google Play Music und Amazon Alexa oder per RSS-Feed abonniert und angehört werden. Bei Google Play gibt es ihn auch als App. (sh)

Solarmodule bestehen unter anderem aus Glas, Kunststofffolien, Solarzellen, Elektronik und einem Aluminiumrahmen. Weil die Verbindung der Komponenten bislang die Trennung der Materialien und damit Recycling und Reparaturen erschwert, setzte das Forschungsprojekt der Meldung zufolge bei einzelnen Bauteilen und Materialien an. 

„Um diesen Herausforderungen zu begegnen, haben wir Lösungen für energieeffizientere und umweltfreundlichere Materialien sowie ein neues reparierbares Anschlussdosendesign erarbeitet“, erklärt Ulf Blieske vom Cologne Institute for Renewable Energy (CIRE) der TH Köln. Er leitete das Teilprojekt zu nachhaltigem Moduldesign und Reparierbarkeit. 

Dünneres Solarglas auf dem Prüfstand

Bei Solarglas untersuchte die Hochschule eine dünnere Variante, deren Herstellung nach Angaben der TH Köln weniger Energie benötigt. Dabei zeigte sich nach Angaben des Forschungsteams, dass bestehende Prüfverfahren aus den einschlägigen Normen nicht ohne Weiteres auf besonders dünne Gläser übertragbar sind. 

Zudem untersuchten die Forschenden den Einsatz des Halbmetalls Antimon, das bei der Glasherstellung verwendet wird. Nach den Ergebnissen des Projekts kann Solarglas auch ohne diesen Zusatz die erforderliche Lichtdurchlässigkeit erreichen. 

Ein weiterer Schwerpunkt waren Kunststofffolien, die Solarzellen vor Umwelteinflüssen und mechanischen Schäden schützen sollen. Getestet wurden Varianten aus natürlichen Rohstoffen wie Holzfasern und Reisabfällen. Einige der untersuchten Materialien erwiesen sich laut TH Köln als stabil und recycelbar. 

Bei Anschlussdosen erprobte das Team entfernbare Vergussmassen zur Isolierung der dort verbauten Elektronik. Dadurch sollen sich etwa defekte Stecker austauschen lassen, ohne die gesamte Anschlussdose beziehungsweise das Modul ersetzen zu müssen. 

Produktion in Deutschland mit geringeren Emissionen 
Neben den technischen Arbeiten verglich die TH Köln den ökologischen Fußabdruck und wirtschaftliche Aspekte unterschiedlicher Modulvarianten. Untersucht wurden zwei Modultypen bei einer Produktion in Deutschland und China sowie die Rückgewinnung von Materialien am Ende der Nutzungsdauer. 

Nach Angaben der Hochschule verursacht die Produktion in Deutschland dabei rund ein Viertel weniger Treibhausgasemissionen als die untersuchte Fertigung in China. Das Projekt betrachtete außerdem regulatorische und wirtschaftliche Voraussetzungen für die Markteinführung nachhaltigerer Module. 

Nun soll das Projekt fortgesetzt werden: Ein Teil des Konsortiums hat nach Angaben der TH Köln ein Folgeprojekt zum Recycling von Solarglas beantragt. Als weiteren möglichen Schritt nennt die Hochschule die industrielle Erprobung der entwickelten Lösungen. 

Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE koordinierte GreenSolarModules. Neben der TH Köln waren weitere Fraunhofer-Institute und Unternehmen aus der Glas-, Material- und Recyclingwirtschaft beteiligt. Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) förderte das Vorhaben nach Angaben der TH Köln über drei Jahre mit rund 4,37 Millionen Euro. Auf das Teilprojekt der Hochschule entfielen etwa 390.000 Euro. (kmt)

  

Zur offiziellen Übergabe der Fördermittel trafen sich Ulla Korpinen von der Europäischen Investitionsbank (EIB) und SachsenEnergie-Vorstandsvorsitzender Frank Brinkmann mit Vertretern der Landkreise Bautzen und Görlitz am Regionalstandort des Netzbetreibers Sachsen Netze in Bautzen. Das Projekt trägt den Namen „LaNeTra“ (Lausitz Network Transformation) und wird von der Cinea im Rahmen der Public Sector Loan Facility gefördert. Der Zuschuss ergänzt das 2025 vereinbarte EIB-Darlehen über 400 Millionen Euro sowie Eigenmittel von SachsenEnergie und bildet damit die langfristige Finanzierungsbasis für den Netzausbau in Ostsachsen.

„Stabile Energienetze sind das Rückgrat von Industrieentwicklung und Energiewende“, erklärte Brinkmann anlässlich der Übergabe. Paloma Aba Garrote, Direktorin der Cinea, betonte, das Projekt unterstütze die Modernisierung des Stromnetzes und einen gerechten Strukturwandel in der Lausitz und trage dazu bei, die Versorgungssicherheit zu stärken und weitere erneuerbare Energien zu integrieren. Auch Nicola Beer, Vizepräsidentin der EIB, hob die Bedeutung des Projekts für den Wandel der Region hervor.

Mit den Mitteln modernisiert und erweitert Sachsen Netze die Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetze sowie Umspannwerke und Transformatoren in den Landkreisen Bautzen und Görlitz. Ziel ist es, zusätzliche erneuerbare Energien, neue Gewerbe- und Industrieansiedlungen sowie Stromverbraucher mit hohem Leistungsbedarf anzuschließen – etwa einen neuen Ladepark für Elektroautos mit zwölf HPC-Ladepunkten in Bautzen. Im Hochspannungsbereich werden rund 40 Kilometer Leitungen erneuert, darunter die Verbindung zwischen Oderwitz und Lawalde, zudem entsteht der Netzknoten Horka.

Im Mittelspannungsnetz sind Ersatz und Ausbau von rund 213 Kilometern Erdkabeln sowie die Modernisierung von etwa 250 Transformatoren- und Verteilstationen vorgesehen. Im Niederspannungsnetz werden rund 60 Kilometer Freileitungen und 115 Kilometer Erdkabel erneuert sowie mehr als 1.000 Hausanschlüsse modernisiert. Die Förderanteile: 8,88 Millionen Euro für die Hochspannung, 7,92 Millionen Euro für die Mittelspannung, 3,30 Millionen Euro für die Niederspannung.

Bis 2027 plant die Unternehmensgruppe Investitionen von insgesamt 732 Millionen Euro in den Netzausbau in Ostsachsen, davon rund 134 Millionen Euro in den Landkreisen Bautzen und Görlitz. 

Die Sachsen Energie-Unternehmensgruppe versorgt rund 600.000 Kundinnen und Kunden mit Energie, Wasser, Telekommunikation und energienahen Dienstleistungen. Sie beschäftigt rund 4.000 Mitarbeitende investiert 2026 nach eigenen Angaben rund 900 Millionen Euro in Versorgungssicherheit und Zukunftsfähigkeit Sachsens. (gd)

Zwischen Gesellschaftern und Geschäftsführung gab es dem Vernehmen nach Differenzen, was die Führung der Unternehmen und das Miteinander mit der Stadt betrifft. „Für die Gremien steht eine Unternehmensführung im Mittelpunkt, die auf guter Kommunikation, gegenseitigem Vertrauen und einer engen Zusammenarbeit mit Beschäftigten und Führungskräften aufbaut und zugleich den Aufsichtsrat angemessen in die wesentlichen Entwicklungen und Entscheidungen einbindet“, kommentiert der Aufsichtsratsvorsitzende, Dirk Scharrer, in einer Pressemitteilung den personellen Einschnitt. Jetzt gehe es darum, „für Stabilität und Verlässlichkeit zu sorgen und die Voraussetzungen für eine langfristig erfolgreiche Weiterentwicklung der Unternehmensgruppe zu schaffen“, so der Bürgermeister.

„Keine vorrangig wirtschaftlichen Gründe“

Auf die Füße gefallen ist den Geschäftsführern vor allem auch das Thema Wärmewende. „Hierzu hätten wir uns eine aktivere Rolle unserer Stadtwerke/RWL als zentrale Partner, Daten- und Infrastrukturdienstleister gewünscht, in Entsprechung zu anderen Kommunen“, teilt die Kommune auf Anfrage der Redaktion mit. Die wirtschaftliche Situation der Stadtwerke bezeichnet der Bürgermeister als „zufriedenstellend“. „Die Abberufung hatte keine vorrangig wirtschaftlichen Gründe.“

Die Stadtwerke Wolfhagen gehören zu 60 Prozent der Kommune. 40 Prozent der Anteile hält die Bürgerenergiegenossenschaft Wolfhagen (BEG). Die Solar Wolfhagen GmbH und Wind Wolfhagen GmbH sind hundertprozentige Töchter der Stadtwerke. Der Netzbetreiber Regionalwerke gehört zu hundert Prozent der Stadt.

Die Stadtwerke Wolfhagen GmbH erzielte im Jahr 2024 einen Jahresüberschuss in Höhe von 1,1 Millionen Euro (2023: 2,4 Millionen Euro).

Christina Holzhauer und Alexander Rohrssen waren im Sommer 2016 zu Geschäfsführern bestellt worden. Mit den Namen der beiden bisherigen Geschäftsführer sei „ein wichtiger Teil der Entwicklung der Stadtwerke und ihrer Beteiligungsgesellschaften in den vergangenen Jahren verbunden“, so die Stadtverwaltung. (mf)

Die Umsetzung hängt neben der kartellrechtlichen Freigabe von der Zustimmung der zuständigen Gremien beider Unternehmen ab. Erfüllen EVM und Iqony diese Voraussetzungen und unterzeichnen die Verträge, sollen die bestehenden Wärmeversorgungsverträge auf die gemeinsame Gesellschaft übergehen. Nach Angaben der Unternehmen sollen Preise und Vertragsinhalte für die Kunden unverändert bleiben.

Bislang betreiben EVM und Iqony im Rauental jeweils eigene Wärmenetze. Die geplante Kooperation soll diese Strukturen zusammenführen. Die neue Gesellschaft soll die Netze damit nicht nur betreiben, sondern auch physisch miteinander verbinden und die Wärmeversorgung weiter dekarbonisieren.

Mit der Kooperation wollen die Unternehmen ihre jeweiligen Kompetenzen zusammenführen. Die EVM bringt nach eigenen Angaben ihre regionale Marktkenntnis und bestehende Infrastruktur ein. Iqony steuert Erfahrungen aus Fernwärmeprojekten an anderen Standorten in Deutschland bei. Im Mittelpunkt soll zunächst der gemeinsame Betrieb der vorhandenen Infrastruktur im Rauental stehen. (hr)

Enercity nutzt bereits KI, Datenanalysen und digitale Technologien in verschiedenen Geschäftsprozessen. Die neue Kooperation soll nach Angaben des Unternehmens vor allem die Voraussetzungen dafür schaffen, Anwendungen in größerem Umfang zu entwickeln und in den operativen Betrieb zu überführen. Vodafone-Tochter Vois soll dafür Kompetenzen in den Bereichen Daten, Technologie und digitale Transformation einbringen. Lynqtech steuert die Zusammenarbeit und bindet die Lösungen an die bestehende Systemlandschaft von Enercity an.

„Die Zusammenarbeit mit Vois unterstützt uns dabei, die Chancen von künstlicher Intelligenz noch gezielter einzusetzen, um Flexibilität für eine bezahlbare Energiewende anzubieten, unsere dezentralen Anlagen mit digitalen Netzen und das Trading zu verzahnen sowie unsere Prozesse für unsere Kundinnen und Kunden zu optimieren“, sagte Enercity-CEO Aurelie Alemany. Damit stärke Enercity seine Innovationskraft und sorge für mehr Effizienz bei der Energiewende. 

​AI Factory soll Anwendungen in den Betrieb bringen

Ein Schwerpunkt liegt auf dem Ausbau der unternehmenseigenen „AI Factory“. Enercity versteht darunter eine Plattform für die Entwicklung und Skalierung KI-gestützter Anwendungen. Parallel dazu will der Versorger seinen unternehmensweiten Datenhub weiterentwickeln. Daten sollen dadurch für Analysen und operative Entscheidungen leichter verfügbar werden.

Konkret will Enercity beispielsweise KI unter anderem nutzen, um dezentrale Anlagen stärker mit digitalen Netzen und dem Energiehandel zu verzahnen. Daneben sollen datenbasierte Verfahren Prozesse im Kundenbereich unterstützen. Damit reicht der Ansatz über einzelne Anwendungen hinaus: Der Versorger will eine technische und organisatorische Infrastruktur etablieren, über die verschiedene KI-Anwendungen entwickelt, betrieben und skaliert werden können.

Vois setzt in der Kooperation auf seinen Ansatz „Shared Intelligence“. Dabei verbindet der Dienstleister Daten, Technologie und Fachwissen. Nach Angaben von Chris Meads, Chief Commercial Officer von Vois, entscheidet insbesondere die Qualität der technologischen und datenbezogenen Grundlagen darüber, ob Unternehmen KI-Anwendungen später skalieren können.

Lynqtech kommt innerhalb der Kooperation eine Schnittstellenfunktion zu. Das Unternehmen gehört zu 100 Prozent Enercity und verantwortet als Digitalisierungspartner die Integration in die vorhandenen IT-Systeme. Lynqtech-Chef Björn Waide verweist auf mehrere Bereiche der Energiewirtschaft, in denen KI gleichzeitig Veränderungen auslöst. Dazu zählt er Kundenservice, Abrechnung und Anlagensteuerung. Aufgabe seines Unternehmens sei es, Anwendungen in diesen Bereichen zu einem System zusammenzuführen, das sich im laufenden Energiegeschäft einsetzen lässt. (hr)

Zentrale Verantwortung bei der Weiterentwicklung des Unternehmens trägt künftig ein dreiköpfiges Management-Team mit langjähriger Unternehmenszugehörigkeit und umfassender Branchenexpertise. Katharina Höfener, Jan-Bernd Pohlschneider und Justus Ruhe wurden von den Gesellschaftern als Prokuristen bestellt und verantworten jeweils einen eigenen Fachbereich.

Höfener übernimmt die kaufmännische Leitung und bleibt wie zuvor Ansprechpartnerin für die Vermarktung von Biomethan, Bio-LNG und der THG-Quote. Pohlschneider, bislang Teamleiter Nachhaltigkeit, erweitert seinen Verantwortungsbereich um die operative Steuerung und den Betrieb der unternehmenseigenen Biogasanlagen. Ruhe ist als technischer Leiter für die Planung, Umsetzung und Weiterentwicklung von Projekten und Anlagen zuständig.

Der Betreiber von Biogasanlagen und Produzent erneuerbarer Energien blickt trotz eines dynamischen Marktumfelds positiv auf die kommenden Jahre. Durch die enge Verzahnung von Geschäftsführung, Management-Team und Mitarbeitenden solle ein reibungsloser Übergang gewährleistet werden, wie es in einer Unternehmensmitteilung heißt. Auch die Zusammenarbeit mit der Byont Gruppe in der Benelux-Region soll danach weiter gestärkt werden. 

Byont Deutschland ist Teil der Biomethan-Plattform von ABIO, einer europäischen Investitionsplattform, die die erneuerbare Gasinfrastruktur im Rahmen der Energiewende ausbauen will. (gd)

Strom: Ganz überwiegend leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag präsentiert. Ausschlaggebend hierfür waren die Abgaben bei Gas und die Aussichten auf einen kräftigen Anstieg bei der Einspeiseleistung der Erneuerbaren. Der Day-ahead sank im Base um 44,75 auf 89,25 Euro je Megawattstunde und im Peak um 46,50 auf 51,25 Euro je Megawattstunde. Börslich zeigte sich die Grundlast mit 88,95 Euro, die Spitzenlast mit 50,91 Euro.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte den Meteorologen von Eurowind zufolge am Freitag mit 45 Gigawatt deutlich höher ausfallen als noch am Donnerstag, für den 35 Gigawatt in Aussicht gestellt wurden. Dabei soll es vor allem windiger werden. Für Samstag wird ein weiterer Anstieg erwartet, bevor die Werte wieder zurückgehen dürften. Das US-Wettermodell sieht für die kommenden vierzehn Tage stark schwankende, zumeist überdurchschnittliche Windstrom-Beiträge. Die Temperaturen dürften zwischen dem 9. und dem 13. September in den unterdurchschnittlichen Bereich fallen. Am langen Ende sank das Cal 27 um 0,92 auf 121,44 Euro je Megawattstunde. 

CO2: Schwächer haben sich die CO2-Preise am Donnerstag präsentiert. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,89 auf 83,18 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 10,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 84,10 Euro, das Tief bei 83,02 Euro. Da sich bei den Energieflüssen durch den Nahen Osten bislang keine Entspannung abzeichnet und die europäischen Gasspeicher deutlich unter dem saisonüblichen Niveau liegen, liefern die Gaspreise aktuell laut Marktteilnehmern einen klaren wirtschaftlichen Anreiz zum Wechsel von Gas zu Kohle. Dies verleihe auch den Bullen am CO2-Markt zusätzlichen Rückenwind, so die Analysten von Redshaw Advisors. 
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Donnerstag nachgegeben. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,35 auf 73,20 Euro je Megawattstunde. Am Vortag waren die Preise auf den höchsten Stand seit mehr als drei Jahren gestiegen. Für Entlastung sorgten Äußerungen von US-Präsident Donald Trump, wonach die wieder aufgenommenen Angriffe gegen Iran nicht lange andauern würden, wie Trading Economics berichtet. Trump warnte zugleich, dass Teheran mit massiven Angriffen rechnen müsse, falls der Konflikt um die Straße von Hormus ungelöst bleibe. Die jüngste Eskalation führte zu den intensivsten gegenseitigen Angriffen seit Juli. Beide Seiten zeigen bislang keine Bereitschaft, ihren Anspruch auf die Kontrolle der strategisch wichtigen Wasserstraße aufzugeben.

Rund ein Fünftel des weltweiten LNG-Handels passiert normalerweise die Straße von Hormus, wobei ein Großteil der Lieferungen aus Katar stammt. Mit Blick auf die näher rückende Heizperiode bleibt der europäische Gasmarkt daher anfällig für länger anhaltende Lieferunterbrechungen am Persischen Golf. Verstärkt wird das Versorgungsrisiko durch die weiterhin unter dem saisonüblichen Niveau liegenden Füllstände der europäischen Gasspeicher. (map)