17. September 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
VERANSTALTUNG: Die Wärmewende beginnt mit Kommunikation
WINDKRAFT ONSHORE: NRW sichert Windflächen vorzeitig ab
BIOGAS: Verbände: Biomethan-Potenzial zehnmal größer als heutiger Einsatz
GASNETZ: Staatsunternehmen könnten bei Gasspeichern helfen
HANDEL & MARKT
STATISTIK: Energiepreisindex steigt im Juli wieder
GAS: „Energos Force“ dockt in Stade an
WÄRME: Pelletpreise steigen im September um 6,2 Prozent
BIOGAS: Die Möglichkeiten von Biogas-Strombatterie-Systemen
TECHNIK
F&E: Über 100 Bauteile pro Minute: Wärmetauscher auf der Rolle
WÄRME: Im Bestand stockt die Wärmewende
STUDIEN: FÖS fordert Ende klimaschädlicher Vergünstigungen
STATISTIK DES TAGES: Entwicklung der Speicherleistung von Großspeichern
UNTERNEHMEN
WASSERSTOFF: Wacker Chemie sichert sich Kapazitäten im H2-Kernnetz
STROMNETZ: Batteriespeicher, damit am Oktoberfest nicht das Licht ausgeht
MOBILITÄT: Eon arbeitet mit chinesischem Autohersteller zusammen
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: Staatliche Gaskäufe treiben Preise
TOP-THEMA
Kongress sieht Stadtwerke unter Spannung
Grußwort von BMWE-Staastsekretär Frank Wetzel beim VKU-Kongress. Quelle: Susanne Harmsen
POLITIK.
Beim Stadtwerkekongress des VKU in Berlin stehen die Spannungsfelder der Branche im Mittelpunkt: Klimawandel, Fachkräftemangel und der Umbau des Energiesystems.
Am 16. und 17. September treffen sich Stadtwerkevertreter in Berlin zum Kongress des Verbandes der kommunalen Unternehmen (VKU). Der Hauptgeschäftsführer des VKU, Ingbert Liebing, zeigte sich in seiner Eröffnungsrede besorgt über den Vertrauensverlust der großen Parteien in der Bevölkerung. Diese hätten den Wiederaufbau nach dem Zweiten Weltkrieg gemeistert. „Trauen die Menschen diesen Parteien auch noch zu, die Herausforderungen dieser heutigen Zeit zu bewältigen?“, fragte Liebing. Die Wahlerfolge populistischer Parteien zeigten Zweifel daran. Die Demografie richte sich nicht nach Parteiprogrammen und der Klimawandel finde statt, stellte Liebing fest.
Unter großem Beifall sagte Liebing, wer glaube, dass Erdgas aus russischen Pipelines eine Lösung sei, habe aus der Vergangenheit nichts gelernt. Hinzu kämen Herausforderungen für die Arbeitswelt durch KI und Digitalisierung. Strukturen seien verkrustet und von Bürokratie erstickt. Deshalb seien Veränderungen nötig, um in der Gegenwart zu bestehen. Die Stadtwerke gäben in den unsicheren Zeiten Rückhalt und verlässliche Versorgung, unterstrich Liebing.
Reformstau auflösen
Er zeigte sich überzeugt, dass die Stadtwerke die Herausforderungen der Zeit meistern könnten. Dafür müsse der Bundestag im Herbst jedoch die richtigen Gesetze verabschieden für die Wärmewende und die Refinanzierung der Investitionen ermöglichen. Für den VKU-Chef sind das die Novelle des Erneuerbare Energien Gesetzes, Netzpaket, Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und das Bundesbedarfsplangesetz.
„Wir müssen einen Refom- und Investitionsstau auflösen, der uns über Jahrzehnte gefesselt hat“, appellierte Liebing. Das benötige Finanzierungen, obwohl auch für die Verteidigung und andere Felder Investitionen benötigt werden. Die Unternehmen könnten viel mehr für die Resilienz gegen Attacken im physischen Raum und im Cyberraum tun, wenn sie dafür die rechtlichen Möglichkeiten bekämen, sagte Liebing. Es sei klar, dass Polizei und Bundeswehr nicht überall sein könnten, auch wenn sie natürlich ihre Rolle behalten.
Politik wirbt um Unterstützung
Im Grußwort des Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) lobte Staatssekretär Frank Wetzel die Leistungen der Stadtwerke für die sichere Versorgung, die die Stadtwerke für Deutschland lieferten. Die hohen Energiepreise der Gegenwart seien internationalen Krisen geschuldet. Das Mittel der Wahl sei eine große Diversifizierung der Lieferquellen und die Erschließung aller heimischen und europäischen Energiequellen, unterstrich er. Die Bundesregierung arbeite daran, Kommunikation, Lieferketten und Sicherheitsmaßnahmen für das Energiesystem zu verbessern, versicherte Wetzel.
Durch die Digitalisierung steige auch die Angreifbarkeit, auch auf diesem Gebiet müssten Staat und Unternehmen eng zusammenarbeiten. Die anstehenden Investitionen von 600 Milliarden Euro in die Transformation des Energiesystems seien unabdingbar, um auch in Zukunft die Versorgung zu sichern. Dafür gebe es Ausschreibungen in neue Kraftwerke und Netzdienstleitungen, damit diese Kapazitäten wirtschaftlich gesichert werden könne. Die erste Kraftwerksausschreibung vom 8. September sei „deutlich überzeichnet“, begrüßte Wetzel. Das mache Hoffnung, mit marktlichen Mitteln die Stromversorgung sichern zu können.
KWKG-Novelle kommt bald
Mit dem Gebäudemodernisierungs- und Fernwärmegesetz soll wieder Vertrauen und ein stabiler Rahmen gesetzt werden, kündigte Wetzel vor. „In Kürze“ käme ein Eckpunktepapier für das KWKG, das die Zukunft der Kraft-Wärme-Kopplung sichern soll. „Das KWKG lebt“, versprach Wetzel unter Beifall. Die Bundesregierung und sein Ministerium werde die Unternehmen und ihre Verbände in die Gesetzgebung einbeziehen, versprach der Staatssekretär.
„In der Energiepolitik in Brüssel muss die deutsche Stimme klar, einhellig und hörbar sein“, sagte Wetzel in Bezug auf die EU und das abzustimmende Netzpaket und die Wasserstoffstrategie. Er bat darum, einen Mainstream zu entwickeln, um der Bevölkerung zu vermitteln, dass es einen sicheren Plan gebe für die bezahlbare Energiewende. Dazu gehöre auch eine Verlässlichkeit des jetzt gesetzten rechtlichen Rahmens, gestand Wetzel ein. In Bezug auf die sichere Gasversorgung sagte er: „70 Prozent Speicherfüllstand müssen erreicht werden“.
Für die Finanzierung habe die Regierung Programme bei der KfW eingerichtet, aus dem Deutschlandfonds solle viel für das Energiesystem investiert werden und man bemühe sich um Mezzaninkapital, um die Finanzkraft der kommunalen Unternehmen zu stärken. „Dafür brauchen wir auch ein Mitziehen der Länder“, appellierte Wetzel. Trotz eines „verspäteten Starts“ sei die Neuausrichtung der Energiewende in Richtung Bezahlbarkeit jetzt „auf einem guten Weg“, schloss er. (sh)
VKU Stadtwerke-Kongress zur Wärmewende. Quelle: Susanne Harmsen
Die Wärmewende beginnt mit Kommunikation
VERANSTALTUNG. Best-Practice-Beispiele in der kommunalen Wärmeplanung waren Thema auf dem VKU-Stadtwerkekongress in Berlin. Wichtig seien Kommunikation und Erfahrungsaustausch so ein Fazit.
Aus der Umsetzung der Wärmeplanung berichteten drei Stadtwerkvertreter auf dem Kongress des Verbandes der Kommunalen Unternehmen (VKU) am 16. September in Berlin. Die Kommunale Wärmeplanung ist mitten in der Umsetzung. Die Großstädte sind bereits in der Umsetzung, kleine Gemeinden haben noch etwas mehr Zeit für den Abschluss. Aus der Sicht verschiedener großer Unternehmen wurde vom Stand der Wärmewende berichtet.
Steinfurt setzt auf Kommunikation
Dennis Schenk, Geschäftsführer der Stadtwerke Steinfurt aus dem Münsterland sorgt für 34.000 Einwohner. Das Unternehmen ist zu 52 Prozent kommunal, weitere Inhaber sind Westenergie und eine Bürgerenergiegesellschaft. Die Kommunale Wärmeplanung suchte zuerst nach Potenzialen in den zwei Ortsteilen. „Letztlich können wir darüber nur fünf Prozent des Wärmebedarfs damit dekarbonisieren“, so Schenk. Nicht die Technik entschied über die Auswahl, sondern die Kommunikation. Im ländlichen Raum erwiesen sich die meisten Potenziale als zu teuer in der Erschließung.
60 Prozent der Haushalte könnten an ein Wärmenetz angeschlossen werden, aber wichtige Ankerkunden, die durchgängig hohe Wärmemengen abnehmen sagten ab oder wollten eher Wärme liefern als beziehen. „Wir haben sehr offen die Alternativen gerechnet mit dem Endpreis für die Verbraucher und so am Ende eine tragfähige Entscheidung treffen können“, erläuterte Schenk. Große Hilfe war es, den neutralen Fachplaner als Moderator zu nutzen. „Wärmeplanung ist ein Vertrauensprojekt“, fasste er zusammen. Als Rezept riet er seinen Kolleginnen und Kollegen: „Reden sie erst, planen sie dann und setzen sie als Drittes um.“
Darmstadt erweitert das Wärmenetz
Julia Klinger, die Infrastrukturvorständin der Entega Darmstadt berichtete aus ihrem vollkommunalen Unternehmen. Es verfügt über Strom-, Gas-, Wärme- und Wassernetz sowie Glasfaser aus einer Hand, was für Synergien genutzt werde. „In enger Zusammenarbeit mit der Politik wurde ein Konzept entwickelt, um allen Bürgern eine bezahlbare dekarbonisierte Wärmeversorgung zu ermöglichen“, sagte Klinger. Mit Bundesförderung wurde bis Ende 2025 eine Wärmeplanung erarbeitet. Damit wurde die rechtliche Verpflichtung erfüllt und mit allen politischen Gremien eine Entscheidung gefunden, die die Planung Anfang 2026 beschlossen haben.
Das Unternehmen muss die wirtschaftliche und technische Umsetzung im Blick haben, die Politik die gesellschaftliche Akzeptanz. Beides muss zusammengebracht werden, erläuterte Klinger. So wurde eine Dekarbonisierung für die Fernwärme und eine eventuelle Ausweitung der Netze entworfen. Aus aktuell 25 Prozent sollen 40 Prozent angeschlossener Abnehmer werden. Für die restlichen Gebiete der Stadt müssen dezentrale Lösungen gefunden werden, die zumeist aus Wärmepumpen und Elektromobilität bestehen werden sowie einigen Quartierslösungen. „Dafür muss besonders das Stromnetz ausgebaut und digitalisiert werden, was hohe Investitionen erfordert“, umriss sie.
Von der Planung bis zur Inbetriebnahme
Für die Berliner Energie und Wärme (BEW) sprach Geschäftsführer Christian Feuerherd über die Herausforderung, aus Projekten Realität zu machen. Sein Unternehmen verfügt über eines der größten Wärmenetze in Westeuropa mit 2. 000 Kilometer Länge. Für dessen Dekarbonisierung sind 3,5 Milliarden Euro bis 2030 veranschlagt. „Ausschreibungen und Vergaben laufen, aber losweise, um Risiken abzufedern“, sagte Feuerherd.
Das mache viele einzelne Partner nötig und die Koordinierung schwierig. Als Beispiel nannte er den Standort Reuter West, wo statt eines großen Steinkohleheizkraftwerkes auf ein Bündel erneuerbarer Technologien umgestellt wird. „Das alles im bestehenden und weiterlaufenden Betrieb“, sagte er. Abwärmenutzung mit Großwärmepumpen, Power-to-Heat, Wärmespeicher und KWK mit Biomasse sind dort derzeit nach und nach im Entstehen.
„Wir sind eigentlich Betreiber, keine Anlagenbauer und Projektentwickler und müssen viel dazulernen“, beschrieb Feuerherd die Situation. Auch Fehler seien möglich. So habe der große Wärmespeicher mit 56 Millionen Liter Wasser Probleme mit Wasserqualität, Korrosionsschutz und Hydraulik gemacht. Entscheidend seien auch die Fachkräfte, die ihn bedienen und erst Erfahrungen sammeln mussten. Die Integration neuer Bausteine in ein bestehendes System ist herausfordernd und bedarf des Erfahrungsaustausches, den Feuerherd anbietet. „Die erfolgreiche Wärmeplanung beginnt mit Projekten und endet erst nach ihrer Inbetriebnahme“, sagte Feuerherd. (sh)
NRW sichert Windflächen vorzeitig ab
Quelle: Pixabay / Simon
WINDKRAFT ONSHORE. Nordrhein-Westfalen hat das Windflächenziel für 2032 vorzeitig erreicht. Mit einem Landesgesetz will die Regierung die Flächen dauerhaft sichern und Nachsteuerungen ermöglichen.
Weichenstellung für die Windenergie: Die Landesregierung in Düsseldorf hat den Entwurf eines nordrhein-westfälischen Windenergieflächenbedarfsgesetzes (NRW-WindBG) beschlossen. Wie das Wirtschaftsministerium mitteilt, sollen mit dem Gesetz „die Vorgaben des Bundes im Landesrecht verankert und die Voraussetzungen für einen ambitionierten, akzeptanzgesicherten und verlässlichen weiteren Ausbau geschaffen“ werden. Nach dem Kabinettsbeschluss wird der Entwurf nun im Landtag beraten.
NRW hat nach Angaben der Landesregierung als erstes Bundesland die Flächenvorgaben des Windenergieflächenbedarfsgesetzes (WindBG) für 2032 im gesamten Landesgebiet umgesetzt. Alle sechs Planungsregionen haben ihre jeweiligen Teilflächenziele erreicht, heißt es. Die Windenergie wird dort auf die planerisch ausgewiesenen Windenergieareale konzentriert. Außerhalb davon sind neue Windenergievorhaben nicht mehr privilegiert zulässig.
Gesetz soll Nachsteuerung ermöglichen
Der Bund sieht im WindBG eine dynamische Anrechenbarkeit der ausgewiesenen Flächen vor. Ein einmal erreichtes Flächenziel kann deshalb nachträglich wieder unterschritten werden. Das kann beispielsweise geschehen, wenn ausgewiesene Flächen aufgrund erfolgreicher Klagen gegen Regionalpläne entfallen. Das NRW-WindBG soll zusätzliche Möglichkeiten schaffen, um die Flächenziele auch bei späteren Veränderungen einzuhalten. Geplant ist unter anderem, dass Planungsregionen sich bei der Erfüllung ihrer Teilflächenziele durch eine rechnerische Übertragung von Windenergiebereichen unterstützen können.
Zusätzlich sollen von Kommunen ausgewiesene Flächen auf die Flächenziele angerechnet werden können. Damit soll verhindert werden, dass ein zwischenzeitliches Erreichen der Zielwerte durch spätere Änderungen der Regionalplanung wieder verloren geht.
„Mit dem neuen Gesetz sichern wir die ausgewiesenen Flächen langfristig ab, geben den Regionen mehr Flexibilität und schaffen Verlässlichkeit für den weiteren Ausbau“, wird Wirtschaftsministerin Mona Neubau in einer Mitteilung zitiert. „Wir sind bundesweit Spitzenreiter bei Genehmigungen und Zubau und haben unsere Flächenziele für 2032 sechs Jahre früher als nötig erfüllt. Jetzt sorgen wir dafür, dass dieser Vorsprung bleibt“, so die Grünen-Politikerin.
NRW hat nach Angaben der Landesregierung in den vergangenen zwei Jahren bundesweit die meisten Genehmigungen für Windenergieanlagen erteilt. Auch beim Zubau lag das Land demnach vorne. Im Jahr 2025 wurden 975 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 6.100 MW genehmigt. 271 Anlagen mit zusammen 1.400 MW gingen neu in Betrieb.
Den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien sieht Neubaur durch Änderungen auf Bundesebene erschwert. Sie verwies dabei auf die geplante EEG-Novelle und das Netzanschlusspaket und forderte Anpassungen zugunsten eines kontinuierlichen Ausbaus. (mf)
Verbände: Biomethan-Potenzial zehnmal größer als heutiger Einsatz
Quelle: Katia Meyer-Tien
BIOGAS. Der DVGW und Fachverband Biogas beziffern das heimische Biomethanpotenzial auf 110 bis 150 Milliarden kWh jährlich und fordern langfristige Regeln für Investitionen und Netze.
An Luft nach oben mangelt es aus Sicht der Branche nicht. Der Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) und der Fachverband Biogas taxieren das langristig nutzbare heimische Potenzial an Biomethan auf 110 bis 150 Milliarden kWh pro Jahr. Nur ein Bruchteil davon machte im Jahr 2025 der Verbrauch aus, er betrug 16,3 Milliarden kWh, das waren nach Rechnung der Verbände rund zwei Prozent des deutschen Gasverbrauchs.
Dass der Biogas-Einsatz um einen Faktor 10 geringer als das tatsächlich Potenzial aus „inländischen Einsatzstoffen“, liegt den Verbänden zufolge in erster Linie am regulatorischen Rahmen. Um die „Bandbreite tatsächlich voll ausschöpfen zu können, braucht es dringend eine Verbesserung der politischen Bedingungen für Biomethan“, betont Claudius da Costa Gomez, Hauptgeschäftsführer des Fachverbands Biogas, in einer Pressemitteilung.
Wo sie Handlungsbedarf sehen, haben die Verbände in einem gemeinsamen Positionspapier dargelegt. In dem Papiere fordern sie einen Rechtsrahmen, der Investitionen in die Einspeisung von Biomethan ermöglicht und zugleich Planungssicherheit für den Neu- und Ausbau der Gasinfrastruktur sowie deren mögliche Umstellung auf Wasserstoff schafft.
Eine zentrale Forderung betrifft die Abschaffung der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) zum 1. Januar 2026. Die Regelungen zu Netzzugang, Kapazität und Gasqualität wurden durch die Festlegung „ZuBio“ der Bundesnetzagentur und den europäischen Rechtsrahmen der Verordnung (EU) 2024/1789 abgelöst, für den physischen Netzanschluss gelten frühere GasNZV-Regelungen nur noch übergangsweise, heißt es in dem Positionspapier. Für neue beziehungsweise nicht fristgerecht qualifizierte Projekte sehen DVGW und Fachverband Biogas eine Regelungslücke. Insbesondere bei Anschlussbedingungen, Kostenverteilung und der Frage, wann ein Anschluss wirtschaftlich zumutbar ist, bestehe Rechtsunsicherheit.
In dem Positionspapier finden sich sechs zentrale Punkte:
- Dauerhafte Anschlussregelung für Biomethananlagen und Investitionsschutz für bestehende Anlagen
- Förderung von Biomethanclustern, Umrüstungen und einer Optimierung von Netzanschlüssen
- Ermöglichung grenzüberschreitenden Biomethanhandels und von Importen
- Klare Wirtschaftlichkeitskriterien und Regeln für die Anschlusskosten
- Anerkennung von Biomethan und Biogas als Bausteine eines klimaneutralen Energiesystems
- Weniger Bürokratie und schnellere Genehmigungen.
Staatsunternehmen könnten bei Gasspeichern helfen
Quelle: Fotolia / zozzzzo
GASNETZ. Wegen der niedrigen Füllstände der Gasspeicher ist Ministerin Reiche unter Druck geraten. Helfen könnten zwei Staatsunternehmen.
Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) ist in Gesprächen mit den beiden Staatsunternehmen Sefe und Uniper, um die Gasspeicher besser zu füllen. Wie die Deutsche Presse-Agentur aus Regierungskreisen erfuhr, sollen entsprechende Maßnahmen eingeleitet werden. Die Kosten würden dann vom Markt getragen und nicht wie bei einem staatlichen Eingriff von den Steuerzahlern oder den Gaskunden über eine Umlage.
Zuerst hatte der Spiegel berichtet, der Gasimporteur Sefe und der Energiekonzern Uniper hätten der Bundesregierung nach Angaben von Insidern informell zugesichert, alle Möglichkeiten auszuschöpfen, damit bis zum Beginn der Heizperiode noch so viel Erdgas wie möglich in die Speicher kommt.
Eine Uniper-Sprecherin sagte, Uniper stehe im regelmäßigen Austausch mit politischen Entscheidungsträgern, Behörden und Marktteilnehmern zu Fragen der Versorgungssicherheit und der Entwicklung der Energiemärkte. Seiner Aufgabe, die vertraglichen Verpflichtungen gegenüber seinen Kunden zu erfüllen, komme Uniper vollumfänglich nach, auch in einem herausfordernden Marktumfeld.
Die von Uniper betriebenen Speicher sind bereits vergleichsweise gut gefüllt, anders als der von Sefe betriebene größte deutsche Speicher im niedersächsischen Rehden.
Insgesamt Speicher deutlich geringer gefüllt
Die Gasspeicher sind derzeit nur zu rund 56 Prozent befüllt. Der Gasimporteur Sefe befindet sich vollständig im Bundesbesitz, der Energiekonzern Uniper zu 99 Prozent.
Normalerweise kaufen Großhändler im Sommer Erdgas günstig ein. Sie speichern es und verkaufen es im Winter mit Gewinn weiter. Derzeit sind die Preise infolge des Iran-Kriegs jedoch sehr hoch, so dass eine Einspeicherung wirtschaftlich nicht attraktiv ist. Die Folge: Die Speicher sind deutlich geringer gefüllt als sonst zu dieser Jahreszeit.
Reiche ist nach dpa-Informationen außerdem im Gespräch mit dem Markt über zusätzliche Anreize zum Befüllen der Gasspeicher. Dazu geht es um Ausschreibungen sogenannter Long Term Options. Der Pro-Newsletter Energie & Klima des Nachrichtenmagazins „Politico“ berichtete zuerst, eine für den Herbst angedachte Ausschreibung solle um eine noch zu bestimmende Gasmenge erhöht werden. Über die ausgeschriebenen Optionen reserviere der Erdgas-Marktmanager Trading Hub Europe (THE) Gaslieferungen bei Händlern und zahle ihnen dafür eine Gebühr. Die Händler müssten die Gasmengen in ihren Speichern für einen bestimmten Zeitraum vorhalten und gegebenenfalls zukaufen. Ziehe THE die Option, müssten die Händler liefern und bekämen einen garantierten Höchstpreis.
Reiche: Vorkehrungen getroffen
Reiche hatte vor einer Woche die Handlungsfähigkeit der Regierung betont. „Wir haben Vorkehrungen getroffen, für jedes Szenario“, sagte sie im Bundestag. Reiche sagte zudem: „Aber der Staat darf nicht selbst zum Preistreiber werden. Sonst sind hohe Energiepreise das Ergebnis, und unsere Wirtschaft wird noch mehr belastet.“
Im Jahr 2022 war über einen staatlichen Eingriff Gas gekauft worden, weil nach dem russischen Angriffskrieg gegen die Ukraine Gaslieferungen aus Russland ausblieben und eine Versorgungskrise drohte. Finanziert wurde dies über eine mittlerweile abgeschaffte Gasspeicherumlage für Gaskunden.
In einem Bericht des Wirtschaftsministeriums für eine Sondersitzung des Wirtschaftsausschusses des Bundestags hieß es: „Nach aktuellem Erkenntnisstand ist eine Gasmangellage im kommenden Winter nicht zu erwarten.“ In einem Ministeriums-Papier von Mitte August hieß es, die Wintervorsorge bleibe zunächst Aufgabe des Marktes. Der Grünen-Energiepolitiker Michael Kellner hatte Reiche mangelnde Vorsorge vorgeworfen.
Quelle: E&M
Energiepreisindex steigt im Juli wieder
STATISTIK. Der Energiepreisindex der Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft (VBW) ist im Juli 2026 zum Vormonat angestiegen.
Der Energiepreisindex der Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft (VBW) ist im Juli 2026 gegenüber dem Vormonat um 1,6 Prozent auf 128,9 Punkte gestiegen. Zuvor war der Index zwei Monate in Folge gesunken. Gegenüber Juli 2025 lagen die Energiepreise 15,1 Prozent höher.
Entgegen der Entwicklung des Gesamtindex ging der Teilindex für Primärenergie im Juli gegenüber Juni um 3,7 Prozent auf 123,4 Punkte zurück. Das Vorjahresniveau wurde damit noch um 19,8 Prozent überschritten.
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| Quelle: VBW |
Entgegen der Entwicklung des Gesamtindex ging der Teilindex für Primärenergie im Juli gegenüber Juni um 3,7 Prozent auf 123,4 Punkte zurück. Das Vorjahresniveau wurde damit noch um 19,8 Prozent überschritten.
Für den Rückgang gegenüber dem Vormonat waren ausschließlich niedrigere Erdölpreise verantwortlich. Importiertes Erdöl verbilligte sich um 7,7 Prozent, die Erzeugerpreise für in Deutschland gefördertes Erdöl gingen um 12,6 Prozent zurück. Dagegen stiegen die Einfuhrpreise für Erdgas um 4,5 Prozent und für Steinkohle um 3,4 Prozent. In Deutschland gewonnene Braunkohle verteuerte sich um 7,8 Prozent.
Gegenüber dem Vorjahresmonat lagen die Ölpreise im Juli 2026 weiterhin deutlich höher. Für importiertes Erdöl wurden 22,3 Prozent mehr verlangt, der Preis für in Deutschland gewonnenes Erdöl lag 24,2 Prozent höher.
Der Teilindex für Sekundärenergie stieg im Juli kräftig um 7,0 Prozent auf 134,4 Punkte. Gegenüber dem Vorjahresmonat lag er 11,0 Prozent höher. Für den Anstieg gegenüber Juni waren vor allem Leichtes Heizöl und Diesel verantwortlich. Leichtes Heizöl verteuerte sich um 21,8 Prozent, Diesel um 16,8 Prozent. Im Vergleich zum Juli 2025 lagen die Preise für Leichtes Heizöl um 52,0 Prozent und für Diesel um 30,3 Prozent höher.
Wesentlich stabiler entwickelten sich die Fernwärmepreise. Sie stiegen gegenüber Juni um 0,5 Prozent und lagen 0,7 Prozent unter dem Vorjahresniveau.
Der Strompreisindex, der im Teilindex für Sekundärenergie enthalten ist, erreichte im Juli 110,0 Punkte. Gegenüber Juni stieg er um 1,4 Prozent. Im Vergleich zu Juli 2025 lagen die Strompreise dagegen um 2,6 Prozent niedriger.
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| Quelle: VBW |
Um die Unternehmen zu entlasten, fordert die VBW eine Senkung der Energiekosten. Hauptgeschäftsführer Bertram Brossardt kritisiert dabei auch die Ausgestaltung des Industriestrompreises. „Fakt ist: Ohne tiefgreifende Reformen bei Netzentgelten, Abgaben und Infrastruktur droht eine weitere Schwächung der industriellen Basis.“ Die Einführung des Industriestrompreises sei zwar ein wichtiges Signal. Die Begrenzung der Förderung, die Vorgaben für Investitionen in Dekarbonisierung und Effizienz sowie die Befristung auf drei Jahre schränkten nach Ansicht der VBW jedoch dessen Wirksamkeit ein. (sag)
Zum Hintergrund
Basisjahr für den VBW-Energiepreisindex ist 2021 (2021=100). In den vbw Energiepreisindex fließen insgesamt 14 Einzelpreisindikatoren zu neun unterschiedlichen Energiearten ein. Die Gewichtung der einzelnen Energiearten erfolgt entsprechend ihrem jeweiligen Verbrauch in Bayern. Weitere Erläuterungen zum Energiepreisindex finden Sie unter www.vbw-bayern.de/Energiepreisindex.
„Energos Force“ dockt in Stade an
Wieder da: das Terminalschiff Energos Force. Quelle: DET
GAS. Das schwimmende LNG-Terminal „Energos Force“ ist im Industriehafen von Stade-Bützefleth angekommen. Die Vorbereitungen für den Betriebsstart laufen.
Zurück aus Jordanien: Die „Energos Force“ hat am 15. September am Anleger für verflüssigte Gase im Industriehafen von Stade-Bützfleth (Niedersachsen) festgemacht. Das Terminalschiff ist eines von vieren, das die Energy Terminal GmbH (DET) gechartert hat. Wie das bundeseigene Unternehmen meldet, haben die Vorbereitungen für die Inbetriebnahme des Schiffs zur Speicherung und Regasifizierung von verflüssigtem Erdgas (Floating Storage and Regasification Unit, FSRU) jetzt begonnen.
Die Energos Force misst vom Heck bis zum Bug 294 Meter und ist 47 Meter breit. Die Tragfähigkeit wird auf 94.361 Tonnen beziffert. Im Winter könne das Schiff bei geschlossenem Kreislauf mit Dampfkesseln maximal 500 Millionen Standardkubikfuß Gas pro Tag regasifizieren, im Sommer bei offenem Kreislauf mit Elbewasser seien bis zu 750 Millionen Standardkubikfuß pro Tag möglich, heißt es. Die DET rechnet damit, im kommenden Jahr bis zu 3,2 Milliarden Kubikmetern Erdgas über das Terminal in Stade ins Netz einspeisen zu können; es handelt sich um „die maximal technisch mögliche Systemaussendung unter Idealbedingungen“, wie es weiter heißt.
Die Energos Force hatte bereits im Frühjahr 2024 in Stade-Bützfleth angedockt, war aber nicht in Betrieb gegangen. Grund war ein Streit um die Fertigstellung der Infrastruktur für die Verbindung zum Festland. Die FSRU verließ die deutschen Gewässer wieder, Anfang Juli 2025 vermeldete das Bundeswirtschaftsministerium den Abschluss eines Subchartervertrags mit dem staatlichen ägyptischen Energieunternehmen EGAS, das die FSRU in Jordanien einsetzte (wir berichteten). Der Streit um den Bau der Infrastruktur in Stade-Bützfleth wurde im Herbst 2025 beigelegt.
Zur FSRU-Flotte der DET gehören neben der Energos Force die Höegh Gannet (Brunsbüttel), die Höegh Esperanza (Wilhelmshaven I) und die Excelsior (Wilhelmshaven II). Alle vier Terminals zusammengerechnet, summiert sich die Regasifizierungskapazität auf maximal 2.750 Millionen Standardkubikfuß pro Tag (Million Standard Cubic Feet per Day, MMSCFD).
„Mit dem Einlauf der Energos Force in Stade wird sichtbar, was Versorgungssicherheit in der Praxis bedeutet. Das FSRU, das heute am Anleger festmacht, kann ab November dazu beitragen, Millionen Haushalte zuverlässig mit Energie zu versorgen“, kommentiert Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche in einer Mitteilung der DET die Rückkehr des Schiffs. (mf)
Pelletpreise steigen im September um 6,2 Prozent
Quelle: Pixabay / moses
WÄRME. Mit dem beginnenden Herbst steigen auch die Preise für Pellets an. Weniger Restholz und höhere Nachfrage verteuern die Pellets.
Der Preis für Holzpellets steigt mit Beginn der kühleren Jahreszeit. Im September 2026 kostet eine Tonne bei einer Abnahmemenge von sechs Tonnen im bundesweiten Mittel 454,21 Euro. Das entspricht nach Angaben des Deutschen Pelletinstituts (Depi) Wärmekosten von 9,1 Cent/kWh. Gegenüber August verteuerten sich Pellets damit um rund 6,2 Prozent, teilte das Depi am 16. September mit.
Neben einer hohen Nachfrage ist auch die angespannte Situation auf dem Holzmarkt ein wichtiger Faktor für die aktuelle Preisentwicklung. „Die Sägewerke sind derzeit mit einer sehr geringen Nachfrage nach Schnittholz konfrontiert. Die Reaktion hierauf ist ein deutlich reduzierter Einschnitt. Dadurch fehlen die Restholzmengen für die Pelletproduktion“, erklärt Geschäftsführer und Diplom-Forstwirt Martin Bentele.
Trotz des Anstiegs liegt der Pelletpreis laut DEPI unter den Kosten fossiler Energieträger. Das Institut beziffert den Preisabstand gegenüber Heizöl derzeit auf rund 48 Prozent und gegenüber Erdgas auf etwa 20 Prozent. Mit sinkenden Temperaturen zieht nach Angaben des Instituts zugleich die Nachfrage nach Brennstoffen wieder an. Ein Teil der Haushalte mit Pelletheizung habe die Lager bereits während der Sommermonate gefüllt.
Im September 2026 ergeben sich demnach beim Preis für Holzpellets folgende regionale Unterschiede (bei einer Abnahmemenge von 6 Tonnen): In der Region Mitteldeutschland beträgt der Tonnenpreis 451,07 Euro. Es folgt Nord- und Ostdeutschland mit 455,24 Euro/t. In Süddeutschland liegt der Preis bei 457,8 Euro/t.
Größere Mengen (26 Tonnen) werden im September 2026 zu folgenden Konditionen gehandelt: Mitte: 434,87 Euro/t, Nord/Ost: 438,39 Euro/t und Süd: 443,35 Euro/t (alle Preise inklusive Mehrwertsteuer).
Der Depi-Pelletpreis wird seit 2011 monatlich veröffentlicht. Er bezieht sich auf Pellets der Qualitätsklasse „ENplus A1“ und berücksichtigt die Lieferung im Umkreis von 50 Kilometern inklusive Mehrwertsteuer. Er soll einen bundesweiten Referenzwert für Endverbraucher und Energieversorger bilden, so das Deutsche Pelletinstitut. (hr)
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| Die Brennstoffkosten in Deutschland. Zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken Quelle: DEPI |
Die Möglichkeiten von Biogas-Strombatterie-Systemen
Quelle: Fotolia / Jürgen Fälchle
BIOGAS. Wie sich Biogasanlagen und Batteriespeicher technisch und wirtschaftlich sinnvoll verbinden lassen, untersucht das Fraunhofer IEE.
Biogasanlagen und Batteriespeicher können aufgrund ihrer unterschiedlichen Eigenschaften Aufgaben bei der flexiblen Stromversorgung übernehmen. Wie sich beide Technologien miteinander kombinieren lassen, untersucht das Forschungsprojekt „BioBatSys“. Durchgeführt wird das Projekt vom Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) in Kassel.
Wie es in einer Mitteilung heißt, stehen dabei Biogasanlagen auf landwirtschaftlichen Betrieben im Mittelpunkt. Die Wissenschaftler untersuchen anhand von Modellrechnungen, Praxisanalysen und einem Pilotbetrieb verschiedene Einsatzmöglichkeiten. Dazu gehören die Erhöhung des Eigenverbrauchs, die Kappung betrieblicher Lastspitzen sowie Schwarzstartfähigkeit und Notstromversorgung.
Nach den bisherigen Ergebnissen gibt es allerdings keine einheitliche Auslegung, die für alle Betriebe geeignet ist. Der technische und wirtschaftliche Nutzen hängt unter anderem vom jeweiligen Lastprofil, der vorhandenen Anlagentechnik und den betrieblichen Strukturen ab. Batterie und Biogasanlage müssen daher für den jeweiligen Betrieb dimensioniert und aufeinander abgestimmt werden.
„Unser Ziel ist es, landwirtschaftlichen Betrieben eine belastbare Entscheidungsgrundlage zu geben. Wir wollen transparent aufzeigen, unter welchen technischen und wirtschaftlichen Bedingungen sich Batteriespeicher in Kombination mit Biogasanlagen sinnvoll einsetzen lassen“, sagt Christian Dick, Projektleiter am Fraunhofer IEE.
Für die Wirtschaftlichkeit des Batteriespeichers kann nach Einschätzung der Forschenden insbesondere die Kombination mehrerer Anwendungen von Bedeutung sein. Ein Beispiel ist die Kappung von Lastspitzen. Der Batteriespeicher stellt bei hohen betrieblichen Stromlasten kurzfristig Leistung bereit und kann dadurch die aus dem Netz bezogene maximale Leistung reduzieren. Die damit verbundenen Einsparungen bei den Leistungskosten können zur Refinanzierung des Speichers beitragen.
Gleichzeitig kann derselbe Batteriespeicher für die Notstromversorgung eingesetzt werden. Das ist insbesondere für tierhaltende Betriebe von Bedeutung, bei denen beispielsweise Lüftung, Fütterung oder andere technische Einrichtungen auch bei einem Stromausfall weiterarbeiten müssen. Dafür werden bislang häufig Dieselaggregate oder Zapfwellengeneratoren eingesetzt.
Ein entsprechend dimensioniertes Biogas-Batterie-System kann diese Notstromkonzepte nach Angaben des Fraunhofer IEE ergänzen und abhängig von der Betriebsstruktur teilweise ersetzen. Die Batterie übernimmt dabei kurzfristig die Stromversorgung, während die Biogasanlage Energie über einen längeren Zeitraum bereitstellen kann.
Voraussetzung dafür ist eine entsprechende technische Auslegung des Gesamtsystems. Die Mehrfachnutzung könnte Batteriespeicher zudem für Betriebe wirtschaftlich interessanter machen, die keine verpflichtende Notstromversorgung vorhalten müssen.
Über den einzelnen landwirtschaftlichen Betrieb hinaus untersucht BioBatSys auch den möglichen Beitrag solcher Systeme zum Stromsystem. Durch die Kombination der kurzfristig verfügbaren Leistung einer Batterie mit der längerfristigen Speicherbarkeit von Biogas könnten zusätzliche Flexibilitäten bereitgestellt werden. Damit könnten die Anlagen auch die Integration schwankender Stromerzeugung aus Windenergie und Photovoltaik unterstützen.
Weitere Information zum Forschungsprojekt „BioBatSys“ des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik IEE stehen auf deren Homepage zur Verfügung. (sag)
Anders als beim klassischen Prägen erfolgt die Umformung beim Hohlprägewalzen kontinuierlich zwischen rotierenden Werkzeugen. Quelle: Fraunhofer-IWU
Über 100 Bauteile pro Minute: Wärmetauscher auf der Rolle
F&E. Fraunhofer-Forscher untersuchen Hohlprägen, Hydroforming und Hohlprägewalzen für die Serienfertigung metallischer Wärmetauscherplatten.
Forschende des Fraunhofer-Instituts für Werkzeugmaschinen und Umformtechnik (IWU) vergleichen drei Umformverfahren für die industrielle Fertigung metallischer Wärmetauscherplatten. Neben dem Hohlprägen und der Hochdruck-Blechumformung, auch Hydroforming genannt, entwickelt und untersucht das Institut das Hohlprägewalzen. Ziel ist es, die Verfahren hinsichtlich Bauteilqualität, Produktionsleistung und Wirtschaftlichkeit für unterschiedliche industrielle Anforderungen zu bewerten.
Metallische Wärmetauscherplatten benötigen präzise Kanalstrukturen, eine hohe Maßhaltigkeit und reproduzierbare Qualität. Gleichzeitig spielen Materialeinsatz, Investitionskosten und Ausbringungsleistung eine Rolle.
Beim Hydroforming wird das Blech mit hohem Druck gegen eine Werkzeuggravur geformt. Nach Angaben des IWU ermöglicht das Verfahren eine gute Ausformung der Kanalstrukturen und hohe Bauteilgenauigkeiten. Weil lediglich eine Werkzeuggravur erforderlich ist, können Werkzeugaufwand und Beschaffungszeiten reduziert werden. Das Institut hat zudem eine passive Variante des Verfahrens entwickelt, die mit vereinfachter Anlagentechnik und kürzeren Prozesszeiten auskommen soll.
Das Hohlprägen erfolgt diskontinuierlich in einer Presse und gilt laut IWU als etablierter Prozess für strukturierte Metallplatten. Das Verfahren basiert auf bestehenden Anlagenkonzepten und ist für die Serienfertigung ausgelegt.
Technologieoffene Bewertung für Unternehmen
Beim Hohlprägewalzen erfolgt die Umformung dagegen kontinuierlich zwischen rotierenden Formwalzen. Dadurch sollen die erforderlichen Umformkräfte sinken und höhere Produktionsraten möglich werden. Während mit konventionellen Verfahren bis zu 60 Bauteile pro Minute hergestellt werden können, prognostiziert das IWU für das Hohlprägewalzen Produktionsleistungen von mehr als 100 Bauteilen pro Minute.
Das Verfahren soll zudem kontinuierliche Fertigungsketten ermöglichen. Nach dem Hohlprägewalzen können die Bauteile direkt aus dem Band getrennt, gefügt und gestapelt werden, heißt es. Die Rede ist von einer Fertigungsarchitektur, „die vom Coil bis zur fertigen Wärmetauscherplatte reicht“.
Unternehmen können die drei Verfahren im Rahmen von Machbarkeitsstudien untersuchen lassen. Das Fraunhofer IWU nennt dafür Musterbauteile mit einer Breite von bis zu 30 Zentimetern, einer Länge von bis zu 1 Meter und Blechdicken von bis zu 0,5 Millimetern. Die Untersuchungen sollen Aussagen zur Umformbarkeit, Bauteilqualität, Wirtschaftlichkeit und Skalierbarkeit für die Serienfertigung ermöglichen. Unternehmen sollen eine technologieoffene Bewertung der für ihre Anforderungen optimalen Fertigungsstrategie erhalten.
Wärmetauscherplatten finden vielfältige Anwendung. So etwa zur Übertragung von Wärme aus Fernwärmenetzen auf das Heizungswasser oder zur Wärmeübertragung zwischen verschiedenen Kreisläufen in Energieanlagen oder zur Nutzung von Prozesswärme in der Industrie. Zudem kommen sie in Wärmepumpen, Elektrolyseuren und Brennstoffzellen sowie in der Klima- und Kältetechnik zum Einsatz. (mf)
Im Bestand stockt die Wärmewende
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WÄRME. Wärmepumpen gewinnen im Neubau und im Heizungsmarkt Marktanteile. Im Bestand geht jedoch wenig voran, so der Gebäudereport 2026 der Deutschen Energie-Agentur (Dena).
Wärmepumpen haben ihre Position im deutschen Heizungsmarkt im ersten Halbjahr 2026 ausgebaut. Gleichzeitig verliert der Zubau von Photovoltaikanlagen an Gebäuden an Dynamik, während die installierte Kapazität von Batteriespeichern weiter wächst. Das geht aus dem Gebäudereport 2026 der Deutschen Energie-Agentur (Dena) hervor, der am 16. September veröffentlicht wurde. Im Gebäudebestand verändern sich hingegen die Heizsysteme nur sehr langsam.
Besonders weit hat sich die Wärmeversorgung im Neubau verschoben, laut den Zahlen des Dena-Gebäudereports. Erneuerbare Energien, Strom und Fernwärme kamen 2025 nach Angaben der Dena im Neubau auf mehr als 89 Prozent der Wärmeversorgung in fertiggestellten Wohngebäuden. Ein Jahr zuvor hatte der Anteil bei rund 85 Prozent gelegen. Die Wärmepumpe erreichte 2025 knapp 74 Prozent. Gasheizungen kamen noch auf rund elf Prozent.
Auch die Verkaufszahlen für Heizungsanlagen zeigen im laufenden Jahr eine Verschiebung. Im ersten Halbjahr 2026 wurden nach den im Gebäudereport ausgewerteten Daten 194.500 Wärmepumpen verkauft. Das entspricht einem Plus von 40 Prozent verglichen zum Vorjahreszeitraum. Der Absatz von Gasheizungen lag bei 134.000 Geräten und damit ein Prozent über dem Wert des ersten Halbjahres 2025.
Bereits im Gesamtjahr 2025 war die Wärmepumpe mit rund 299.000 verkauften Geräten das absatzstärkste Heizsystem in Deutschland. Ihr Anteil am Heizungsmarkt erhöhte sich laut Dena von 48 Prozent im Jahr 2025 auf 55 Prozent im ersten Halbjahr 2026. Damit setzt sich die Entwicklung bei den Verkaufszahlen fort, die sich im Neubau bereits deutlicher in der Struktur der Wärmeversorgung niederschlägt.
Gebäudebestand verändert sich langsam
Anders sieht die Lage im Wohngebäudebestand aus. Dort stellen Gasheizungen weiterhin den größten Anteil. Nach einem langjährigen Anstieg hatte sich ihr Anteil 2023 erstmals leicht verringert. 2025 sank er nach Angaben der Dena erneut, allerdings nur von 56,2 auf 56,1 Prozent. Der Anteil der Wärmepumpen nahm gegenüber dem Vorjahr um 5 Prozent zu.
Die Dena sieht deshalb vor allem im Bestand weiteren Handlungsbedarf. Corinna Enders, Vorsitzende der Dena-Geschäftsführung, verweist auf das Gebäudemodernisierungsgesetz und neue Bedingungen der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG). Eigentümer benötigten nach ihrer Einschätzung vor allem langfristig verlässliche Rahmenbedingungen und Planungssicherheit für Investitionen.
Während der Wärmepumpenmarkt wächst, hat sich der Ausbau von Photovoltaikanlagen an allen Gebäuden abgeschwächt. Im ersten Halbjahr 2026 sank der Zubau laut Gebäudereport um 17 Prozent. Die Dena bringt die Entwicklung unter anderem mit den veränderten Rahmenbedingungen durch das Solarspitzengesetz und Unsicherheiten bei der Förderung in Verbindung.
Anders entwickelt sich der Batteriespeichermarkt. Im Juli 2026 überschritt die installierte Speicherkapazität nach Angaben der Dena die Marke von 30 GWh. Gleichzeitig waren rund 2,6 Millionen Speicher installiert. Pro Monat kommen derzeit etwa 47.400 Anlagen hinzu.
Besonders stark wächst derzeit das Segment von Großbatteriespeichern. Dennoch entfällt mit rund 24 GWh der Großteil der installierten Speicherkapazität auf Heimspeicher in Wohngebäuden. Damit wächst der Speichermarkt seit über einem Jahr schneller als der Solarmarkt. Das unterstreicht die wachsende Bedeutung von Flexibilität und Eigenverbrauch für die Energiewende im Gebäudesektor, so die Dena in ihrer Mitteilung.
Der Gebäudereport 2026 bündelt Daten zur Entwicklung des deutschen Gebäudesektors und ist auf der Seite der Dena abrufbar. (hr)
FÖS fordert Ende klimaschädlicher Vergünstigungen
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
STUDIEN. Eine FÖS-Studie beziffert klimaschädliche Subventionen in Deutschland auf 66 Milliarden Euro. Besonders hoch fallen die Vergünstigungen im Verkehrssektor aus.
Das Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS) beziffert das Volumen klimaschädlicher und teilweise klimaschädlicher Subventionen in Deutschland auf rund 66 Milliarden Euro. Gegenüber 2018 habe sich die Summe trotz einzelner Reformen kaum verändert. Zu diesem Ergebnis kommt der „Klima-Subventionsbericht 2026“, den das FÖS im Auftrag der Bertelsmann Stiftung erstellt hat.
„Bei Gesundheit und Sozialem sind Milliardenkürzungen für die Haushaltskonsolidierung geplant. Gleichzeitig wird der enorme Bestand an klimaschädlichen Subventionen nicht angetastet und sogar ausgeweitet. Wer öffentliche Mittel effizient und wirkungsorientiert einsetzen will, darf dieses Einsparpotenzial nicht länger ignorieren“, kritisiert Matthias Runkel, Teamleiter Verkehr beim FÖS und Co-Autor der Studie.
Für die Untersuchung hat das FÖS 45 staatliche Begünstigungen in den Bereichen Verkehr, Energie, Industrie und Landwirtschaft betrachtet. Nach Berechnungen der Autoren entspricht deren Volumen rechnerisch mehr als 1.600 Euro je Haushalt. Die Studie ordnet die untersuchten Regelungen als klimaschädlich oder teilweise klimaschädlich ein. Der verwendete Subventionsbegriff reicht dabei über die Definition hinaus, die die Bundesregierung in ihrem Subventionsbericht zugrunde legt.
Fast die Hälfte entfällt auf den Verkehr
Den größten Anteil schreibt das FÖS dem Verkehrssektor zu. Auf ihn entfällt laut Studie fast die Hälfte der ermittelten 66 Milliarden Euro. Zu den großen Positionen zählen unter anderem steuerliche Begünstigungen für Dieselkraftstoff und Kerosin sowie die steuerliche Behandlung von Dienstwagen.
Die Autoren stellen die Förderungen in einen Zusammenhang mit der Entwicklung der Treibhausgasemissionen im Verkehrssektor. Dieser weist weiterhin eine erhebliche Lücke zu den für 2030 vorgesehenen Minderungen auf. Aus Sicht des FÖS erschweren steuerliche Vergünstigungen für fossile Energieträger und emissionsintensive Verhaltensweisen die klimapolitische Steuerung.
Seit 2018 hat der Staat nach Darstellung des FÖS zwar einzelne Begünstigungen verändert oder abgeschafft. Gleichzeitig seien neue Förderungen hinzugekommen oder bestehende Regelungen ausgeweitet worden. Das Volumen der in der Untersuchung erfassten Subventionen habe sich deshalb seit 2018 kaum verringert.
Für 2026 verweist das Institut zudem auf politische Beschlüsse, die das Subventionsvolumen nach seiner Berechnung um weitere 11 Milliarden Euro erhöhen. Das FÖS zählt dazu unter anderem die Erhöhung der Entfernungspauschale sowie staatliche Maßnahmen bei Netzkosten und Gasspeicherumlage. Grundlage dieser Zahl ist eine frühere Analyse des Instituts.
Zehn Subventionen im Fokus
Für zehn der untersuchten Subventionen legt der Bericht Reformoptionen vor. Das FÖS schlägt dabei keinen einheitlichen Weg zur Abschaffung vor, sondern beschreibt je nach Instrument unterschiedliche Änderungen und einen schrittweisen Abbau von Vergünstigungen.
Frei werdende Haushaltsmittel könnten nach Vorstellung der Autoren unter anderem für Infrastruktur, die Transformation der Industrie oder Entlastungen für Haushalte mit niedrigen Einkommen eingesetzt werden. Das FÖS verbindet den Subventionsabbau damit sowohl mit klimapolitischen als auch mit finanz- und verteilungspolitischen Zielen.
Ein Beispiel dieser zehn sind die Energie- und Stromsteuervergünstigungen für Unternehmen des produzierenden Gewerbes. Die Entlastungen sind bislang nicht an Vorgaben zur Energieeffizienz oder zum Einsatz erneuerbarer Energien gebunden, kritisieren die Autoren. Das FÖS verweist zudem auf Evaluierungen, nach denen sich auf Sektorebene kein eindeutiger Zusammenhang zwischen Energie- und Strompreisen und der Wettbewerbsfähigkeit nachweisen lässt.
Die Autoren schlagen deshalb vor, die Vergünstigungen über mehrere Jahre schrittweise umzubauen. Entlastungen sollen künftig an ökologische Gegenleistungen gekoppelt und in eine investitionsgebundene Förderung überführt werden. Damit sollen die Steuerentlastungen stärker auf die Dekarbonisierung der Industrie ausgerichtet werden. Bei der Energiesteuer sieht das FÖS besonderen Reformbedarf, da die Vergünstigung unmittelbar auch den Einsatz fossiler Energieträger verbilligt.
Die gesamte „Klima-Subventionsbericht 2026: Quantifizierung, Wirkung und Reform klimaschädlicher Subventionen in Deutschland“ ist auf der Internetseite der Bertelsmann Stiftung abrufbar. (hr)
Entwicklung der Speicherleistung von Großspeichern
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Zum 1. März 2026 lag die Speicherleistung aller registrierten Großspeicher in Deutschland bei rund 2,8 Gigawatt. Die Speicherkapazität aller Batteriespeicher in Deutschland lag bei rund 17,2 Gigawatt.
Quelle: Wacker Chemie AG
Wacker Chemie sichert sich Kapazitäten im H2-Kernnetz
WASSERSTOFF. Das Chemieunternehmen Wacker hat sich beim Gasnetzbetreiber Bayernets Transportkapazitäten für Wasserstoff vertraglich gesichert.
Einen Vertrag über die Reservierung von Transportkapazitäten hat der im bayerischen Burghausen ansässige Chemiekonzern Wacker Chemie AG mit dem Fernleitungsnetzbetreiber Bayernets GmbH aus München abgeschlossen. Damit sichert sich Wacker Zugang zum H2-Cluster Burghausen und der Pipeline „HyPipe one“
Mit Hypipe One will Bayernets einen Teil der Wasserstoffinfrastruktur im bayerischen Chemiedreieck aufbauen. Die rund 15 Kilometer lange Leitung soll potenzielle Wasserstoffquellen in Gendorf mit industriellen Abnehmern in Burghausen verbinden. Das Projekt gehört zum genehmigten deutschen Wasserstoff-Kernnetz. Zugleich ist das Wasserstoff-Cluster Bestandteil des europäischen Project of Common Interest (PCI) „HyPipe Bavaria – The Hydrogen Hub“.
Aufgrund der Lage Burghausens nahe der österreichischen Grenze soll über die Infrastruktur perspektivisch auch der Zugang zu internationalen Wasserstoffquellen und Importkorridoren möglich werden. Eine Rolle spielt dabei der geplante „SoutH2 Corridor“. Über diesen Korridor soll Wasserstoff aus Nordafrika über Italien und Österreich nach Bayern und von dort weiter in das deutsche Wasserstoff-Kernnetz transportiert werden.
Wacker nutzt Wasserstoff bereits heute als Rohstoff, unter anderem zur Herstellung von Polysilicium und pyrogener Kieselsäure. Künftig will das Unternehmen auch grünen Wasserstoff stärker in seinen Produktionsprozessen einsetzen. Der Konzern bereitet deshalb seine Standorte auf dessen Nutzung vor. Nach Angaben von Wacker ist dafür neben ausreichenden Mengen und wettbewerbsfähigen Preisen insbesondere eine entsprechende Transportinfrastruktur erforderlich.
Bayerns Wirtschafts- und Energieminister Hubert Aiwanger (Freie Wähler) begrüßte die Kapazitätsreservierung. Wacker sei nach der Bayernoil Raffineriegesellschaft ein weiteres Industrieunternehmen, das sich Transportkapazitäten für Wasserstoff gesichert hat. „Wasserstoff kommt immer mehr in die Praxis. Nach Bayernoil reserviert mit Wacker ein weiteres großes bayerisches Industrieunternehmen Transportkapazitäten. Das zeigt: Unsere Industrie braucht Wasserstoff und stellt sich auf die künftige Versorgung ein“, sagte Aiwanger. (sag)
Batteriespeicher, damit am Oktoberfest nicht das Licht ausgeht
Noch verpackt: die Batteriespeicher nach der Ankunft auf der Wies'n. Quelle: Tesvolt
STROMNETZ. Dieser Wies'n-Trend ist eindeutig: Weg vom Gas, hin zum Strom. Doch die Netzinfrastruktur stößt an ihre Grenzen. Batteriespeicher sollen es richten.
Seit dem Ukrainekrieg, der horrende Gaspreise mit sich brachte, stellen die Wirte auf dem Münchner Oktoberfest in ihren Küchen fleißig auf Strom um. So fleißig, dass in den Zelten wegen Netzüberlastung schon mal das Licht ausgegangen ist.
Ein großes Festzelt, so berichtet der Batteriehersteller Tesvolt in einer Unternehmensmitteilung, bekommt von den Münchner Stadtwerken eine Anschlussleistung von 420 kW zur Verfügung gestellt. Doch in Spitzenzeiten reicht das oft nicht aus. Allein die Heizstrahler im Außenbereich benötigen schon mal 150 kW pro Zelt. Der Stromverbrauch insgesamt auf der Wies'n hat sich in den vergangenen Jahren vervielfacht. Jetzt sollen drei Batteriespeicher für Entlastung sorgen.
Matthias Poeting, Geschäftsführer von MP Elektrotechnik München, ist seit Jahren für die Elektrik mehrerer großer Wies'nzelte verantwortlich. Er weiß: „Ein Stromausfall im voll besetzten Zelt ist der absolute Albtraum für jeden Wirt. Bisher konnten wir bei einer Überlastung des Netzanschlusses innerhalb von fünf Minuten kaum so reagieren, dass das Zelt nicht ausfällt.“ Dieses Jahr habe man durch die Batteriespeicher einen Puffer von zwei Stunden. „Das gibt mir jetzt einfach ein bisschen Luft, ich kann mit den Leuten in der Küche sprechen, wir können Geräte gezielt runterfahren und die Last reduzieren – das ist ein wahnsinniger Vorteil für die Betriebssicherheit.“
Spielraum für die Energiezukunft
Ein klassischer Ausbau der Stromnetzinfrastruktur auf dem Oktoberfestgelände ist nach Ansicht von Fachleuten nicht realisierbar, weil zu teuer. Die Speicher hingegen könnten sich, so schätzt Poeting, schon in zwei oder drei Jahren bezahlt machen. Und sie lassen sich auch problemlos erweitern, wenn die Last weiter steigt.
„Das Oktoberfest ist für jede Technologie ein absoluter Stresstest unter Extrembedingungen. Genau dafür haben wir unsere Forton-Großspeicher geliefert“, erklärte Daniel Hannemann, Mitgründer und Aufsichtsratsmitglied von Tesvolt. In diesen Systemen setze man auf Hochtemperaturzellen, die die Speicher belastbar und langlebig machen. Ein weiterer Vorteil auf dem engen Festgelände sei, dass sie ohne Flüssigkeitskühlung auskommen. Das spare Platz und vermeide umweltgefährdende Kühlstoffe. Es kommen drei Systeme mit einer Leistung von jeweils 90 kW und einer Kapazität von 92 kWh zum Einsatz.
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| Zwei Forton-Speicher kappen Lastspitzen im Pschorr-Bräurosl Festzelt, einer kommt im Löwenbräu-Zelt zum Einsatz. Quelle: Tesvolt |
Auch bei einem Blick in die Zukunft erweist sich das Batteriekonzept als tragfähig. Poeting: „Niemand kann genau sagen, wie die Energie-Infrastruktur der Wiesn in fünf oder zehn Jahren aussieht. Es wäre doch ziemlich klug, auch die Abwärme der Zelte zu nutzen oder den Wind und vielleicht gibt es ja mal Solarmodulfolien auf den Zeltdächern.“ Warum also das Netz mit gigantischem Aufwand ausbauen, wenn intelligente Speichertechnologie die viel preiswertere Lösung bietet und flexibel auf die künftige Energiesituation reagieren kann, fragt sich der MP-Elektrotechnik-Geschäftsführer. Und in noch einem Punkt ist er sich sicher: „Die Wies'nwirte sind sehr offen für intelligente, grüne Energiesysteme.“ (gd)
Eon arbeitet mit chinesischem Autohersteller zusammen
Quelle: Eon
MOBILITÄT. Eon und BYD starten ein gemeinsames Angebot. Bei Kauf oder Leasing eines BYD-E-Autos liefert Eon die passen Energiedienstleistungen.
Eon und der chinesische Autohersteller BYD haben eine Partnerschaft für Elektromobilität und Energiedienstleistungen geschlossen. Ein erstes gemeinsames Angebot soll im November 2026 in Deutschland auf den Markt kommen. Anschließend ist eine schrittweise Ausweitung auf weitere europäische Länder vorgesehen, teilte der Eon-Konzern mit.
Das Angebot kombiniert den Kauf oder das Leasing eines vollelektrischen BYD-Fahrzeugs mit einem intelligenten Stromtarif von Eon. Es soll für alle vollelektrischen Modelle des Herstellers gelten. Kunden sollen damit bereits beim Fahrzeugkauf oder Fahrzeugleasing Zugang zu Energie- und Ladelösungen von Eon erhalten. Auch bestehende BYD-Kunden sollen die Angebote nutzen können.
Teil des Angebots ist ein Bonus für flexibles Laden. Wer die entsprechenden intelligenten Ladefunktionen nutzt, kann laut Eon beispielsweise beim Leasing seine monatlichen Kosten um bis zu 20 Euro reduzieren. Dafür optimiert der Energieversorger den Ladevorgang automatisch und vergütet flexibel geladenen Strom über einen Bonus.
Die Kooperation geht jedoch über die Kombination von Fahrzeug und Stromtarif hinaus. BYD-Fahrzeuge sollen schrittweise in die Plattform Eon Home Comfort eingebunden werden. Darüber vernetzt und steuert der Energiekonzern bereits verschiedene Energieanlagen im Haushalt, darunter Wallboxen, Batteriespeicher und Wärmepumpen. Künftig sollen auch das Fahrzeug und dessen Ladevorgänge über diese digitale Umgebung gesteuert werden können.
Eon und BYD wollen zudem weitere Anwendungen für die flexible Nutzung von Elektrofahrzeugen erproben. Dazu gehört das bidirektionale Laden beziehungsweise Vehicle-to-Grid (V2G). Dabei nehmen Elektrofahrzeuge nicht nur Strom aus dem Netz auf, sondern können Energie aus ihrer Batterie bei Bedarf wieder ins Stromsystem zurückspeisen. Die Fahrzeuge können damit als dezentrale Speicher genutzt werden. Eon und BYD wollen solche Anwendungen gemeinsam erproben und anschließend für größere Kundengruppen verfügbar machen.
Auch die digitalen Angebote sollen weiterentwickelt werden. Geplant ist unter anderem, die gemeinsamen Lösungen stärker in Apps zu integrieren. Zudem nennen die Unternehmen Mixed-Reality-Anwendungen, die Kunden bei Einrichtung und Inbetriebnahme ihres Fahrzeugs unterstützen sollen. (sag)
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Staatliche Gaskäufe treiben Preise
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Uneinheitlich haben sich die Energiemärkte am Mittwoch gezeigt. Strom präsentierte sich ohne klare Tendenz, Gas und Kohle notierten fester. CO2 und Öl gaben nach. Zwei Faktoren prägten den Markt, der weiter unter dem Eindruck der Ereignisse im Nahen Osten steht. So haben staatliche Unternehmen in Deutschland mit Gaskäufen begonnen, um die Speicher rechtzeitig vor dem Winter zu befüllen. Berlin rückt damit von seiner bisherigen Haltung ab, allein auf die Marktkräfte zu setzen. Zudem könnte sich die US-Notenbank anlässlich ihres FOMC-Treffens noch am Berichtstag zu einer Zinserhöhung durchringen. Diese dürfte die US-Konjunktur und damit auch die Nachfrage nach Energieträgern dämpfen.
Strom: Uneinheitlich hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch präsentiert. Der Day-ahead sank in der Grundlast um 39,25 auf 143,25 Euro je Megawattstunde, in der Spitzenlast ergab sich ein Minus von 67,50 auf 100,75 Euro je Megawattstunde. An der Börse wurde der Base mit 142,89 Euro gesehen, der Peak mit 100,44 Euro. Händler begründeten den Preisrückgang beim Day-ahead mit der deutlich höheren Erneuerbaren-Einspeiseleistung, von 31,9 Gigawatt, die für den Donnerstag erwartet wird. Für den Berichtstag hatte Eurowind nur 23,3 Gigawatt vorhergesagt. Für die Tage bis Sonntag rechnet der Wetterdienst tendenziell mit noch etwas weiter steigenden Beiträgen von Wind und Solar. Das Preisniveau am Strommarkt war zudem von den Preisaufschlägen beim Primärenergieträger Gas und von Kapazitätseinschränkungen der französischen Kernkraftwerke geprägt. Am langen Ende legte das Cal 27 um 0,58 auf 129,06 Euro je Megawattstunde zu.
CO2: Die CO2-Preise haben am Berichtstag etwas nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.35 Uhr um 0,76 auf 84,86 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 17,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 85,83 Euro, das Tief bei 84,40 Euro. Unterdessen sind die Nettolongpositionen an der ICE in der vergangenen Woche marginal von 34 Millionen auf 34,1 Millionen Tonnen gestiegen. Die Analysten von Redshaw Advisors sprechen von Gewinnmitnahmen als Auslöser der Abgaben. Unterstützung für den CO2-Markt könnte vom sich nähernden Ablauf der Compliance-Frist am 30. September kommen
Erdgas: Fest haben sich die europäischen Gaspreise am Mittwoch gezeigt. Der richtungsweisende Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.48 Uhr 1,475 auf 81,000 Euro je Megawattstunde. Bullish dürften sich die Einspeicherungen des deutschen Staatsunternehmens Sefe und weitere Maßnahmen zur Sicherung der Speicherstände auf die europäischen Gaspreise auswirken. Offenbar geht die deutsche Regierung nicht mehr von einer wesentlichen Minderung der Gaspreise vor dem Winter aus. Preistreibend wirken sich auch ungeplante Wartungsarbeiten im norwegischen Gasfeld Troll aus, die die Fördermenge um 21 Millionen Kubikmeter pro Tag reduzieren. Der Gasexport aus Norwegen beträgt für den Berichtstag insgesamt nur moderate 283,6 Millionen Kubikmeter. (cdg)
ENERGIEDATEN:
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