Dazu gehöre ein resilientes Energiesystem auf Basis erneuerbarer Energien.
„Die Wählerinnen und Wähler erwarten von der Politik Perspektiven und Orientierung“, erklärte Heinen-Esser in einem Statement zu den Wahlergebnissen. Viele Menschen seien mit der aktuellen Entwicklung unzufrieden. Angesichts geopolitischer Herausforderungen müsse Deutschland wirtschaftlich resilient aufgestellt werden.

Heinen-Esser verwies dabei auch auf die Entwicklung der Preise für fossile Energien. Ein Energiesystem mit erneuerbaren Energien könne zur Widerstandsfähigkeit der Wirtschaft beitragen. Einen politischen Kurswechsel zurück zu fossilen Energieträgern lehnte sie ab. „Was wir dagegen nicht brauchen, ist ein Zickzack-Kurs zurück in die fossile Welt“, sagte die BEE-Präsidentin. Die politischen Antworten von gestern würden nicht zu den Fragen von morgen passen.

Branche warnt vor Folgen der Reformen

In Brandenburg richtet sich die Kritik der Erneuerbaren-Branche unterdessen gegen geplante Änderungen der Energiepolitik auf Bundesebene. Die schwarz-rote Bundesregierung will mit einer Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und einem Netzpaket den Ausbau der erneuerbaren Energien neu ordnen.
 Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) begründet die Vorhaben unter anderem mit dem Abbau einer aus ihrer Sicht bestehenden Überförderung. Das geplante EEG sieht vor, dass neue kleine Solaranlagen auf Hausdächern ab 2027 keine dauerhafte Förderung mehr erhalten sollen. Das Netzpaket soll den Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung stärker mit dem Ausbau der Stromnetze koordinieren.

Unternehmen aus Brandenburg befürchten dadurch negative Folgen für ihre Geschäftsentwicklung. Michael Raschemann, Gründer der Energiequelle GmbH aus Zossen-Kallinchen, verwies auf einen bereits erfolgten Beschäftigungsabbau in seinem Unternehmen. Energiequelle errichtet unter anderem Wind- und Solarenergieanlagen. Nach Angaben Raschemanns beschäftigt das Unternehmen heute 40 Prozent weniger Personal als zuvor.

Raschemann bezeichnete die Lage der Branche als schwierig und kritisierte den energiepolitischen Kurs der Bundesregierung. Das Ende der Ampel-Regierung sei eine Zäsur für die Förderung erneuerbarer Energien gewesen. Auch mit Blick auf die von Reiche geplanten Reformen äußerte er sich kritisch.

Kommunen profitieren von Windenergie

Neben Unternehmen sehen auch Kommunen Auswirkungen der energiepolitischen Rahmenbedingungen. Die brandenburgische Gemeinde Mühlenfließ mit rund 950 Einwohnern erhält nach Angaben von Bürgermeister Jens Hinze derzeit jährlich rund 412.000 Euro aus den Einnahmen aus der Windenergie. Grundlage sind Zahlen für 2024. Bis 2031 könne der Betrag auf 1,1 Millionen Euro jährlich steigen.

Die Zahlungen stammen aus dem sogenannten Wind-Euro, über den Betreiber von Windenergieanlagen betroffene Kommunen an den Erträgen beteiligen. Hinze zufolge ist die Gemeinde auf diese Einnahmen angewiesen. Sie beeinflussten, ob die Kommune ihre Haushalte stabilisieren und geplante Investitionen finanzieren könne.

Auch der Landesverband Erneuerbare Energien Berlin-Brandenburg (LEE BB), der die Interessen von Unternehmen der Branche vertritt, sieht die aktuelle Entwicklung kritisch. Nach einer Umfrage unter 30 Unternehmen erwarten rund drei Viertel der Befragten negative Auswirkungen durch die geplante EEG-Novelle und das Netzpaket. 63 Prozent bewerteten ihre Geschäftslage schlechter als ein Jahr zuvor und nannten dabei auch die politischen Rahmenbedingungen als einen Grund.

Landesregierungen am Zug

Der Verbandsvorsitzende Jan Hinrich Glahr verwies auf die Bedeutung regionaler Projekte. Unternehmen wollten Kommunen beliefern, Gewerbegebiete mit erneuerbarer Energie versorgen und regionale Wertschöpfung ermöglichen.

Der LEE BB fordert deshalb unter anderem von den Landesregierungen in Berlin und Brandenburg, die Förderung von Solaranlagen auf Hausdächern wieder auszuweiten. Zudem setzt sich der Verband für eine direkte Belieferung von Industrieunternehmen mit regional erzeugtem Strom ein. Auch Brandenburgs Ministerpräsident Dietmar Woidke (SPD) unterstützt eine stärkere regionale Nutzung von Strom.

In Mecklenburg-Vorpommern zeichnet sich nach der Landtagswahl zugleich eine neue Regierungsbildung ab. Ministerpräsidentin Manuela Schwesig (SPD) kündigte an, Gespräche mit Linken und Grünen über die Bildung einer rot-rot-grünen Landesregierung führen zu wollen. Die Parteigremien sollten darüber am Abend des 21. September beraten. (sh)

Für das NBG sollen wesentliche Etappen des Verfahrens mit verbindlichen Zielmarken versehen werden. Die Akteure sollten sich zudem auf einen gemeinsamen Projekt- und Zeitplan verständigen und dessen Einhaltung kontinuierlich überprüfen.

Mit dem für Ende 2027 vorgesehenen Standortregionenvorschlag der Bundesgesellschaft für Endlagerung (BGE) soll die Endlagersuche von einer großräumigen Suche zu konkret benannten Regionen übergehen. Das NBG sieht deshalb bereits jetzt Handlungsbedarf bei der Vorbereitung der Beteiligung.

Regionale Erfahrungen und bestehende Strukturen sollen nach Empfehlung des Gremiums einbezogen werden. Kommunen sollen frühzeitig als Partner angesprochen werden. Gleichzeitig sollen Möglichkeiten und Grenzen der Beteiligung transparent vermittelt werden.Das NBG empfiehlt, die künftigen Standortregionen organisatorisch und finanziell so auszustatten, dass die Regionalkonferenzen eigenständig arbeiten können. Auch die Geschäftsstellen der Konferenzen sollen nach den Vorstellungen des Gremiums gut erreichbar und regional präsent sein.

Zwischen- und Endlagerung gemeinsam betrachten

Das Bundesamt für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung (BASE) soll seine gesetzlichen Gestaltungsspielräume für die Beteiligung nutzen und zusätzliche Dialogangebote schaffen, heißt es. Das NBG nennt dabei auch barrierefreie und inklusive Formate sowie eine gezielte Ansprache junger Menschen.

Auch die längeren Zeiträume bis zur Inbetriebnahme eines Endlagers nimmt das NBG in den Empfehlungen in den Blick. Zwischen- und Endlagerung sollten stärker als zusammenhängende Aufgabe betrachtet werden.

Nach Auffassung des Gremiums müssen Sicherheitsstrategien angesichts längerer Lagerzeiträume sowie veränderter technischer und sicherheitspolitischer Rahmenbedingungen regelmäßig überprüft und weiterentwickelt werden. Zugleich sollten Menschen und Kommunen in den Zwischenlagerregionen frühzeitig in die Debatte über die langfristige Zwischenlagerung einbezogen werden.

Standortfläche je nach Wirtsgestein

Wie viel Fläche für ein künftiges Endlager radioaktiver Abfälle erforderlich ist, hängt von der geologischen Beschaffenheit ab. Im Falle eines kristallinen Wirtsgesteins beziffert das Gremium die Mindestfläche auf sechs Quadratkilometer. Bei einem Salzstock wären mindestens drei Quadratkilometer erforderlich. Ein Standort für ein Endlager aus Tonschichten würde sich über etwa zehn Quadratkilometer erstrecken – also etwa die Fläche des Tegernsees in Bayern.

Anfang des Jahres hatte sich das Nationale Begleitgremium nach mehrjähriger Hängepartie erstmals wieder vollzählig zusammengefunden. Nach dem Gesetz soll das NBG aus sechs Bürgervertretern und zwölf anerkannten Persönlichkeiten des öffentlichen Lebens bestehen. Die Bürgervertreter werden in einem Beteiligungsverfahren gewählt und vom Bundesumweltministerium ernannt. Von den zwölf Posten für anerkannte Persönlichkeiten des öffentlichen Lebens waren neun nur kommissarisch besetzt, drei waren unbesetzt. Mehr als zweieinhalb Jahre konnten sich Bundestag und Bundesrat nicht über die Nachbesetzung einigen.

Aufgabe des Gremiums ist „vermittelnde und unabhängige Begleitung des Standortauswahlverfahrens“ für Endlager hoch radioaktiver Abfälle. Vorsitzende des 18-köpfigen ehrenamtlichen Arbeitskreises sind seit diesem Jahr Marion Durst und Karsten Möring. Möring wurde im Dezember 2025 vom Bundestag und Bundesrat als „anerkannte Persönlichkeit des öffentlichen Lebens“ in das Gremium gewählt. Möring saß von 2013 bis 2021 für die CDU im Bundestag. Marion Durst ist Diplompädagogin für Physik und Mathematik.

Der Bericht des NBG mit den Handlungsempfehlungen steht im Internet bereit (mf)

Das Urteil betrifft die verbundenen Rechtssachen C-722/24 „Elektro bizness“ und C-756/24 „Jelgavas autobusu parks“ aus Lettland. Gegenstand war die Auslegung von Artikel 2 Nummer 41 und Artikel 7 der EU-Strombinnenmarktrichtlinie 2019/944. In beiden Fällen ging es um Leitungen, über die Kunden unmittelbar von Erzeugern mit Strom versorgt werden sollten. Die lettische Regulierungsbehörde hatte die Vorhaben abgelehnt.

Der EuGH unterscheidet zwischen zwei Varianten der Direktleitung. Entweder eine Leitung, die einen einzelnen Produktionsstandort mit einem einzelnen Kunden verbindet, oder eine Leitung, die einen Erzeuger und einen Versorger zur direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, ihren Tochterunternehmen und ihren Kunden verbindet. Bei der zweiten Definition sei das in der Richtlinie verwendete „und“ als „oder“ zu verstehen. Damit kann sowohl ein Erzeuger als auch ein Versorger seine Kunden über eine Direktleitung beliefern.

Nicht erforderlich ist, dass Erzeuger und Kunde vom öffentlichen Netz vollständig getrennt sind. Ein Kunde darf seinen Anschluss an das Verteilernetz als Reserveverbindung behalten. Dafür kann ein angemessener finanzieller Beitrag verlangt werden. Zugleich müssen die Aufgaben des Verteilernetzbetreibers gewahrt bleiben, insbesondere der sichere und zuverlässige Betrieb sowie die langfristige Leistungsfähigkeit des Netzes.

Eine Direktleitung setzt nach dem EuGH keine außergewöhnlichen Umstände voraus. Insbesondere ist nicht erforderlich, dass das öffentliche Verteilnetz den Kunden nicht ausreichend versorgen könnte. Die Richtlinie sieht vielmehr vor, dass Erzeuger und Versorger ihre Kunden über Direktleitungen beliefern können und Kunden einzeln oder gemeinsam auf diesem Weg versorgt werden können.

Ganz frei von nationalen Vorgaben sind Direktleitungen dennoch nicht. Die Mitgliedstaaten dürfen objektive und diskriminierungsfreie Kriterien für Genehmigungen zum Bau von Direktleitungen festlegen. Sie können die Genehmigung etwa von einem zuvor verweigerten Netzzugang oder einem Streitbeilegungsverfahren abhängig machen. Außerdem dürfen sie eine Genehmigung verweigern, wenn andernfalls gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen beeinträchtigt würden. Der EuGH verweist dabei auch auf die Integrität und Tragfähigkeit der Verteilernetze.

Für Modelle mit lokaler Erzeugung kann die Entscheidung damit neue Spielräume eröffnen, denn Leitungen müssen nicht auf eine einzelne Verbindung zwischen Erzeugungsanlage und Verbraucher beschränkt sein. Für die Diskussion hierzulande über Quartiersversorgung, Mieterstrom und die Abgrenzung privater Leitungsstrukturen vom regulierten Netz dürfte die Entscheidung zusätzliche Ansatzpunkte liefern. Ob einzelne Modelle davon profitieren, hängt jedoch von ihrer konkreten Ausgestaltung und den nationalen Genehmigungsregeln ab. (fw)

Neben dem Vertrag stehen die Anlagen „Pächterzustimmung“ und „Muster-Dienstbarkeit“ zur Verfügung. Die Anlage „Pächterzustimmung“ richtet sich an Fälle, in denen die für ein Solarprojekt vorgesehene Fläche bereits an einen Dritten verpachtet ist. Sie könne als Grundlage für eine Vereinbarung dienen, mit der der bestehende Pächter dem Bau der Photovoltaikanlage zustimmt, erklärt die KEA-BW.

Die „Muster-Dienstbarkeit“ soll die Nutzungsrechte des Projektierers beziehungsweise Betreibers an den betroffenen Grundstücken im Grundbuch absichern. Damit soll die rechtliche Grundlage für die Nutzung der Flächen während des Baus und Betriebs der Solaranlage geschaffen werden.

Der Musterpachtvertrag ist auch für Projekte gedacht, die sich über mehrere Grundstücke erstrecken oder an denen mehrere Eigentümer beteiligt sind. Er enthalte Regelungsvorschläge sowohl für die Interessen der Eigentümer an einer verlässlichen Flächennutzung als auch für die Anforderungen der Projektierer an Planungssicherheit und gesicherte Nutzungsrechte, so die KEA-BW.

Das Vertragsmuster und die beiden Anlagen stehen auf der Website der Klimaschutz- und Energieagentur Baden-Württemberg kostenfrei bereit. (mf)

Die Erhebung ergab, dass über alle 54.135.202 Messlokationen betrachtet – also auch die Messlokationen einbezogen, für die kein Pflichteinbaufall nach dem Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) vorgeschrieben ist – 3.172.579 intelligente Messsysteme zum Stichtag verbaut waren. Dies entspricht einer Quote von 5,9 Prozent.

Bei den gesetzlich definierten Pflichteinbaufällen, deren Zahl sich der Bundesnetzagentur zufolge auf 4.831.178 beläuft, stehen mittlerweile 1.259.270 intelligente Messsysteme zu Buche. Das ist eine Quote von 26,1 Prozent. Die Bundesnetzagentur weist darauf hin, dass sich die Auswertung für das erste Halbjahr 2026 nur auf die Pflichteinbaufälle mit einem Verbrauch von 6.000 bis 100.000 kWh Jahresverbrauch und die steuerbaren Anlagen nach § 14a EnWG bezieht.

Bis zum 31. Dezember 2025 waren die grundzuständigen Messstellenbetreiber – diese Rolle hat der Gesetzgeber grundsätzlich dem lokalen Verteilnetzbetreiber zugeschrieben – verpflichtet, mindestens 20 Prozent ihrer Pflichteinbaufälle abzuarbeiten. Bei 77 Unternehmen habe die Quote damals sogar bei null Prozent gelegen.

Im März hatte die Bundesnetzagentur dann begonnen, Aufsichtsverfahren gegen die Grundzuständigen einzuleiten, die die 20-Prozent-Marke bis zum Stichtag nicht erreicht hatten. Wie aus einer aktuellen Mitteilung der Behörde hervorgeht, sind mittlerweile 434 Verfahren eingeleitet worden, davon allerdings 150 auch wieder eingestellt. „Gründe für Einstellungen waren bislang beispielsweise die zwischenzeitliche Erreichung der Quote oder Übertragungen der Grundzuständigkeit“, heißt es in der Mitteilung wörtlich.

Fehler bei Gesamtzahl zum 31. Dezember

Bei der Berechnung der aktuellen Rollout-Zahlen sei aufgefallen, dass sich bei der Aggregation der Gesamtzahlen zum Stichtag 31. Dezember 2025 ein Fehler eingeschlichen habe. Betroffen seien zum Beispiel Messlokationen gewesen, die sowohl eine installierte PV-Anlage von mehr als 7 kW als auch einen Verbrauch von mehr als 6.000 kWh aufweisen. Nach Korrektur der Werte betrage der Zuwachs im ersten Halbjahr 2026 rund 765.000 intelligente Messsysteme, was einer Steigerung der Quote bezogen auf alle Messlokationen von 1,5 Prozentpunkten bedeute. „Die Quoten, die Grundlage der laufenden Aufsichtsverfahren sind, sind hiervon nicht betroffen“, schreiben die Beamten in Bonn.

Die Erhebung zur Jahresmitte zeigt, dass vor allem die großen Messstellenbetreiber beim Rollout intelligenter Messsysteme vorgelegt haben. Die 19 Unternehmen mit mehr als 500.000 Messlokationen haben eine durchschnittliche Einbauquote von 29,7 Prozent erreicht.

Bei den 66 Messstellenbetreibern, die zwischen 100.000 und 500.000 Messstellen im Portfolio haben, beträgt laut Bundesnetzagentur die Einbauquote im Durchschnitt 23,5 Prozent. Und auch die 127 Messstellenbetreiber mit 30.000 bis 100.000 Messlokationen haben mittlerweile durchschnittlich 20,6 Prozent ihrer Pflichteinbaufälle für intelligente Messsysteme abgearbeitet.

Dagegen haben die 591 Messstellenbetreiber mit weniger als 30.000 Messlokationen im Durchschnitt erst 19,2 Prozent geschafft. Die Behörde weist allerdings ausdrücklich darauf hin, dass es sich um eine Durchschnittsbetrachtung handelt und einzelne Unternehmen ihre Pflicht weit übererfüllt haben können, während andere hinterherhinken. Außerdem sei es mit dem bloßen Einbau nicht getan. Die Geräte müssten auch in der Lage sein, Viertelstundenwerte zuverlässig zu erfassen und an die jeweils berechtigten Stellen zu übertragen. „Erst damit wird die technische Grundlage für zeitvariable Tarife, ein transparenteres Verbrauchsverhalten und eine effizientere Steuerung der Netze geschaffen“, so die Behörde.

Über die bisherige Zielmarke von 20 Prozent hinaus werde künftig der Fokus auf sogenannten „Zeitraumquoten“ liegen sowie auf dem Stichtag 31. Dezember 2032, zu dem 90 Prozent aller Pflichteinbaufälle mit intelligenten Messsystemen beziehungsweise intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen ausgestattet sein müssen.

Für den Steuer-Rollout ist jedoch zunächst der 31. Dezember 2026 relevant. Dann müssen 90 Prozent der nach § 30 Absatz 1 MsbG definierten Erzeugungsleistung, die zwischen dem 25. Februar 2025 und dem 30. September 2026 in Betrieb gegangen ist, ausgestattet sein. Die Vorschrift bezieht sich nicht auf die Zahl der Anlagen, sondern auf die kumulierte installierte Leistung eines Betreibers. (fw)

Auch bei der Prozessreife zeige sich ein uneinheitliches Bild. 57 Prozent der befragten grundzuständigen Messstellenbetreiber – diese Marktrolle ist für den nach dem Messstellenbetriebsgesetz geregelten Pflichteinbau von intelligenten Messsystemen zuständig – stufen sich als überwiegend skalierungsfähig ein. Allerdings sieht sich kein Unternehmen bereits als vollständig skalierungsfähig. Der durchschnittliche Reifegrad liegt laut Studie bei 2,7 von fünf Punkten; die Einzelwerte reichen von rund 1,2 bis 3,8.

Nachholbedarf sieht PwC insbesondere bei der Planung der Einbaumengen. 49 Prozent der befragten Unternehmen planen diese noch manuell, weitere 30 Prozent kombinieren ein Planungstool mit Excel. Für den weiteren Hochlauf müssten Planung, Beschaffung, Installation und die Zusammenarbeit mit Dienstleistern enger verzahnt werden.

Beim Einbau selbst gelingt die Installation nach Angaben der Befragten in 74 Prozent der Fälle im ersten Versuch. Scheitert ein Termin zunächst, nennen die Messstellenbetreiber vor allem eine fehlende WAN-Anbindung sowie Probleme vor Ort, etwa die Abwesenheit von Kundinnen und Kunden oder fehlenden Zugang zur Anlage. Beide Ursachen werden von jeweils 84 Prozent der Unternehmen bei erfolglosen Installationen genannt. In 60 Prozent der Fälle erschweren zudem bauliche Gründe wie der Zustand der Anlage oder Platzmangel den Einbau.

Defizite gibt es der Studie zufolge auch bei der Auswertung nach der Installation. Drei Viertel der Grundzuständigen erfassen weder die Kundenzufriedenheit noch die Ursachen von Beschwerden systematisch. Zwar stellen 70 Prozent digitale Informationen wie FAQ-Seiten oder Erklärvideos bereit, 84 Prozent nutzen jedoch kein eigenes CRM- oder Ticketsystem.

An der PwC-Studie nahmen 37 grundzuständige Messstellenbetreiber teil. Zusammen decken sie rund 21 Prozent der Messlokationen in Deutschland ab.

Die Ergebnisse der „PwC Smart-Meter Studie 2026“ stehen auf der Website der Beratungsgesellschaft zum Download zur Verfügung. (fw)

Ein besonders ausgeprägtes El-Niño-Ereignis dürfte 2026 in Teilen Asiens den Strombedarf für Kühlung erhöhen und zugleich die Wasserkraft-Produktion dämpfen. Das könnte die Kohleverstromung insbesondere in Indien und Vietnam weiter stützen.

Bei der Kohleproduktion zeichnet sich dagegen ein Rückgang ab. 2025 blieb die weltweite Förderung mit rund 9,1 Milliarden Tonnen auf Rekordniveau. China, auf das mehr als die Hälfte der weltweiten Produktion entfällt, steigerte seine Förderung um 1,4 Prozent. In den USA zog die Produktion ebenfalls an, während Indien und Australien etwa auf dem Niveau des Vorjahres blieben. In Russland und Indonesien ging die Förderung zurück.

2026 dürfte die weltweite Produktion um rund 1 Prozent sinken, aber zum dritten Mal in Folge höher als bei 9 Milliarden Tonnen liegen. In China ging die Förderung im Juni und Juli nach Sicherheitskontrollen infolge eines schweren Grubenunglücks vorübergehend um rund 10 Prozent zurück.

Mit anhaltend hoher Nachfrage und dem Ziel größerer Energiesicherheit wird jedoch mit einer Erholung gerechnet. In Indien dürfte die Produktion um mehr als 1 Prozent steigen, während Indonesien seine Förderung nach Überangebot und gesunkenen Preisen weiter drosseln könnte. In den USA wird ein Produktionsrückgang von 3 Prozent erwartet. Wie es 2027 weitergeht, hängt stark von der Entwicklung der Gas- und LNG-Märkte ab. (ak)

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 4,73 und 5,31 Euro pro Kilogramm. Am Ende der Kalenderwoche 38 lagen die Gestehungskosten für strommarktbasierten grünen Wasserstoff knapp unter denen für grauen Wasserstoff.
 

Das technische Potenzial an 1.313 ländlichen, stark von erneuerbaren Energien geprägten Standorten beziffert die Studie auf rund 150.000 MW zusätzliche PV-Leistung. Zum Vergleich: In Deutschland sind derzeit erst rund 130.000 MW davon installiert.

Der BSW-Solar will die Ergebnisse in die laufenden Beratungen des Bundestags zum sogenannten Netzpaket einbringen. Die Bundesregierung plant damit, den Ausbau von erneuerbaren Energien und Speichern stärker mit dem Netzausbau abzustimmen. Vorgesehen sind zudem Änderungen bei Netzanschlüssen und beim Umgang mit Netzengpässen.

Nach Ansicht des Verbandes sollten Netzkapazitäten zunächst besser genutzt werden, bevor zusätzliche Gebiete als Netzengpassgebiete ausgewiesen werden. Der BSW-Solar fordert unter anderem einen stärker digitalisierten Netzbetrieb sowie einen erleichterten Einsatz netzdienlicher Batteriespeicher an Umspannwerken.

Doppelte Leistung je Trafo anschließbar

Den Ansatz der Studie bildet nicht allein die Nennleistung eines Transformators. Entscheidend sei vielmehr, wie stark dieser im Jahresverlauf tatsächlich ausgelastet ist. Transformatoren erreichen ihre maximale Übertragungsleistung demnach nur während bestimmter Zeiträume. Batteriespeicher könnten in diesen Phasen Solarstrom aufnehmen und später wieder ins Netz einspeisen. Damit ließe sich die vorhandene Transformatorleistung zeitlich besser ausnutzen. Die Speicher würden Leistungsspitzen bei der Einspeisung abfangen und das Umspannwerk entlasten. Nach dem zentralen Szenario der Studie könnte an einem Umspannwerk insgesamt die doppelte Leistung aus erneuerbaren Energien angeschlossen werden, die der Transformator gleichzeitig übertragen kann.

Voraussetzung ist laut der Studienautoren eine ausreichend dimensionierte und intelligent gesteuerte Batterie. Sie muss die tatsächlichen Leistungsflüsse am Umspannwerk berücksichtigen und insbesondere bei lokalen Einspeisespitzen laden. Auf diese Weise kann die verfügbare Netzkapazität auch in Zeiten genutzt werden, in denen der Transformator ansonsten nur teilweise ausgelastet ist.

Im untersuchten Szenario müsste auf diese Weise im Jahresdurchschnitt lediglich rund ein Prozent des zusätzlich erzeugten Solarstroms wegen der begrenzten Transformatorleistung abgeregelt werden. Die Studie stellt damit nicht allein den Zubau von Speichern, sondern deren Steuerung in den Mittelpunkt.

Potenzial aus 20 Trafos hochgerechnet

Für die Untersuchung analysierte das Fraunhofer IEE zunächst reale Betriebsdaten von 20 Transformatoren an 13 Umspannwerken. Darauf aufbauend modellierten die Forschenden, wie sich zusätzlicher PV-Ausbau mit Großbatteriespeichern auf die Auslastung der Transformatoren auswirken könnte.

In einem zweiten Schritt übertrugen sie die Ergebnisse mithilfe von Ähnlichkeitsanalysen auf 1.313 ländliche Umspannwerke in Deutschland. Diese Standorte sind laut Studie besonders stark durch die Einspeisung erneuerbarer Energien geprägt. Daraus ergibt sich das errechnete technische Potenzial zusätzlicher PV-Leistung.

Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des BSW-Solar, leitet daraus die Forderung ab, vorhandene Netze stärker auszunutzen. „Die entscheidende Frage lautet nicht nur, wie viel Netz wir bauen, sondern auch, wie intelligent wir jedes vorhandene Megawatt Netzkapazität nutzen“, sagte er. Netze müssten umfassend digitalisiert, netzdienliche Speicher an Umspannwerken möglichst bürokratiearm ausgeschrieben und freie Netzkapazitäten für zusätzliche Erzeugungsanlagen genutzt werden, forderte Körnig.

Änderungen am Netzpaket

Konkret sieht der Verband Ansatzpunkte im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG). Netzengpassgebiete sollten aus Sicht des BSW-Solar nur ausgewiesen werden, wenn Netzbetreiber zuvor die Digitalisierung der Mittel- und Hochspannungsnetze umgesetzt und die nach § 11a EnWG möglichen Ausschreibungen für netzdienliche Speicher an Netzengstellen durchgeführt haben.

Zudem fordert der Verband, das Laden von Speichern mit Solarstrom hinter dem Netzverknüpfungspunkt bei temporären Netzengpässen nicht zu behindern. Nach Auffassung des BSW-Solar könnten Speicher damit dazu beitragen, Einspeisespitzen zu verschieben und vorhandene Netzkapazitäten besser auszuschöpfen. An der Finanzierung der Studie haben sich neben dem BSW-Solar insbesondere die Unternehmen und BSW-Mitglieder Schoenergie und Meistro beteiligt.

Die Kurzstudie „Mehr PV-Strom durch intelligente Batteriespeicher“ ist über die Internetseite des BSW-Solar aufrufbar. (sh)

Die drei installierten Blockheizkraftwerke verfügen jeweils über rund 10 MW thermische und 10 MW elektrische Leistung. Das GKH kommt damit auf 30 MW thermische und 30 MW elektrische Leistung. Den erzeugten Strom speisen die Betreiber in das lokale Netz ein. Zwei Heißwasserkessel mit jeweils 8 MW dienen als Reserve. Hinzu kommen zwei Druckwärmespeicher mit einer thermischen Leistung von zusammen rund 40 MW sowie drei Fernwärmepumpen. 

„Durch die enge Zusammenarbeit haben wir den vorzeitigen Kohleausstieg erfolgreich in Hanau umgesetzt und die Wärmeversorgung der Stadt langfristig gesichert“, sagte Mainova-Vorstand Martin Giehl. Zum Bau und Betrieb des gemeinsamen Kraftwerks wurde 2021 die Gemeinschaftskraftwerk Hanau GmbH & Co. KG gegründet. An dieser sind die Mainova zu 50,1 Prozent und die Stadtwerke zu 49,9 Prozent beteiligt. 

Nach Angaben der Stadtwerke und Mainova sinken die CO2-Emissionen der Hanauer Fernwärme durch den Brennstoffwechsel und die neue Erzeugungstechnik um 40 Prozent. Die Unternehmen beziffern die Einsparung auf rund 45.000 Tonnen CO2 pro Jahr. Das Kraftwerk erreicht nach Angaben der Betreiber einen Wirkungsgrad von mehr als 90 Prozent. Die Motoren sind nach Angaben der Unternehmen für einen späteren Einsatz von Wasserstoff ausgelegt. Voraussetzung für einen solchen Brennstoffwechsel bleibt allerdings, dass grüner Wasserstoff in ausreichender Menge verfügbar ist. Einen Zeitpunkt für die Umstellung nennen die Unternehmen nicht.

Abwärme aus Rechenzentrum vorgesehen

Die Betreiber wollen die Wärmeversorgung in weiteren Schritten verändern. Geplant ist, Abwärme aus einem benachbarten Rechenzentrum in das Versorgungskonzept einzubinden. Dadurch soll der Einsatz von Brennstoffen im Gemeinschaftskraftwerk sinken. Angaben zur verfügbaren Abwärmeleistung, zum geplanten Anteil an der Fernwärmeerzeugung oder zum Zeitpunkt der Einbindung enthält die Mitteilung nicht.

Langfristig sehen die Stadtwerke Hanau und die Mainova außerdem den Einsatz von grünem Wasserstoff vor. Das Konzept folgt damit einem mehrstufigen Ansatz: Auf den Wechsel von Kohle zu Erdgas sollen die Nutzung von Abwärme und schließlich der Einsatz von Wasserstoff folgen. Wie sich der Brennstoffbedarf und die CO2-Emissionen in diesen Stufen entwickeln sollen, beziffern die Unternehmen bislang nicht.

„Zusätzlichen Solarstrom produziert eine 240-Kilowatt-Photovoltaikanlage, deren Module sich auf dem Dach sowie der Süd- und Westfassade des Kraftwerks befinden“, ergänzte Oberbürgermeister Claus Kaminsky. Den dort erzeugten Strom nutzt das GKH nach Angaben der Betreiber für den Eigenbedarf.„Hanaus erster Photovoltaikpark mit einer Leistung von 10 Megawatt und das neue Umspannwerk unserer Tochter Hanau Netz, beide in unmittelbarer Nachbarschaft, runden das innovative Energiekonzept ab“, sagte Stadtwerke Hanau-Geschäftsführerin Martina Butz. Diese Anlagen gehören zum Energiekonzept am Standort, sind jedoch von der Strom- und Wärmeerzeugung des Gemeinschaftskraftwerks zu unterscheiden. (hr)

RWE will den Speicher über das bestehende Umspannwerk am Kraftwerksstandort an das niederländische Stromnetz anschließen. Er soll insbesondere einen regionalen Netzengpass im Westen der niederländischen Provinz Noord-Brabant entlasten. Nach Angaben des Übertragungsnetzbetreibers Tennet entsteht die Anlage in der Nähe des 150-kV-Umspannwerks Moerdijk-Noord. Dadurch sollen zusätzliche Netzkapazitäten für Verbraucher und Unternehmen verfügbar werden.
 
Neben dem zeitlichen Verschieben von Strom soll die Batterie auch Netzdienstleistungen übernehmen, wie es weiter heißt. RWE nennt dabei unter anderem Momentanreserve und synthetische Trägheit.

Die Momentanreserve stabilisiert das Stromnetz unmittelbar nach plötzlichen Ungleichgewichten zwischen Erzeugung und Verbrauch. Synthetische Trägheit ahmt dabei elektronisch die stabilisierende Wirkung rotierender Massen konventioneller Kraftwerke nach.

Da Wind- und Solaranlagen kaum rotierende Masse ins Netz einbringen, fehlt mit dem Rückgang konventioneller Kraftwerke ein Teil der natürlichen Frequenzstabilisierung. Batteriespeicher können diese Wirkung elektronisch nachbilden und auf Frequenzabweichungen binnen Millisekunden reagieren.

Eine weitere Aufgabe sieht RWE bei der Integration seines Offshore-Windprojekts „OranjeWind“. Der 795-MW-Windpark entsteht gemeinsam mit dem französischen Energiekonzern Total Energies. Das Projekt ist darauf ausgelegt, die Windstromerzeugung stärker mit dem tatsächlichen Strombedarf in Einklang zu bringen. Der Speicher in Moerdijk soll dafür Strom aufnehmen, wenn viel Windenergie zur Verfügung steht, und ihn bei höherem Bedarf wieder ins Netz einspeisen.

RWE kombiniert „OranjeWind“ zudem mit weiteren flexiblen Verbrauchern und Speichern an Land. Dazu zählen Elektrolyseure, E-Kessel und intelligentes Laden. Ziel ist es, Schwankungen der Windstromproduktion auszugleichen und die erzeugte Energie stärker zu nutzen, wenn sie im Stromsystem benötigt wird.

Nikolaus Valerius, Vorstandsvorsitzender der RWE Generation, verweist zugleich auf die Bedeutung des Projekts für das regionale Stromnetz. Nach Angaben des Unternehmens könnte der Speicher rechnerisch den Strombedarf von rund einer halben Million Haushalten für fast drei Stunden decken. Diese Angabe dient allerdings lediglich der Veranschaulichung der Speichermenge; tatsächlich soll die Anlage in das Stromsystem eingebunden und unter anderem für die Netzstabilisierung eingesetzt werden.

RWE entwickelt und betreibt Batteriespeicher in Europa, den USA und Australien. Nach Unternehmensangaben verfügen die derzeit betriebenen Anlagen zusammen über eine Leistung von rund 1.700 MW. Weitere Batteriespeicher mit insgesamt 3.000 MW befinden sich derzeit im Bau. Das Unternehmen will seine Speicherkapazitäten weltweit weiter ausbauen. (ds)

 
Die Anzahl der Smart Homes verzeichnet laut Prognose im Jahr 2028 ein signifikantes Wachstum in Anwendungsbereichen. Aus den ausgewählten Bereichen wird das Segment Vernetzung & Steuerung in 2028 mit 48,39 Millionen Nutzern am größten sein. Im Gegensatz dazu liegt auf dem siebten und damit letzten Platz das Segment Gebäudesicherheit (29,06 Millionen Nutzer).

In Huntorf betreibt EWE sieben unterirdische Erdgaskavernen. Eine davon soll künftig Wasserstoff aufnehmen (wir berichteten). Nach der Umrüstung stehen dort rund 16 Millionen Normkubikmeter Arbeitsgasvolumen zur Verfügung. Die Ein- und Ausspeicherleistung soll insgesamt 35.000 Normkubikmeter pro Stunde betragen. Die Inbetriebnahme und den Anschluss des Wasserstoffspeichers an das Wasserstoff-Kernnetz plant EWE im Jahr 2028.

Die Gasaufbereitung übernimmt dabei eine wichtige Funktion: Wasserstoff muss für Transport und Nutzung bestimmte Qualitätsanforderungen erfüllen. Insbesondere Wasser und andere Verunreinigungen müssen begrenzt werden. Der Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) sieht die Sicherstellung der Gasqualität als Voraussetzung für die Integration von Wasserstoff in bestehende und neue Gasnetze.

Die von Bilfinger gelieferte Anlage soll den Wasserstoff deshalb nach der Ausspeicherung trocknen. Damit soll die für den Weitertransport erforderliche Gasqualität hergestellt werden. Die Aufbereitung ist somit ein Bindeglied zwischen der unterirdischen Speicherung und der Einspeisung in das Wasserstoffnetz.

„H2Dry“ erstmals kommerziell eingesetzt

Bilfinger setzt in Huntorf erstmals seine selbst entwickelte „H2Dry“-Technologie im kommerziellen Maßstab ein. Zuvor erprobte das Unternehmen das Verfahren unter anderem am EWE-Gasspeicherstandort Rüdersdorf bei Berlin. Dort sammelten beide Unternehmen bereits Erfahrungen mit der Wasserstoffspeicherung.

„Die Speicherung von Wasserstoff erfordert effiziente und wirtschaftliche Aufbereitungslösungen“, erklärt Ulrich Trebbe, Product Manager Wasserstoff bei Bilfinger. Mit „H2Dry“ wolle das Unternehmen EWE dabei unterstützen, grünen Wasserstoff in den Markt zu bringen.

EWE-Gasspeicher-Geschäftsführer Peter Schmidt sieht Kavernenspeicher vor allem als Puffer zwischen Erzeugung, Import und Verbrauch. Wasserstoff werde nicht zwangsläufig zu dem Zeitpunkt erzeugt oder importiert, zu dem Industrie, Kraftwerke oder andere Verbraucher ihn benötigten. Speicher könnten diese zeitliche Lücke überbrücken. Schmidt fordert zugleich verlässliche regulatorische und wirtschaftliche Rahmenbedingungen sowie einen termingerechten Ausbau des Wasserstoff-Kernnetzes.

Teil der „Clean Hydrogen Coastline“

Der Speicher in Huntorf gehört zum EWE-Projekt „Clean Hydrogen Coastline“. Das Vorhaben soll im Nordwesten Deutschlands Erzeugung, Speicherung, Transport und Nutzung von grünem Wasserstoff miteinander verbinden. Es umfasst vier Teilprojekte und wird als Important Project of Common European Interest (IPCEI) von Bund und Land Niedersachsen gefördert. Die Förderbescheide erhielt EWE im Sommer 2024.

In Rüdersdorf bei Berlin betreibt das Unternehmen eine Testkaverne mit einem Volumen von 500 Kubikmetern. Nach Angaben von EWE habe das Forschungsprojekt gezeigt, dass sich Wasserstoff sicher in Salzkavernen speichern lasse (wir berichteten). Die dabei gewonnenen Erkenntnisse sollen nun in Huntorf auf eine deutlich größere Kaverne übertragen werden.

Insgesamt verfügt EWE über 37 Salzkavernen. Der Konzern will einen Teil seiner bestehenden Speicherinfrastruktur künftig für Wasserstoff nutzen. Solche Speicher sollen größere Mengen über längere Zeit aufnehmen und damit Schwankungen zwischen Wasserstoffangebot und -nachfrage ausgleichen. (ds)

Die Übernahme reiht sich in eine Einkaufstour ein, auf der sich Cubos seit Dezember 2025 befindet. Das Unternehmen sammelte bis September 2026 vier B2B-Ladenetze ein: Zuerst war Swarco dran, dann die in der ganzen D-A-CH-Region vertretene Charge One aus Unterföhring bei München, mit Ladestationen unter anderem für Sixt, Aldi, Rewe, Netto und Tegut, für die B&B-Hotels und für Gewerbeparks.

Im Juli schließlich übernahm Cubos das B2B-Geschäft von Total Energies mit circa 6.000 Ladepunkten. Von Total Energies deutschem Ladegeschäft bleiben 1.187 öffentliche Ladepunkte übrig, die meisten davon von Total Energies Charging auf der grünen Wiese und knapp 90 von Total Energies Marketing, die in Tankstellen integriert sind. Mit der Teilübernahme hatte Cubos mehr als 1.000 Unternehmenskunden.
Mit der neuen Erwerbung Scapo kommt Cubos auf mehr als 16.000 Ladepunkte – und Fortsetzungen folgen, kündigt CEO Marc Wille an. Das sind wesentlich mehr Ladepunkte, als der größte öffentliche Betreiber EnBW Mobility hierzulande hat, nämlich 11.300 laut Ladesäulenregister der Bundesnetzagentur mit Stand 1. September.

Die 16.000 Ladepunkte von Cubos wird man in dem Register vergeblich suchen, denn sie sind nicht öffentlich, für Flotten- und Immobilienkunden. Cubos bezeichnet sich denn auch vorsichtig als „einen der“ größten Ladenetzbetreiber Deutschlands, denn die anderen B2B-Netze sind genauso nicht öffentlich. Umfangreiche B2B-Portfolien könnten auch Eon Drive, EnBW, Siemens E-Mobility, Schneider Electric, Spie, Vinci, DKV Mobility, Virta und Shell haben. Cubos-Chef Wille erklärt aber zur Netzgröße: „Die nächste Entwicklungsstufe des Marktes wird nicht über den einzelnen Ladepunkt entschieden. Entscheidend ist, wer Infrastruktur zuverlässig betreiben und gleichzeitig Energie, Technologie und Services aus einer Hand verbinden kann.“

Als seinen Wettbewerbsvorteil bezeichnet Cubos die Verknüpfung des Ladesäulenbetriebs mit eigener Hard- und Software, Lösungen für Photovoltaik, Batteriespeicher und Energiemanagement. Das Kundenversprechen ist es, gewerbliche Ladeinfrastruktur stärker mit der gesamten Energieversorgung von Unternehmen zu verzahnen.

Cubos übernimmt sowohl die Kundenverträge von Scapo als auch deren Beschäftigte. Der Betrieb werde nahtlos weitergeführt und schrittweise in die eigenen Strukturen integriert, heißt es. (geo)

Frommer kommt vom Automobilzulieferer Mahle, wie es weiter heißt. Der Maschinenbauingenieur verfügt insbesondere über Erfahrung in der Produktentwicklung sowie im Projekt- und Produktmanagement. Seine berufliche Laufbahn begann er 2008 bei Mahle. 2022 wechselte Frommer zu Bosch und wurde dort Vice President Thermal Systems Engineering & Product Management. Bereits 2023 kehrte er zu Mahle zurück. Seither verantwortet er als Vice President die weltweite Produktentwicklung des Geschäftsbereichs Powertrain & Charging.

Mit Frommers Berufung beendet Vaillant zugleich eine Übergangslösung. Schiedeck hatte den Bereich Technology zum 1. Januar 2026 zusätzlich zu seiner Funktion als CEO übernommen. Mit dem Eintritt Frommers ist zugleich eine weitere Verschiebung der Zuständigkeiten verbunden. Schiedeck gibt Technology ab, übernimmt dafür zum 1. Oktober zusätzlich zu seiner CEO-Funktion das Ressort Operations.
Dieses Ressort wird bislang von Klaus König geführt. König verlässt die Vaillant Group zum 30. September. Nach Angaben des Unternehmens will er sich neuen beruflichen Aufgaben außerhalb von Vaillant widmen. König gehört der Geschäftsführung seit Februar 2022 an. 
 
Damit bleibt die Geschäftsführung der Vaillant Group nach der Neuordnung vierköpfig. Ab 1. Oktober setzt sie sich zusammen aus Norbert Schiedeck als Vorsitzendem und Verantwortlichem für Operations, Armin Frommer für Technology, Stefan Borchers für Finanzen und Dienstleistungen sowie Andreas Meier für Vertrieb, Marketing und Service. Borchers gehört dem Gremium seit Anfang 2018 an, Meier seit Anfang 2024. (sag)

Bei Projekten aus den Ausschreibungsjahren 2023 bis 2025 mit bis zu rund 16 Gigawatt steht die finale Investitionsentscheidung noch aus, dahinter steht ein Volumen von bis zu 50 Milliarden Euro. Entscheidend ist, wann daraus tatsächlich Aufträge werden – aktuell klafft hier eine erhebliche Auftragslücke, die Investitionsentscheidungen in der gesamten Lieferkette blockiert. Das alte Ausschreibungsdesign war zu riskant

Die heutige Unsicherheit hat auch mit dem bisherigen Auktionsdesign zu tun. Die milliardenschweren Gebote beruhen auf Zukunftsannahmen über bis zu zehn Jahre bis zur Inbetriebnahme und eine Projektlaufzeit von bis zu 35 Jahren.
Über einen solchen Zeitraum besteht ein erhebliches Risiko, dass Annahmen zu Strompreisen, Zinsen, Kosten oder Netzanschluss nicht eintreffen. Verschlechtern sich die Rahmenbedingungen, kann ein bezuschlagtes Projekt seine wirtschaftliche Grundlage verlieren – mit ausbleibenden Aufträgen für die Lieferkette. Dieses Risiko darf sich nicht wiederholen.

Um die Unsicherheit auf der Einnahmenseite zu reduzieren, braucht es einen zweiseitigen Contract-for-Difference (CfD): Er sichert Einnahmen über die Laufzeit ab, während Übergewinne staatlich abgeschöpft werden – indexiert an die relevanten Kostenentwicklungen.

Das im Regierungsentwurf vorgesehene Zweistufenmodell ist deshalb kritisch: Zunächst wird geprüft, ob ein Projekt vollständig marktlich realisiert werden kann, erst danach greift der CfD – die bisherige Risikologik bleibt damit im System. Deutschland sollte künftige Offshore-Flächen deshalb direkt über ein CfD-only-Modell vergeben, bei dem Unternehmen weiter um den niedrigsten notwendigen Absicherungspreis konkurrieren.

Ebenso wichtig wie Erlössicherheit ist die Qualität der Zuschlagskriterien selbst. Preis allein darf nicht länger entscheidend sein: Nichtpreisliche Kriterien wie der CO2-Fußabdruck der Fertigung und des Transports sollten so ausgestaltet werden, dass Kapazitäten mit höheren Emissionen und niedrigeren Standards keinen strukturellen Preisvorteil behalten.

Für bestehende Zuschläge braucht es jetzt Klarheit

Für bereits vergebene Flächen braucht es zusätzlich eine einmalige, freiwillige und klar konditionierte Rückgabeoption für Zuschläge aus 2023 bis 2025 ohne finale Investitionsentscheidung. Eine aktuelle Ausarbeitung der Wissenschaftlichen Dienste des Bundestages gibt dem BWO-Vorschlag vom Mai dieses Jahres grundsätzlich grünes Licht, sofern die beihilferechtlichen Fragen sauber gelöst werden.

Zurückgegebene Flächen sollten schnell erneut ausgeschrieben werden, ohne Teilnahme des bisherigen Zuschlagsinhabers – für Hersteller zählt dabei jeder gewonnene Monat, da Kapazitäten lange im Voraus disponiert werden müssen.

Zuschläge müssen zu Aufträgen werden

Die WindSeeG-Novelle sollte zwei Aufgaben lösen: für die bestehenden 16 Gigawatt schnelle Klarheit, für neue Flächen ein Design mit hoher Realisierungswahrscheinlichkeit und fairen Wettbewerbsbedingungen. Rückgabeoption, CfD-only, Indexierung und nichtpreisliche Kriterien schaffen dafür die Grundlage und stärken die Nachfrage entlang der gesamten Lieferkette - und damit die industrielle Wertschöpfung in Europa.

Die europäische Industrie hat sich auf „Made in Europe“ vorbereitet: Allein die europäischen Fundamenthersteller haben bereits mehr als 1,3 Milliarden Euro in ihre Kapazitäten investiert. Damit diese Investitionen wirken, braucht es verlässliche Rahmenbedingungen und ein echtes Level-Playing-Field mit vergleichbaren Anforderungen an Material, Umwelt, Arbeitsschutz und staatliche Unterstützung.

Für Hersteller zählt am Ende, dass aus Ausbaupfaden konkrete Projekte und aus Zuschlägen konkrete Made-in-Europe-Aufträge werden, die die Auftragslücke schließen. Genau daran sollte sich das neue WindSeeG messen lassen.
* Korbinian Ott ist stellvertretender Vorstandsvorsitzender des Bundesverbands Windenergie Offshore und kaufmännischer Geschäftsführer von Steelwind Nordenham.
 

So haben sich die Schäden an der saudischen Ost-West-Pipeline als geringer als erwartet erwiesen. Einige Quellen berichten zudem von erhöhtem Schiffsverkehr durch die Hauptexportroute Straße von Hormus. Hoffnungen knüpfen sich zudem an die UNO-Vollversammlung ab Dienstag dieser Woche in New York. US-Präsident Donald Trump erklärte sich bereit, den iranischen Präsidenten Masoud Pezeshkian im Rahmen der Zusammenkunft in New York zu treffen.

Doch stehen die Zeichen keineswegs einhellig auf Entspannung. Wie der Sender CNBC berichtete, drohte Trump, die iranische Wirtschaft zu zerstören oder die Führung des Landes zu eliminieren, sollte Teheran kein Abkommen mit den USA schließen.

Strom: Tendenziell schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt vor dem Hintergrund rückläufiger Nachbarmärkte am Montag gezeigt. Der Dienstag wurde in der Grundlast mit 226,50 Euro je Megawattstunde gehandelt, für die Spitzenlast mussten 221,00 Euro je Megawattstunde gezahlt werden.

An der Börse wurde der Base mit 226,18 Euro und der Peak mit 220,68 Euro gesehen. Dabei wurden unter den Viertelstunden in der Spitze 647,50 Euro für 19.15 bis 19.30 Uhr verlangt. Keine Viertelstunde lag unter 100 Euro, die günstigste Viertelstundenlieferung war jene nach 14 Uhr mit 115,15 Euro je Megawattstunde.

Am Freitag war der Montag selbst noch mit 132,50 Euro je Megawattstunde gehandelt worden. Grund für den Preissprung von Montag auf Dienstag ist der erwartete massive Rückgang der Erneuerbaren-Einspeiseleistung. Deren Beitrag dürfte am Dienstag mit 17,5 Gigawatt deutlich hinter dem Montagswert zurückbleiben, der mit 41,5 Gigawatt prognostiziert wird. An den Folgetagen rechnen die Meteorologen von Eurowind mit ähnlich niedriger Erneuerbaren-Einspeiseleistung wie am Dienstag.

Am langen Ende verlor das Cal 27 bis zum Nachmittag unter dem Eindruck der Abgaben an den Nachbarmärkten 2,26 auf 128,51 Euro je Megawattstunde.

CO2: Leichter haben sich die CO2-Preise am Montag gezeigt. Der Dec 26 sank bis gegen 14.08 Uhr 0,24 Euro auf 85,65 Euro je Tonne. Das Hoch lag bei 87,59 Euro, das Tief bei 86,35 Euro.

Etwas unterstützend für CO2 dürften sich laut Redshaw Advisors die aktuell hohen Clean-Dark Spreads auswirken. Auf längere Sicht seien die Aussichten am CO2-Markt neutral.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Montag stark nachgegeben. Der Frontmonat am niederländischen TTF fiel bis gegen 14.05 Uhr 4,039 Euro auf 74,851 Euro je Megawattstunde. Der Day-ahead am deutschen THE verlor 3,700 Euro auf 76,700 Euro.

Ebenso wie Öl kann Gas auf der Käuferseite etwas von den Aussichten auf diplomatische Entspannung zwischen Iran und den USA im Rahmen der UN-Vollversammlung profitieren. Möglicherweise hat die US-Regierung vor den Zwischenwahlen im November ein gesteigertes Interesse an einer Entspannung, die sich in niedrigeren US-Energiepreisen niederschlagen dürfte.

Leicht bearish sollten sich auch die höheren LNG-Lieferungen nach Europa auswirken, die in der vergangenen Woche ein Fünf-Monats-Hoch erreichten. Etliche LNG-Exportterminals im atlantischen Becken sind nach Wartungsarbeiten wieder angelaufen. (cdg/geo)