In die Berechnung haben die ÜNB einen geplanten Bundeszuschuss zur anteiligen Finanzierung der Übertragungsnetzkosten einbezogen. Das Bundeskabinett hatte Anfang September 2026 einen Zuschuss von 5,525 Milliarden Euro für 2027 beschlossen. In diesem Jahr beträgt er 6,5 Milliarden Euro. Die Finanzierung soll über den Klima- und Transformationsfonds (KTF) erfolgen und im Energiewirtschaftsgesetz (§ 24d EnWG) verankert werden.

Ohne den Zuschuss würden die Übertragungsnetzentgelte nach Angaben der ÜNB im kommenden Jahr auf 6,52 ct/kWh steigen. Gegenüber dem angesetzten Wert mit Zuschuss entspräche dies einem Unterschied von 2,98 ct/kWh.

Zuschuss soll bis 2029 gelten

Die vier ÜNB begrüßen nach eigenen Angaben die geplante Fortführung des Zuschusses. Laut dem Gesetzentwurf vom 2. September 2026 soll der Bund die Übertragungsnetzkosten auch in den Jahren 2028 und 2029 in gleicher Höhe bezuschussen.

Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung der vorläufigen Netzentgelte ist die gesetzliche Grundlage für den Zuschuss für die Jahre 2027 bis 2029 allerdings noch nicht verabschiedet. Die veröffentlichten Werte stehen daher unter dem Vorbehalt des parlamentarischen Gesetzgebungsverfahrens. Sollte bis zum 7. Dezember 2026 keine entsprechende Rechtssicherheit bestehen, rechnen die ÜNB damit, dass die endgültigen bundeseinheitlichen Übertragungsnetzentgelte für 2027 entsprechend höher ausfallen. Weitergabe an Netznutzer

Die ÜNB weisen darauf hin, dass sie den geplanten Zuschuss vollständig zur Senkung der Netzentgelte einsetzen müssen. Als regulierte Unternehmen erhalten sie nach eigenen Angaben keinen finanziellen Vorteil aus der Förderung.

Von den niedrigeren Übertragungsnetzentgelten profitieren zunächst die Kunden, die Strom aus dem Übertragungsnetz beziehen. Über die nachgelagerten Verteilnetze kann sich die Entlastung auch auf weitere Stromkunden auswirken. Wie stark sie dort ankommt, hängt laut den ÜNB von den jeweiligen Netzstrukturen und Kosten der regionalen Verteilnetze ab.

Die Höhe der Netzkosten wird nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber vor allem durch Maßnahmen zur Sicherung der Systemstabilität sowie durch Investitions- und Betriebskosten für die Netzinfrastruktur bestimmt. Zum Systembetrieb gehört etwa das Engpassmanagement, mit dem Überlastungen im Stromnetz vermieden werden sollen. Mit dem weiteren Ausbau des Übertragungsnetzes sollen die Kosten für das Engpassmanagement perspektivisch zurückgehen. (sh)

Die Stiftung Umweltenergierecht untersucht auf 48 Seiten rechtliche Fragen der Energiewende. In der aktuellen Studie analysieren die Autoren, inwieweit der deutsche Gesetzgeber für Maßnahmen an bestehenden 110-kV-Verteilernetzen auf Planfeststellungsverfahren verzichten könnte. Im Mittelpunkt stehen Ersatzneubauten sowie Änderungen und Erweiterungen bestehender Netzinfrastruktur.

Für den Ausbau der Verteilernetze erwartet die Branche in den kommenden Jahren einen erheblichen zusätzlichen Bedarf. Neben technischen und planerischen Anforderungen können Genehmigungsverfahren den Ausbau verlängern. Die Studie untersucht deshalb, ob mehr Verfahrensfreiheit ein Ansatz zur Beschleunigung sein kann.

Planfeststellung ist nicht zwingend

Nach derzeitiger Rechtslage benötigen Ertüchtigungen bestehender Verteilernetze in der Regel ein Planfeststellungsverfahren. Je nach Vorhaben können außerdem eine Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) oder eine Umweltverträglichkeitsvorprüfung erforderlich sein.

„Während der Gesetzgeber für die Übertragungsnetze in den vergangenen Jahren zahlreiche Vorschriften zur Genehmigungsbeschleunigung geschaffen hat, stand die Verteilernetzebene bislang weniger im Mittelpunkt“, sagt Frank Sailer, Forschungsgebietsleiter der Stiftung Umweltenergierecht und Co-Autor der Studie.

Die Untersuchung kommt zu dem Ergebnis, dass der deutsche Gesetzgeber das Planfeststellungsverfahren für Ertüchtigungen im Verteilernetz grundsätzlich abschaffen könnte. Europarechtlich sei ein Planfeststellungsverfahren nicht vorgeschrieben. Damit könnte ein umfangreiches Verfahren mit zahlreichen verfahrens- und materiell-rechtlichen Anforderungen entfallen.

Allerdings lässt sich die Planfeststellung laut Studie nicht vollständig durch Verfahrensfreiheit ersetzen. Das europäische Umweltrecht kann im Einzelfall eigene Prüf- und Entscheidungspflichten vorsehen. Diese müssten auch dann erfüllt werden, wenn kein Planfeststellungsverfahren mehr stattfindet.

Das gilt insbesondere für Vorhaben, die unter die UVP-Richtlinie fallen. Sie schreibt für entsprechende Projekte ein Genehmigungserfordernis vor. Eine vollständige Verfahrensfreiheit sei deshalb nach der derzeit geltenden Rechtslage nicht möglich, schreiben die Autoren.

Mehr Eigenverantwortung für Netzbetreiber

Ein Verzicht auf die Planfeststellung könnte nach Einschätzung der Stiftung dennoch Beschleunigungspotenzial erschließen. Gleichzeitig entfielen aber bestimmte rechtliche Wirkungen des Verfahrens. Dazu zählt etwa die enteignungsrechtliche Vorwirkung. Auch die rechtsgestaltende Wirkung der Planfeststellung würde wegfallen.

Zudem würde sich die Verantwortung stärker auf die Vorhabenträger verlagern. „Vorhabenträger wären weiterhin verpflichtet, die Vorgaben etwa des Natur-, Arten- und Immissionsschutzrechts einzuhalten“, erklärt Co-Autorin Maria Deutinger. Sie müssten diese Anforderungen eigenverantwortlich prüfen und erforderliche Ausnahmen, Befreiungen oder Einzelgenehmigungen bei den zuständigen Behörden beantragen.

Damit könnten neue rechtliche Risiken entstehen. Halten Vorhabenträger die geltenden Anforderungen nicht ein, könnten Behörden nachträglich einschreiten. Nach Darstellung der Studie könnten außerdem Haftungs- und Klagerisiken steigen.

EU-Recht könnte Spielräume erweitern

Parallel zur nationalen Diskussion werden auf EU-Ebene weitere Erleichterungen für den Netzausbau verhandelt. Dazu gehören das sogenannte „Grids Package“ und der „Umweltomnibus“. Die Gesetzgebungsverfahren sind nach Angaben der Stiftung noch nicht abgeschlossen.

Die Vorschläge könnten teilweise europarechtliche Prüf- und Entscheidungspflichten beseitigen, die einer vollständigen Verfahrensfreiheit bislang entgegenstehen. Nach Einschätzung der Studienautoren sind jedoch unter anderem der genaue Anwendungsbereich, die Voraussetzungen und die Rechtsfolgen der geplanten Erleichterungen noch offen.

„Daher lässt sich noch nicht abschließend beurteilen, inwieweit bestehende europarechtliche Hürden für eine vollständige Verfahrensfreiheit tatsächlich abgebaut werden“, sagt Sailer. Damit hängt der Spielraum der EU-Rechtsrahmen für den deutschen Gesetzgeber vom Ausgang der laufenden europäischen Gesetzgebungsverfahren ab. (sh)

Die Jülicher Systemanalyse untersucht dafür drei Szenarien. „Business as usual“ (BAU) dient als hypothetischer Vergleichspfad ohne klimapolitisch angestoßene Veränderungen. „Net Zero 2070“ unterstellt Treibhausgasneutralität im Jahr 2070, während das Szenario „Net Zero“ dieses Ziel bereits für 2050 vorsieht. Die Forschenden verstehen die Szenarien ausdrücklich nicht als Prognosen. 

Im Net-Zero-Szenario steigt die Bedeutung von Strom im Energiesystem. Wind- und Solarenergie übernehmen einen größeren Anteil der Stromerzeugung. Zugleich wächst der Strombedarf, da Elektrizität neben der direkten Versorgung von Haushalten, Industrie und Verkehr auch zur Herstellung von Wasserstoff sowie synthetischen Brenn- und Kraftstoffen eingesetzt wird. 

Importausgaben sinken im Net-Zero-Szenario 

Deutliche Unterschiede ergeben sich bei den Ausgaben für fossile Energieimporte. Im BAU-Szenario liegen sie laut Studie bei rund 240 Milliarden Euro jährlich. Im Net-Zero-Szenario sinken sie auf etwa 26 Milliarden Euro. Die Differenz entspricht allerdings keiner Einsparung in gleicher Höhe, da gleichzeitig Investitionen in europäische Erzeugungsanlagen und Infrastruktur erforderlich werden. 

Auch die Folgen steigender Öl- und Gaspreise unterscheiden sich. Bei einem gleichzeitigen Preisanstieg um 50 Prozent erhöhen sich die jährlichen Systemkosten im BAU-Szenario nach den Berechnungen um rund 38 Prozent. Im Net-Zero-Szenario beträgt der Anstieg weniger als 4 Prozent. 

 
Allerdings steigen mit dem Umbau des Energiesystems andere Importabhängigkeiten. Stahl, Zement und Kupfer werden ebenso benötigt wie Lithium, Silizium und Metalle der seltenen Erden. Die Jülicher Forschenden betonen daher die Bedeutung von diversifizierten Lieferketten, Recycling, Materialeffizienz und europäischen Verarbeitungskapazitäten. 

Netze werden zum europäischen Infrastrukturthema 

Eine wichtige Rolle weist die Studie dem grenzüberschreitenden Energieaustausch zu. Für eine modellierte dreiwöchige Dunkelflaute zeigen die Berechnungen, dass weniger betroffene Regionen über das europäische Stromnetz andere Gebiete versorgen können. Speicher und regelbare Erzeugung ergänzen den Austausch. Bei europaweiten Mangellagen bleiben laut Studie zusätzlich gesicherte Leistung, Speicher und flexible Umwandlungstechnologien erforderlich. 

Damit rückt der Ausbau der Netzinfrastruktur in den Mittelpunkt. Die EU-Kommission beziffert den Investitionsbedarf in die europäischen Stromnetze bis 2030 auf 584 Milliarden Euro. Zugleich soll sich die grenzüberschreitende Übertragungskapazität bis 2030 verdoppeln. Rund 40 Prozent der Verteilnetze in Europa sind nach Angaben der Kommission älter als 40 Jahre. 

Bei Wasserstoff und daraus hergestellten Energieträgern legt sich die Jülicher Studie nicht auf Eigenproduktion oder Importe fest. Welche Kombination wirtschaftlich ist, hänge demnach insbesondere von den Finanzierungskosten europäischer Projekte sowie den künftigen Importpreisen ab. Eine feste Importquote oder vollständige Selbstversorgung empfiehlt die Studie nicht. 

Spätere Transformation verlängert Belastungsphase 
Auch die volkswirtschaftlichen Folgen unterscheiden sich zwischen den Szenarien. In allen drei Modellpfaden wächst nach Angaben des Forschungszentrums die europäische Wirtschaft. Im Net-Zero-Szenario fällt das Bruttoinlandsprodukt während der Transformation zeitweise niedriger aus als im hypothetischen BAU-Pfad. Der größte Abstand ergibt sich Mitte der 2030er-Jahre und nimmt danach wieder ab. 
 
Im Szenario mit Treibhausgasneutralität erst 2070 hält diese Belastung länger an und reicht über 2050 hinaus. Die tatsächlichen wirtschaftlichen Auswirkungen hängen laut Studie unter anderem von politischen Maßnahmen, der Verwendung staatlicher Einnahmen sowie der Anpassungsfähigkeit von Unternehmen und Arbeitsmärkten ab. (kmt)

Die vollständige Studie „Breaking Free From Dependencies? Energy, Materials and Economy in Europe’s Net-Zero Transition“ ist auf den Internetseiten des Forschungsinstituts Jülich abrufbar.

Die Stadtwerke-Initiative Klimaschutz startete vor mehr als vier Jahren in Köln mit 44 kommunalen Versorgern. Inzwischen gehören ihr 87 Unternehmen an. Die Mitglieder verpflichteten sich zunächst, ihre Treibhausgasemissionen systematisch zu erfassen, Dekarbonisierungsstrategien zu entwickeln und über ihre Klimaschutzaktivitäten zu informieren. 

Neue Regeln verändern Kommunikation

Die bisherige Arbeit basierte auf Leitlinien und einem Kriterienkatalog. Die Anforderungen umfassten unter anderem die Bilanzierung der Treibhausgasemissionen nach anerkannten Standards, die Entwicklung von Reduktionsstrategien sowie die Kommunikation über geplante Maßnahmen.

Mit den neuen rechtlichen Vorgaben für freiwillige Umwelt- und Klimaschutzaussagen ändern sich laut ASEW die Rahmenbedingungen. Die EU-Richtlinie „Empowering Consumers for the Green Transition“ (EmpCo) wurde in Deutschland unter anderem über Änderungen des Gesetzes gegen den unlauteren Wettbewerb (UWG) umgesetzt. Seit dem 27. September 2026 gelten für bestimmte freiwillige Umwelt- und Klimaschutzaussagen gegenüber Verbraucherinnen und Verbrauchern strengere Anforderungen.

„Für Stadtwerke ist dies besonders anspruchsvoll, da langfristige Maßnahmen in den Bereichen Wärme, Netze und Erzeugung häufig von Genehmigungen, Fördermitteln, politischen Entscheidungen und technischen Entwicklungen abhängen“, erklärt Maria Nolden, Teamleiterin Klimaschutz der ASEW. Hinzu kämen Aufwände für Datenerhebung, Dokumentation, rechtliche Bewertung und externe Prüfungen.

Da der bisherige Kriterienkatalog mit öffentlich kommunizierten Klimazielen und Maßnahmen verbunden war, führt die ASEW ihn nach eigenen Angaben nicht unverändert fort. Stattdessen sollen sich die Mitglieder freiwillig dazu bekennen, ihre Klimaschutzarbeit weiterzuführen und sich am Erfahrungsaustausch zu beteiligen.

Die ASEW verweist in diesem Zusammenhang auf das Risiko eines zunehmenden „Greenhushings“. Damit ist gemeint, dass Unternehmen aus Sorge vor rechtlichen Risiken weniger über ihre Klimaschutzaktivitäten sprechen. Künftig will die Initiative deshalb stärker konkrete Investitionen, umgesetzte Projekte und nachweisbare Fortschritte in den Mittelpunkt stellen.

Klimaschutz wird Teil der Unternehmenssteuerung

Die Auswertung der Unternehmensberichte zeigt laut ASEW, dass Klimaschutz zunehmend als bereichsübergreifende Aufgabe betrachtet wird. Neben Erzeugungsanlagen und Wärme- und Gasnetzen betreffen die Strategien unter anderem Stromprodukte, Mobilität, Gebäude, Wasserwirtschaft, Beschaffung und die langfristige Unternehmensplanung.

Eine zentrale Grundlage bilden Treibhausgasbilanzen. Die untersuchten Stadtwerke erfassen laut ASEW Emissionen der Scopes 1, 2 und 3. Die Bilanzgrenzen, Referenzjahre, Emissionsfaktoren und methodische Tiefe unterscheiden sich allerdings zwischen den Unternehmen. Insgesamt beobachtet die ASEW eine Entwicklung von einzelnen Projekten hin zu Maßnahmenportfolios und langfristigen Transformationsplänen.

Wärme bleibt zentraler Handlungsbereich

Besonders stark konzentrieren sich die Klimaschutzstrategien auf die Wärmeversorgung. Im Mittelpunkt stehen der Umbau und Ausbau von Wärmenetzen, die Nutzung von Umwelt- und Abwärme, Großwärmepumpen und Solarthermie sowie die Verbindung mit der kommunalen Wärmeplanung.

„Hierbei stehen die Unternehmen vor der nicht gerade kleinen Aufgabe, Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit und technische Machbarkeit miteinander zu verbinden“, sagt Nolden. Weitere Handlungsfelder sieht die ASEW beim Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung, bei Speichern und Flexibilitätsoptionen sowie bei der Zukunft der Gasnetze. Auch Mobilität, Gebäude und der eigene Betrieb spielen eine Rolle.

Nach Angaben der ASEW verknüpfen die Stadtwerke Klimaschutz auch zunehmend mit Unternehmensstrategie, Nachhaltigkeitsmanagement, Investitionsplanung und Geschäftsprozessen. Einen einheitlichen technologischen Transformationspfad gebe es aufgrund unterschiedlicher regionaler Voraussetzungen, Infrastrukturen, Kundenstrukturen und kommunaler Planungen nicht. Die Initiative will deshalb künftig weniger den Vergleich einzelner Stadtwerke und stärker den Austausch über praktische Erfahrungen in den Mittelpunkt stellen. 

Der Jahresbericht der Stadtwerke-Initiative Klimaschutz steht im Internet bereit. (sh)

Von Januar bis September erzeugten Anlagen auf Basis erneuerbarer Energien insgesamt 237,5 Milliarden kWh Strom, wie die Verbände in einer Mitteilung vom 1. Oktober bekannt geben. Gegenüber den ersten drei Quartalen 2025 entspricht das einem Plus von 8,7 Prozent.

Besonders stark stieg die Stromproduktion aus Windenergie auf See mit einem Zuwachs von 19,8 Prozent. Photovoltaikanlagen erzeugten 13,9 Prozent mehr Strom, Windenergieanlagen an Land 9,1 Prozent mehr. In der gemeinsamen Auswertung führen der BDEW und der ZSW diese Entwicklulng auf den weiteren Ausbau der Windkraft und auf günstigere Windverhältnisse zurück.

Gegenläufig entwickelte sich die Wasserkraft: Aufgrund geringer Niederschlagsmengen sank ihre Stromerzeugung um 14,3 Prozent. Bei Biomasse verringerte sich die Produktion um 2,1 Prozent. Die höheren Erträge aus Wind- und Solarenergie glichen diese Rückgänge jedoch mehr als aus.

Photovoltaikzubau steigt auf 11.800 MW

Auch beim Ausbau der Erzeugungsleistung verzeichnen die beiden Verbände Zuwächse. So waren im Marktstammdatenregister für die ersten neun Monate Photovoltaikanlagen mit insgesamt 11.800 MW neuer Leistung registriert. Im Vorjahreszeitraum waren es 11.000 MW. Bei der Windenergie an Land stieg die neu in Betrieb genommene Leistung auf 3.500 MW − von 3.100 MW in den ersten neun Monaten 2025.

Deutlich höher lag auch der Zubau auf See. Im laufenden Jahr gingen bislang Offshore-Windenergieanlagen mit 1.300 MW Leistung neu ans Netz. Zum Vergleich: Im gesamten Jahr 2025 waren es 500 MW.
 
BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae führt den gestiegenen Erneuerbaren-Anteil sowohl auf den Ausbau der Anlagen als auch auf deren Einbindung in das Stromsystem durch die Netzbetreiber zurück. Sie fordert zugleich Entscheidungen zur Weiterentwicklung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) sowie schnellere Verfahren beim Ausbau der Verteilnetze. Nach Angaben des Verbands sind 99,96 Prozent der Erneuerbaren-Anlagen an das Verteilnetz angeschlossen. Dort konkurrieren sie zunehmend mit Industrie, Gewerbe, Batteriespeichern und Wärmepumpen um Netzanschlusskapazitäten.

Solarstrom stellt größten Anteil

Insgesamt erzeugten Kraftwerke und erneuerbaren-Anlagen in Deutschland von Januar bis September 393,6 Milliarden kWh Strom. Das waren 6,3 Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum. Die Photovoltaik steuerte mit 94,7 Milliarden kWh den größten Anteil bei. Es folgten Windenergie an Land (76,2 Milliarden kWh), Biomasse (31,3 Milliarden kWh), Offshore-Windenergie (20,8 Milliarden kWh) und Wasserkraft (10,3 Milliarden kWh). Aus fossilen Energieträgern stammten 156,1 Milliarden kWh.

Dem gegenüber stand ein Bruttostromverbrauch von 391,6 Milliarden kWh. Ein Jahr zuvor waren es laut BDEW und ZSW 385,5 Milliarden kWh. Damit deckten die Erneuerbaren in den ersten drei Quartalen 60,7 Prozent des Bruttostromverbrauchs. Bezogen auf die gesamte Bruttostromerzeugung lag ihr Anteil bei 60,4 Prozent. Für die energiepolitischen Ausbauziele wird nach Angaben der beiden Verbände die Quote am Bruttostromverbrauch herangezogen. Diese Berechnung folgt europäischen Vorgaben und den Zieldefinitionen der Bundesregierung. (ds)

In der Startphase überwacht die DERA demnach knapp 900 Bergbau- und Raffineriestandorte. Das Monitoring konzentriert sich dabei zunächst auf zwölf strategisch wichtige Rohstoffe: Antimon, Kobalt, Kupfer, Eisen, Germanium, Lithium, Mangan, Graphit, Seltene Erden, Titan-Schwamm, Vanadium und Zink. 
 
Gemeinsam mit einem beauftragten Unternehmen wertet die DERA nach eigenen Angaben dafür täglich Millionen Meldungen mithilfe von Big Data und künstlicher Intelligenz aus. Erfasst werden unter anderem Erdbeben, Unwetter, bewaffnete Konflikte, Exportkontrollen und Werksschließungen. Können solche Ereignisse größere Auswirkungen auf Lieferketten haben, will die DERA Unternehmen mit einer Einschätzung der jeweiligen Rohstoffmärkte warnen. 

„Resiliente Rohstofflieferketten sind für die verarbeitende Industrie in Deutschland ein Schlüsselfaktor, um stabile Produktionsprozesse zu gewährleisten. Mit dem Echtzeitmonitoring können wir jetzt die Auswirkungen störender Ereignisse wie Naturkatastrophen, handelspolitische Konflikte oder einzelne Produktionsausfälle auf die Lieferketten sofort bewerten und damit gezielt das Risikomanagement von Unternehmen durch Warnmeldungen unterstützen“, lässt sich DERA-Leiter Peter Buchholz zitieren. 

Das Frühwarnsystem soll zugleich zur Umsetzung des europäischen Critical Raw Materials Act beitragen. Die EU-Verordnung 2024/1252 sieht unter anderem die Überwachung von Versorgungsrisiken bei kritischen Rohstoffen vor. Beobachtet werden sollen beispielsweise Handelsströme, Angebot und Nachfrage, die Konzentration des Angebots, Produktionskapazitäten und die Preisvolatilität. Die EU-Kommission soll zudem gemeinsam mit den Mitgliedstaaten Stresstests für Lieferketten strategischer Rohstoffe durchführen. 

Unternehmen können sich über die DERA-Website für die Warnmeldungen registrieren und dabei ihre Rohstoffpräferenzen angeben. (kmt)

In den ersten acht Monaten des Jahres waren gut 26 Prozent aller neu zugelassenen Pkw rein batterieelektrisch. Im Gesamtjahr 2025 hatte der Anteil noch bei rund 19 Prozent gelegen. Im August 2026 erreichten reine E-Autos bereits gut 32 Prozent der Neuzulassungen und damit den zweithöchsten Monatswert bisher. Plug-in-Hybride kamen im laufenden Jahr im Schnitt auf weitere rund 11 Prozent.

Für die Gesamtflotte bleibt die Elektrifizierung dennoch gering. Ende August waren nach Angaben des DIW rund 2,5 Millionen reine Elektroautos auf deutschen Straßen unterwegs. Bei einem Pkw-Bestand von knapp 50 Millionen entspricht das einem Anteil von 5 Prozent. Der starke Zuwachs bei den Neuzulassungen steht demnach einem weiterhin sehr großen Bestand an Verbrennerfahrzeugen gegenüber.

Für die Verteilnetze ist vor allem diese Entwicklung von Bedeutung: Die Zahl zusätzlicher E-Autos nimmt derzeit zwar schneller zu, die elektrische Fahrzeugflotte ist gemessen am Gesamtbestand aber noch klein. Eine konkrete Prognose für die kommenden Jahre oder für daraus resultierende Ladeleistungen enthält die Studie nicht. Für 2026 erwarten die Autoren allerdings ein Rekordjahr bei den E-Auto-Zulassungen.Anteil von 5 Prozent am Bestand

Beim Fahrzeugmix zeichnet sich zugleich eine leichte Verschiebung ab. Der Trend zu immer größeren batterieelektrischen Autos scheint laut DIW vorerst gestoppt. Der Anteil der Minis, zu denen beispielsweise der Fiant 500 gehört, war von 22 Prozent im Jahr 2021 auf 4 Prozent im Jahr 2025 gefallen. Im laufenden Jahr ist er allerdings bislang wieder auf 5 Prozent gestiegen. Bei Kleinwagen nahm der Anteil von 11 auf 14 Prozent zu. SUVs und Geländewagen blieben ungefähr auf dem Niveau des Vorjahres. Die oberen Fahrzeugsegmente sind bei reinen E-Autos dennoch weiterhin stärker vertreten als im gesamten Neuwagenmarkt.

Noch deutlicher ist die Konzentration auf größere Fahrzeuge bei Plug-in-Hybriden. Dort entfielen 2026 bislang 61 Prozent der Neuzulassungen auf SUVs und Geländewagen, weitere 24 Prozent auf Mittel- und Oberklasse.

Einen zusätzlichen Impuls sieht das DIW in der seit Jahresbeginn geltenden Kaufprämie. Bis Anfang September waren 52.473 Anträge mit einer Fördersumme von 230 Millionen Euro bewilligt; 91 Prozent der geförderten Fahrzeuge waren reine E-Autos. Auf Basis der bisherigen durchschnittlichen Förderung würde das Gesamtbudget von 3 Milliarden Euro für rund 684.000 Fahrzeuge reichen. Dies ist jedoch keine Absatzprognose. Wie viele Käufe tatsächlich zusätzlich durch die Prämie ausgelöst werden, lasse sich derzeit nicht bestimmen.

Unter den geförderten reinen Elektroautos sind Minis und Kleinwagen etwas stärker vertreten als im Gesamtmarkt. Der mengengewichtete durchschnittliche Listenpreis lag bei rund 36.800 Euro.

Der DIW-Wochenbericht mit dem Titel „Rekordjahr für Elektroautos in Sicht, Kaufprämie setzt Impulse“ steht auf der Website des Instituts zum Download zur Verfügung.

Das zeigt der aktuelle Erdgaspreisvergleich des VEA für das zweite Halbjahr 2026. Er umfasst 50 große Netzgebiete und 15 definierte Abnahmefälle. Grundlage sind Vollversorgungsverträge mit Beginn am 1. Oktober 2026 und zwölf Monaten Laufzeit, die im dritten Quartal abgeschlossen wurden. Die Preise enthalten Netznutzung, Messung und Abrechnung, Beschaffung, Konzessionsabgabe, BEHG-Belastungen und eine marktübliche Lieferantenmarge. Erdgas- und Mehrwertsteuer kommen hinzu. 

Rostock am günstigsten, Dresden am teuersten 

Der Durchschnitt aller 50 Netze beträgt 7,99 Ct/kWh. Am günstigsten ist das Netzgebiet der Stadtwerke Rostock mit 7,52 Ct/kWh, am teuersten Sachsen Netz in Dresden mit 8,50 Ct/kWh. Die Differenz von 0,98 Ct/kWh entspricht 13,1 Prozent. Die zehn günstigsten Gebiete liegen im Mittel bei 7,65 Ct/kWh und damit 0,34 Ct/kWh (4,3 Prozent) unter dem Durchschnitt. Die zehn teuersten kommen auf 8,37 Ct/kWh, also 0,37 Ct/kWh (4,7 Prozent) darüber. Zwischen beiden Gruppen beträgt der Abstand 0,72 Ct/kWh oder 9,4 Prozent. 

Hinter Rostock folgen Dortmunder Netz, Netzgesellschaft Düsseldorf, Netzgesellschaft Berlin-Brandenburg, Schwaben Netz (Augsburg), EWE Netz (Teilnetze Ost und West), Energienetze Bayern (München), Wesernetz Bremen und Gasnetz Hamburg. Am oberen Ende der Skala reihen sich hinter Dresden SW Kiel Netz, Syna (Frankfurt), Städtische Werke Magdeburg, Energis-Netzgesellschaft (Saarbrücken), Trave Netz (Lübeck), Netzgesellschaft Potsdam, Netze BW (Stuttgart), Enervie Vernetzt (Lüdenscheid) und Braunschweiger Netz. 

Verunsicherung am Markt: Tranchenbeschaffung im Fokus

Der VEA beobachtet wegen der Turbulenzen im Großhandel eine spürbare Verunsicherung. Aufgrund der niedrigen Speicherstände bieten nicht alle Gasversorger Lieferangebote für Sondervertragskunden an. Mengen- und Preisrisiken geben die Lieferanten weitgehend an die Kunden weiter.

Der Verband empfiehlt Unternehmen deshalb, Alternativen zu klassischen Festpreisverträgen zu prüfen, insbesondere eine tranchierte Beschaffung, auch bei geringem Gasbedarf. Mit VEA-Aktiv bietet er selbst ein Modell an, das die Nachfrage von mehr als 1.300 Unternehmen mit knapp zwei Milliarden kWh Gesamtbedarf bündelt und Mengen- sowie Preisrisiko minimieren soll. (gd)

Veröffentlicht wurden der Leitfaden Bilanzkreismanagement (BKM) und das Prozesshandbuch. Beide bilden den aktuellen Stand der Arbeiten ab. Marktteilnehmer können sich so frühzeitig mit den vorgesehenen Abläufen vertraut machen und die nötigen Vorbereitungen treffen. 

Hinzu kommt eine Guideline für digitale Schnittstellen im künftigen H2-Marktgebiet. Sie dient Marktteilnehmern und technischen Dienstleistern als Grundlage, um die erforderlichen Schnittstellen zu implementieren. 

Die technischen Vorgaben stellt THE zusätzlich auf Github bereit, um die relevanten Informationen zentral und transparent zugänglich zu machen. Neben der API-Guideline finden sich dort ergänzende Dokumente zur JWS-Signatur, zu Websocket und zum Verzeichnisdienst. 

Sämtliche Dokumente sind seit dem 1. Oktober auf der Internetseite der THE und auf Github abrufbar. Die Erstveröffentlichung erfolgt in der Version 0.9. Noch ausstehende Kapitel und Inhalte sollen sukzessive ergänzt und bis Ende 2026 in die Dokumente eingearbeitet werden. THE-Geschäftsführer Torsten Frank erklärte dazu, die schrittweise Veröffentlichung gebe den Beteiligten schon jetzt Orientierung und Transparenz über geplante Prozesse und technische Anforderungen. (gd)

 
Die Statistik zeigt die Herstellung von Braunkohlenbriketts in Deutschland von 1950 bis 2024. Im Jahr 2024 belief sich die Herstellung von Braunkohlenbriketts in Deutschland auf rund 495.000 Tonnen.

Demanch sind die Heizkosten in deutschen Mehrfamilienhäusern 2025 gestiegen, obwohl sich die Energiepreise gegenüber dem Vorjahr kaum verändert haben. Ursache war vor allem die kühlere Witterung und der dadurch höhere Wärmeverbrauch. Je Quadratmeter lagen die Heizkosten demnach rund 45 Prozent über dem Niveau von 2021. Die Energiepreise übertrafen das damalige Niveau um rund 82 Prozent.

Für die Untersuchung wertete Techem Daten von rund 94.000 Gebäuden mit etwa 1,1 Millionen Wohnungen in Deutschland aus. Hinzu kommen Daten von weiteren 1,1 Millionen Wohnungen in ausgewählten europäischen Ländern. Die Angaben beziehen sich auf das Jahr 2025. Die Auswertung umfasst neben Heizkosten und Energieverbrauch auch Daten zu Wärmepumpen, Fernwärme, Wasserverbrauch sowie zur Digitalisierung der Mess- und Abrechnungsprozesse.

Heizkosten unterscheiden sich nach Regionen

Zwischen den Bundesländern zeigen die Daten deutliche Unterschiede bei den Heizkosten. Den höchsten Wert weist das Saarland mit durchschnittlich 14,50 Euro je Quadratmeter auf. Es folgen Schleswig-Holstein mit 12,77 Euro und Hessen mit 12,76 Euro. Am anderen Ende der Auswertung steht Berlin mit 10,34 Euro je Quadratmeter. Nordrhein-Westfalen kommt auf 10,69 Euro, Bremen auf 10,72 Euro.

Noch größer fällt die Spannweite auf Ebene der Städte aus. Techem ermittelte für Ravensburg Heizkosten von durchschnittlich 13,34 Euro je Quadratmeter. In Reutlingen waren es 13,22 Euro und in Sömmerda 13,10 Euro. Den niedrigsten Wert verzeichnete Bielefeld mit 8,99 Euro je Quadratmeter. Rheine und Würzburg kamen jeweils auf 9,93 Euro. 

Techem führt die Entwicklung der Heizkosten 2025 vor allem auf die gegenüber dem Vorjahr niedrigeren Temperaturen zurück. Die Energiepreise bewegten sich nach Angaben des Unternehmens etwa auf dem Niveau von 2024. Der höhere Wärmebedarf schlug sich daher unmittelbar im Verbrauch und in den Kosten nieder.

Mit Wärmepumpen versorgte Mehrfamilienhäuser kamen in dem von Techem untersuchten Bestand 2025 auf die niedrigsten Wärmekosten je Quadratmeter. Während deren Verbrauchskosten seit 2021 laut Auswertung weitgehend konstant blieben, stiegen sie bei konventionellen Heizsystemen. Techem sieht zugleich Potenzial bei der Betriebsführung bestehender Anlagen. Nach Berechnungen des Unternehmens könnten rund 30 Prozent der untersuchten Wärmepumpen in Mehrfamilienhäusern durch Änderungen beim Betrieb ihren Energieeinsatz senken. Als Beispiel nennt Techem eine datenbasierte Steuerung der Heizungsanlagen. 

Deutschland mit hohen Fernwärmekosten

Für den europäischen Vergleich wertete Techem auch Daten aus mehreren Ländern aus. In diesem Bestand versorgt Fernwärme 52 Prozent der betrachteten Wohnungen und stellt damit den am häufigsten vertretenen Energieträger. Erdgas erreicht einen Anteil von 32 Prozent. Bei den Fernwärmekosten weist Deutschland innerhalb der untersuchten Länder indes den höchsten Wert auf. Techem beziffert die durchschnittlichen Heizkosten für deutsche Fernwärmekunden auf rund 1.057 Euro je Wohnung. In der Schweiz waren es 982 Euro. 

Fortschritte meldete Techem bei der Fernablesung von Messgeräten. Im deutschen Mehrfamilienhausbestand des Unternehmens lassen sich demnach 91,4 Prozent der Geräte aus der Ferne auslesen. Im untersuchten europäischen Bestand beträgt der Anteil 92,8 Prozent. Zum Jahreswechsel 2026/2027 endet die europäische Übergangsfrist für die Umstellung auf fernablesbare Erfassungsgeräte.

Der Atlas untersucht außerdem den Einsatz intelligenter Messsysteme in Verbindung mit Mieterstrom und gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung. Photovoltaikanlagen deckten in den betrachteten Gebäuden nach Angaben von Techem auch während der Wintermonate mehr als 30 Prozent des Stromverbrauchs. Batteriespeicher können den zeitlichen Abstand zwischen Erzeugung und Verbrauch überbrücken und damit den Anteil des innerhalb des Gebäudes genutzten Solarstroms erhöhen.

Die Daten zeigen vor allem, dass die Kostenentwicklung im Gebäudebestand weiterhin vom Preisniveau der vergangenen Jahre geprägt wird. Obwohl die Energiepreise 2025 verglichen zum Vorjahr 2024 weitgehend stabil blieben, lagen sie laut Techem noch rund 82 Prozent über dem Stand von 2021. 

Der Techem-Atlas 2026 steht auf der Internetseite des Unternehmens kostenlos zur Verfügung.

Vögel setzen sich bevorzugt auf die höchsten Stellen einer PV-Anlage, wie das Unternehmen ausführt. Bei geneigten Modulen sei dies häufig die obere Kante des Modulrahmens. Beim Landen, Sitzen und Starten könne Kot auf die darunterliegenden Modulflächen gelangen. Rooftech zufolge könnten sich hartnäckige Verschmutzungen mit der Zeit zu sogenannten Hotspots entwickeln und außerdem zusätzliche Reinigungszyklen notwendig machen.

Hotspots entstehen, wenn einzelne Bereiche eines Solarmoduls deutlich weniger Strom erzeugen als benachbarte Zellen. Der Strom der übrigen Zellen kann den verschatteten Bereich dann erwärmen. Dauerhaft erhöhte Temperaturen können die Alterung eines Moduls beschleunigen und im ungünstigen Fall Schäden verursachen.

Falk Magnus Strobel, Geschäftsführer von Rooftech, erklärt: „Setzen sich die Flecken fest, entstehen im Laufe der Monate Hotspots, die wiederum die Leistungsdegradation beschleunigen.“ Zudem könnten ungeplante Reinigungen erforderlich werden. Wie hoch Ertragsverluste oder zusätzliche Betriebskosten durch Vogelkot typischerweise ausfallen, beziffert das Unternehmen in seiner Mitteilung allerdings nicht.Pins sollen Landeflächen unattraktiv machen

Rooftech setzt bei seinem System „BirdBlocker TopGuard“ auf Edelstahlpins, die an den oberen Kanten der Modulreihen angebracht werden. Sie sollen verhindern, dass sich Vögel dort niederlassen. Die Pins werden nach Unternehmensangaben mit Edelstahlclips am Modul befestigt; Bohren oder Kleben sei nicht erforderlich. Dadurch lasse sich das System auch an bestehenden Anlagen nachrüsten.

Das System richtet sich insbesondere an Betreiber von PV-Anlagen auf Flachdächern, Freiflächenanlagen und Floating-PV. Bei Anlagen mit geneigten Modulreihen wird der Schutz an deren Oberkante montiert. Für Ost-West-Systeme auf Flachdächern bietet Rooftech eine Variante an, die den oberen Zwischenraum zwischen zwei einander zugeneigten Modulreihen überspannt.

Bei schwimmenden PV-Anlagen sieht das Unternehmen eine größere Zahl von Befestigungsclips vor. Damit soll die Konstruktion höheren Windlasten und Bewegungen der schwimmenden Plattformen standhalten.

Die Roof Tech GmbH vertreibt Komponenten für Metalldächer und Photovoltaikanlagen. Dazu gehören unter anderem Montagesysteme, Kabelmanagement und Vogelabwehrsysteme. Den Bird Blocker des gleichnamigen niederländischen Herstellers vertreibt Rooftech nach eigenen Angaben exklusiv in Deutschland, Österreich und der Schweiz.

Ob und in welchem Umfang sich das System wirtschaftlich rechnet, hängt unter anderem von Standort, Vogelaufkommen, Größe der Anlage sowie bisherigen Reinigungs- und Ertragsverlusten ab. Rooftech verweist hierzu auf eine projektspezifische Kalkulation. Unabhängige Angaben zur Wirtschaftlichkeit oder zu vermiedenen Ertragsverlusten nennen die Schwaben nicht. (ds)

Die technische Grundlage bildet ein „LoRaWAN“-Funknetz. Zwei Sender decken die vier Gebäude der Senioreneinrichtung über eine Entfernung von rund 300 Metern ab. Über das Funknetz gelangen die Daten der Sensoren und Zähler zu einer zentralen Plattform. Spie setzt damit auf eine Funklösung, um die vorhandenen Gebäude ohne eine umfangreiche zusätzliche Verkabelung nachzurüsten.

„Mit der Kombination aus Lorawan-Konnektivität, präziser Datenerfassung und intelligenter Regulierung schaffen wir die Grundlage für einen ressourcenschonenden Gebäudebetrieb“, sagt Andreas Brosch, Vertriebsleiter im Geschäftsbereich Information & Communication Services bei Spie Germany Switzerland Austria.

LoRaWAN erleichtert Nachrüstung im Bestand

Die installierten Sensoren erfassen kontinuierlich Daten aus Wohn- und Gemeinschaftsräumen. Dazu zählen Temperaturen sowie Informationen zum Heizverhalten und zum Zustand der Fenster. Das System wertet die Daten zentral aus und nutzt sie als Grundlage für die Steuerung der Heizsysteme. Im Fokus stehen dabei Räume mit erhöhtem Verbrauch sowie wenig genutzte Bereiche, in denen bislang dauerhaft hohe Temperaturen herrschten.

Spie hat zudem Beschäftigte der Taunus Residenzen im Umgang mit dem System geschult. Sie können für einzelne Räume eigene Temperaturvorgaben festlegen und diese abhängig von der Tageszeit verändern. Damit soll der Betreiber die Heizwärmeversorgung stärker an der tatsächlichen Nutzung der Räume ausrichten können.

„Diese Technologie ermöglicht uns erstmals, den Heizenergieverbrauch raumgenau nachzuvollziehen und sinnvoll zu optimieren, so dass der Komfort für alle Nutzerinnen und Nutzer jederzeit gewährleistet bleibt“, erklärte Dennis Hase, Geschäftsführer der Taunus Residenzen.

Spie sieht nach eigenen Angaben einen Einsatzbereich der Technik vor allem in Bestandsliegenschaften, bei denen eine zusätzliche Verkabelung mit hohem Aufwand verbunden wäre. Lorawan erlaubt die Funkübertragung der Messwerte über größere Entfernungen und benötigt für die Kommunikation der Sensoren nur eine geringe Datenrate, schreibt das Unternehmen in seiner Mitteilung. Im konkreten Projekt reichen nach Unternehmensangaben zwei Sender aus, um die vier Gebäude zu versorgen. Für Spie verbindet das Projekt damit die Erfassung von Verbrauchsdaten mit der Regelung der Wärmeversorgung.

Dienstleister Spie und die Taunus Residenzen arbeiten bereits seit mehreren Jahren zusammen. Spie betreut nach eigenen Angaben unter anderem Brandmelde- und Lichtrufsysteme der Einrichtung. Mit dem Energiemonitoring erweitern beide Unternehmen die Zusammenarbeit um die digitale Erfassung und Steuerung des Energieverbrauchs.

Spie will entsprechende Lösungen auch für weitere Bestandsgebäude einsetzen. Das Unternehmen verweist dabei auf die Möglichkeit, Verbrauchsdaten zunächst zu erfassen und auf dieser Grundlage den Gebäudebetrieb anzupassen. Ziel seien geringere Energiekosten und CO2-Emissionen. (hr)

Die Infrastruktur, zu der auch eine für Wasserstoff ausgelegte Gasdruckregel- und Messanlage gehört, sowie den Anschluss an das Netz des Fernleitungsnetzbetreibers Ontras errichtet die Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas (Mitnetz Gas), wie die Unternehmen mitteilen. 

Ein erster Bauabschnitt mit rund 400 Metern Leitung auf dem Werksgelände ist bereits fertiggestellt. Der zweite Bauabschnitt soll nun beginnen. Mitnetz Gas nennt Mitte 2027 als geplanten Abschluss des Anschlussprojekts. Die Wasserstoffleitung im Ontras H2-Startnetz soll bis Ende 2027 in Betrieb gehen. Anschließend soll das BMW-Werk vollständig über die neue Infrastruktur versorgt werden können. BMW selbst nennt in seiner Mitteilung einen anderen Zeitplan: Demnach sind Fertigstellung und Anschluss im ersten Halbjahr 2028 vorgesehen.

Wasserstoff für Lackiererei und Intralogistik 

BMW will den über die Pipeline gelieferten Wasserstoff insbesondere für energieintensive Prozesse in der Lackiererei als Ersatz für Erdgas nutzen. Erfahrung in dem Bereich hat der Autohersteller bereits: Wasserstoff ist im Leipziger Werk seit 2022 im Einsatz, schon jetzt sind elf bivalente Brenner installiert, die mit Erdgas oder Wasserstoff betrieben werden können. Sie werden unter anderem für Trocknungsprozesse eingesetzt. 

In der Intralogistik verwendet BMW am Standort Leipzig bereits seit 2013 Wasserstoff. Mehr als 230 Gabelstapler und Routenzugschlepper verfügen nach Unternehmensangaben über einen Brennstoffzellenantrieb. Laut Mitnetz Gas und Ontras soll Wasserstoff künftig zudem als Treibstoff für automatisierte Lastenfahrzeuge dienen. 

„Die Pipeline ermöglicht die Versorgung unserer Lackiererei mit Wasserstoff in völlig neuen Größenordnungen. Sie ist damit ein Meilenstein und Grundpfeiler zur Sicherung unserer künftigen Energie-Resilienz und bietet Potenziale für die weitere Dekarbonisierung unserer Produktion“, lässt sich Petra Peterhänsel, Leiterin des BMW-Werks Leipzig, zitieren.

Anschluss an 600 Kilometer umfassendes H2-Startnetz 

Das H2-Startnetz von ONTRAS soll rund 600 Kilometer Leitungen in Mittel- und Ostdeutschland umfassen. Etwa 80 Prozent davon sollen durch die Umstellung bestehender Erdgasleitungen auf Wasserstoff entstehen. Für die künftige Versorgung hat BMW mit Ontras bereits einen Vertrag zur Reservierung von Transportkapazitäten geschlossen. 

Das Leipziger Anschlussprojekt wird nach Angaben von BMW aus Mitteln des Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) und des Freistaates Sachsen kofinanziert. (kmt)

Die bisherige Techem Solutions GmbH firmiert künftig als Elevion Energy und wird Teil der europäischen Plattform der Elevion Group für Wärme-Contracting und integrierte Energielösungen. Rund 100 Beschäftigte wechseln im Zuge des Verkaufs zu Elevion Energy. Die Geschäftsführung bleibt bei Holger Suschowk und seinem bisherigen Führungsteam.

„Techem Solutions erhält innerhalb der Elevion Group ein ideales Umfeld, um ihr Wachstumspotenzial im Wärme-Contracting weiter auszubauen und ihre Marktposition nachhaltig zu stärken“, sagte Ulrich Schiller, Co-CEO der Techem Group und CEO Deutschland. „Gleichzeitig schärft Techem sein strategisches Profil und konzentriert sich auf die Weiterentwicklung digitaler Lösungen, mit denen wir unsere Kunden bei der Transformation ihrer Gebäude unterstützen.“

Techem und Elevion wollen zudem eine langfristige strategische Partnerschaft eingehen. Geplant seien Investitionen in Digitalisierung, Innovation und die Expansion des Geschäfts.

Techem Solutions bietet Dekarbonisierungs- und Energielösungen für die Immobilienwirtschaft an und ist innerhalb der Techem-Gruppe auf Wärme-Contracting spezialisiert. Das Unternehmen betreibt nach eigenen Angaben rund 2.600 dezentrale Energieerzeugungsanlagen im deutschen Gebäudesektor. Die Mitarbeitenden wechseln im Zuge der Transaktion in die neue Eigentümerstruktur, heißt es weiter.

Mit dem Closing ist die im Vorfeld vereinbarte Transaktion rechtlich vollzogen. Angaben zum Kaufpreis oder zu weiteren finanziellen Bedingungen machte Techem in der Mitteilung nicht.

Der Energie- und Technologiedienstleister Elevion ist laut Website in mehr als 13 europäischen Ländern aktiv. Zur Unternehmensgruppe gehören 80 spezialisierte Tochterunternehmen mit rund 5.000 Mitarbeitenden. Der Hauptsitz befindet sich in Amsterdam. Elevion wiederum gehört zur tschechischen CEZ-Gruppe. (hr)

Die Lynus AG hat ihren Hauptsitz in Tuggen im Schweizer Kanton Schwyz und entwickelt Hard- und Software für Batteriespeicher sowie deren Steuerung und Vermarktung. In Dillingen ist die deutsche Tochter Lynus Deutschland GmbH angesiedelt. Entwicklungskapazitäten unterhält das Unternehmen außerdem im schweizerischen Müstair.

Lynus begründet die Produktion in Deutschland unter anderem mit den unterschiedlichen Anforderungen der Netzbetreiber. Netzanschlusskonzepte können sich je nach Spannungsebene, bestehender Infrastruktur und Netzgebiet unterscheiden. Durch die eigene Fertigung will das Unternehmen die Speichersysteme schneller an projektspezifische Anforderungen anpassen können.

Bei den in Dillingen zu fertigenden Speichersystemen setzt Lynus auf Lithium-Eisenphosphat-Zellen. Nach Angaben des Unternehmens sind die Batteriezellen auf mehr als 8.000 Vollzyklen ausgelegt und sollen dann noch 80 Prozent ihrer ursprünglichen Kapazität aufweisen. Der Wirkungsgrad des Speichersystems auf Gleichstromebene betrage mindestens 94 Prozent. Bei einem vollständigen Lade- und Entladevorgang sollen also höchstens sechs Prozent der Energie verloren gehen.

Die einzelnen Speichereinheiten verfügen laut Lynus über eine Kapazität von rund 800 kWh. Sie lassen sich zu größeren Systemen zusammenschalten. Je nach Ausführung liegt die Lade- und Entladeleistung bei bis zu 500 kW. Lynus bietet die Speicher für Spannungsebenen von 400, 690 und 800 Volt an.

Bei der Entwicklung des Speichersystems legt der Hersteller einen Schwerpunkt auf die Einbindung in Photovoltaikanlagen. Das System lasse sich sowohl auf der Gleichstromseite (DC) als auch auf der Wechselstromseite (AC) integrieren. Bei neuen Solarparks könne der Speicher über sogenannte Maximum-Power-Point-Tracking-Module (MPPT) auf der DC-Seite angeschlossen werden. Zusätzliche Wechselrichter auf dem Weg zwischen Solaranlage und Speicher sind dann laut Lynus nicht erforderlich. Dadurch lassen sich Wandlungsverluste reduzieren. Die AC-Variante richtet sich dagegen insbesondere an Betreiber, die bestehende Anlagen um einen Speicher ergänzen wollen.

Neben der Speicherhardware hat Lynus ein eigenes Energiemanagementsystem (EMS) entwickelt. Die Software steuert Energieflüsse und soll Speicher je nach Einsatzfall für mehrere Anwendungen nutzen können. Nach Unternehmensangaben kommt das auf maschinellem Lernen basierende System bereits in mehr als 1.500 Anlagen in Deutschland und der Schweiz zum Einsatz. Lynus koppelt die Steuerung zudem mit der Vermarktung von Strom und Speicherflexibilität an unterschiedlichen Strommärkten. (ds)

Temmen bringt Erfahrung in Konzernentwicklung, Transformation, operativer Führung und Technologie mit, wie es in einer Unternehmensmitteilung heißt. Ihre Laufbahn verbinde internationale Industrie und Maschinenbau mit Digitalisierung, neuen Geschäftsmodellen und unternehmerischer Entwicklung. Sie habe Geschäftsfelder weiterentwickelt, Unternehmensintegrationen begleitet und internationale Wachstums- und Transformationsprojekte verantwortet.

Der bereits begonnene Transformationsprozess der Gruppe, so die Stadtwerke Norderstedt, soll unter Temmens Verantwortung fortgeführt werden. Sie ist in Norddeutschland aufgewachsen und hat Betriebswirtschaft sowie European Management in Bremen und London studiert. 

Franziska Hegemann, Chief People Officer der Stadtwerke Norderstedt Gruppe, hob Temmens Fähigkeit hervor, strategische Entwicklung mit wirksamer operativer Umsetzung zu verbinden. Im Auswahlprozess hätten zudem unternehmerischer Blick, Stakeholdermanagement und Visionskraft überzeugt. 

Temmen will nach eigenen Angaben nicht mit einem fertigen Transformationsprogramm starten. Zunächst möchte sie zuhören, die Bereiche kennenlernen und klären, was bewahrt werden soll. Ihr Ansatz: Ideen früh testen, aus Ergebnissen lernen und erfolgreiche Lösungen weiterentwickeln, gestützt auf datenbasierte Steuerung, kurze Entscheidungszyklen und bereichsübergreifende Zusammenarbeit. Das Wissen der Mitarbeitenden über Technik, Netze, Anlagen und Kunden sieht sie als wesentliche Grundlage der weiteren Entwicklung. (gd)

Die US-Blockade zeigt offenbar Wirkung, wodurch die USA in ihrer Hoffnung bestärkt werden, doch noch einen Siegfrieden zu erreichen. Doch erstaunlicherweise ist die Wirkung auf die Ölpreise aktuell sehr begrenzt. Vor dem Krieg soll Iran rund 1,7 Millionen Barrel pro Tag exportiert haben, die vor allem nach China gingen. Diese Menge muss Peking nun bei anderen Anbietern zukaufen, wodurch sich der Wettbewerb am Weltmarkt erhöht und die Preise anziehen.

Strom: Fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt vor dem Hintergrund steigender Gas- und Ölpreise am Donnerstag präsentiert. Der Day-ahead gewann im Base um 5,25 auf 200,75 Euro je Megawattstunde und im Peak um 1,75 auf 202,25 Euro je Megawattstunde. Börslich zeigte sich die Grundlast mit 200,50 Euro, die Spitzenlast mit 202,07 Euro.

Ursache für den Preisanstieg ist die geringere Erneuerbarene-Enspeiseleistung, die vom Berichtstag zum Freitag von 19,2 Gigawatt auf 11,9 Gigawatt zurückgehen soll. Dämpfend auf den Preisanstieg sollte sich allerdings die geringere Last von nur 53,2 Gigawatt am Freitag auswirken. Am Berichtstag waren noch 54,3 Gigawatt prognostiziert worden. Am Wochenende dürften die Einspeiseleistungen nur geringfügig höher als am Freitag ausfallen. Höhere Beiträge von Wind und Solar zur Stromgewinnung sollen wieder am Montag und Dienstag der kommenden Woche anfallen.

Am langen Ende gewann das Cal 27 massiv um 5,73 auf 130,72 Euro je Megawattstunde.

CO2: Ein wenig fester haben sich die CO2-Preise am Donnerstag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.38 Uhr 0,41 auf 85,50 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 11,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 85,92 Euro, das Tief bei 84,78 Euro.

Die wiederholte Ablehnung von Kursen über 87 Euro hat gezeigt, dass der Verkaufsdruck für den Dec 26 zunehmen könnte, so die Analysten von Redshaw Advisors. „Die Bären haben es geschafft, die Kurse in dieser Woche bisher schnell um mehr als 2 Prozent nach unten zu drücken und damit deutlich in einen eher neutral-bearishen Bereich zu bringen.“ Allerdings hätten die Bären noch viel Arbeit vor sich, um den längerfristigen Aufwärtstrend zu brechen, führen die Analysten weiter aus. Ein Rückgang unter 83,84 Euro werde hierfür erforderlich sein, hieß es.Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Donnerstag fester gezeigt. Der richtungsweisende Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.47 Uhr 1,150 auf 74,050 Euro je Megawattstunde.

Händler führen die Preisbewegung auf die Sorgen wegen der niedrigen Speicherstände und auf die weiter deutlich reduzierten LNG-Exporte aus der Straße von Hormus zurück. Positiv hat sich dagegen die Versorgung mit norwegischem Erdgas entwickelt, die sich für den Berichtstag auf 321,3 Millionen Kubikmeter beläuft. Auch die Einfuhr von LNG hat im September gegenüber dem Vormonat zugelegt.

Angesichts hoher Gaspreise und der Sorgen vor dem Winter hat Norwegen ein beruhigendes Signal nach Europa übermittelt. Der staatliche Fernleitungsnetzbetreiber Gassco teilte mit, das Land sei für große Lieferungen im kommenden Winter gerüstet. „Mit dem Beginn der Wintersaison, abgeschlossenen Wartungsarbeiten und einem gut funktionierenden Transportsystem ist der norwegische Festlandsockel gut gerüstet, um die Nachfrage aus Europa zu decken“, sagte der Direktor für den Systembetrieb bei Gassco, Alfred Skaar Hansen. (cdg)