Was kostet die Fernwärme? Wo entstehen neue Großwärmepumpen und Geothermieanlagen? Was tut sich beim Ausbau der Stromnetze sowie beim Hochlauf von Wasserstoff? Und welche Innovationen bietet der Speichermarkt? Die ZFK hat einen Energie-Ticker eingerichtet, um Sie bei den Themen Strom, Gas und Wärme immer auf dem aktuellen Stand zu halten.
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3. September
EVM und Iqony bündeln Wärmenetze im Koblenzer Rauental
Die Energieversorgung Mittelrhein (EVM) und Iqony Energies wollen ihre Wärmenetze im Koblenzer Stadtteil Rauental zusammenführen. Beide Unternehmen haben eine geplante Partnerschaft beim Bundeskartellamt angemeldet. Auch die zuständigen Gremien beider Unternehmen müssen noch zustimmen.
Vorgesehen ist eine gemeinsame Gesellschaft, die die bislang getrennten Netze betreibt und weiterentwickelt. Die bestehenden Wärmeversorgungsverträge sollen auf die neue Gesellschaft übergehen. Für die Kunden soll sich nach Angaben der Partner nichts ändern.
Im Zentrum steht die Verbindung der beiden Netze. Sie soll die Wärmeversorgung im Rauental effizienter machen und weitere Schritte zur Dekarbonisierung ermöglichen. Neben den Netzen selbst bringe die EVM ihre regionale Verankerung ein. Iqony steuere Erfahrung aus Fernwärmeprojekten bei.
Der kommunale Wärmeplan der Stadt Koblenz weist das Rauental als eines von drei Fokusgebieten für Wärmenetze aus. Die Voraussetzungen für ein größeres Netz gelten dort nach der Analyse als besonders günstig. Die beiden bestehenden Netze sollen nach Angaben der Stadt nicht nur dekarbonisiert, sondern auch vergrößert werden.
Der Wärmeplan zeigt zugleich die Größe der Aufgabe. Mehr als 80 Prozent der Wärmeversorgung in Koblenz beruhen derzeit auf Erdgas, weniger als zehn Prozent auf erneuerbaren Energien. Für 2045 sehen die Planer eine Wärmeversorgung vor, die zu gut 70 Prozent über Wärmepumpen und zu knapp 20 Prozent über Wärmenetze erfolgt. Als mögliche Quellen für Netze nennen sie Fluss- und Abwasser-Wärmepumpen sowie mitteltiefe Geothermie.
21. August 2026
Stadtwerke München starten weltweit größte innerstädtische Geothermieerkundung
Die Stadtwerke München wollen ihre Erdwärme massiv ausbauen und haben eine Ingenieurgesellschaft mit einer großflächigen Erkundung beauftragt. Die DMT Group, eine Tochtergesellschaft der TÜV Nord, schätzt das erschließbare Potenzial in einer Mitteilung auf mehr als 1000 Megawatt (MW).
DMT soll dazu auf rund 1100 Quadratkilometern im Rahmen des Projekts "GIGA-M" Daten erheben. Dies sei "die größte seismische Standorterkundung in dicht besiedeltem urbanem Gebiet, die es je gab", heißt es von der Ingenieurgesellschaft aus Essen.
Thermalwärme aus 50 Bohrlöchern
Die Messkampagne solle ein dreidimensionales Bild des Untergrunds liefern und als Grundlage für die Weiterentwicklung der Tiefengeothermie in München und umliegenden Kommunen dienen. Im Großraum München werde Stand jetzt Thermalwasser über rund 50 Bohrungen mit einer thermischen Gesamtleistung von etwa 400 MW genutzt.
Für die Messungen kommen sogenannte Vibrotrucks zum Einsatz; diese Spezialfahrzeuge können kontrollierte Schwingungen in den Untergrund einleiten. Tausende Geophone erfassen dann die reflektierten Signale. Daraus entsteht ein hochauflösendes 3D-Modell, das geologische Strukturen und potenziell geeignete Bereiche für Geothermie sichtbar mache, so DMT. Das Projekt werde vom Bundeswirtschaftsministerium gefördert.
14. August 2026
Netze BW führt Punkteverfahren für Netzanschlüsse ein
Mehr als 20 Gigawatt (GW) offene Anschlussfragen in der Hochspannung – dieser Anschlussansturm hat den Stuttgarter Verteilnetzbetreiber Netze BW dazu bewogen, sein Vergabeverfahren grundlegend umzustellen. Ab dem 1. November vergibt das Unternehmen Netzanschlüsse für Großanlagen ab 950 Kilowatt (kW) nicht mehr nach dem Windhundprinzip, sondern in einem stichtagsbezogenen Punkteverfahren.
Bewertet werden Anträge nach drei Kriterien: Projektreife (maximal 50 Punkte), Ortsgebundenheit (34 Punkte) und Frühzeitigkeit (16 Punkte). Der erste Anmeldezeitraum läuft vom 1. November bis zum 31. Dezember 2026, die erste Vergabe ist für voraussichtlich 1. März 2027 geplant. "Wer sein Vorhaben gut vorbereitet, vollständige Unterlagen einreicht und ein konkretes Projekt nachweisen kann, bekommt schneller einen Netzanschluss", erklärte Jörg Reichert, Vorsitzender der Netze-BW-Geschäftsführung.
Das Verfahren wurde gemeinsam mit dem Verband für Energie- und Wasserwirtschaft Baden-Württemberg (VfEW) entwickelt. Ziel ist eine breite Streuung in Süddeutschland. Vom Windhundprinzip ausgenommen bleiben Anlagen der essenziellen Daseinsvorsorge sowie Einspeiseanlagen unter 950 kW. Neben unlimitierten Netzanschlüssen will Netze BW auch rund 30 flexible Netzanschlussvereinbarungen abschließen.
Ähnliche Verfahren setzen sich auch andernorts durch. Die Eon-Töchter Bayernwerk Netz, Edis und SH Netz pilotieren ein kriterienbasiertes Zuteilungsverfahren für Anschlussanfragen über 1000 kW — mit den Kriterien Projektreife, effiziente Netznutzung, lokale Gebundenheit und Regionalszenario.
Auch Mitnetz Strom prüft den Wechsel zum Reifegradverfahren, die Hamburger Energienetze stellen ihr Verfahren in der zweiten Jahreshälfte 2026 auf das Repartierungsverfahren um, Stromnetz Berlin setzt bereits seit Ende 2025 darauf.
14. August 2026
Norddeutsche Netzbetreiber wollen Schluss mit dem Windhundprinzip
Lange Wartezeiten bei Batteriespeicherprojekten bringen den Verband der Norddeutschen Energie- und Wasserwirtschaft (VNEW) dazu, das Windhundprinzip bei der Vergabe von Netzanschlüssen in Verteilnetzen infrage zu stellen.
Der Verband fordert, das Reifegradverfahren, das auf Übertragungsnetzebene seit April 2026 gilt, auch auf norddeutsche Verteilnetze auszuweiten. Projektierer müssten dabei Nachweise zu Fläche, Finanzierung und Genehmigungsstand erbringen, bevor ein Netzanschluss zugeteilt wird.
"Ein Speicherprojekt ohne gesicherte Fläche oder Finanzierung blockiert dieselbe Kapazität wie ein fertig geplantes Projekt. Das kostet uns Zeit, die wir für die Energiewende nicht haben", sagt Roman Kaak, Geschäftsführer des VNEW. VNEW-Vorstandsvorsitzender Andreas
Wulff appelliert zugleich an Speicherbetreiber, ihre Anlagen steuerbar zu machen und sich auf flexible Anschlussvereinbarungen einzulassen.
Der VNEW weist zudem den Vorwurf zurück, seine Mitgliedsunternehmen bearbeiteten Netzanschlussanträge für Großspeicher zu langsam. Oft scheitere die Bewilligung schlicht an fehlenden Kapazitäten auf der vorgelagerten 110-Kilovolt-Netzebene – und nicht an der Bearbeitungsgeschwindigkeit der Verteilnetzbetreiber.
13. August 2026
Fast jeder Zweite erwägt schnelleren Wechsel zur Wärmepumpe
Der sinkende Fördersatz bei der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) erzeugt Handlungsdruck: 45 Prozent der befragten Hausbesitzerinnen und Hausbesitzer erwägen, schneller auf eine Wärmepumpe umzusteigen. Elf Prozent wollen den Wechsel definitiv vorziehen.
Das zeigt der aktuelle Wärmepumpen-Monitor des Berliner Cleantech-Unternehmens Thermondo, für den das Marktforschungsinstitut Appinio zwischen dem 24. und 31. Juli 2026 rund 1000 Eigenheimbesitzerinnen und -besitzer befragt hat.
Im Juli wurde die BEG reformiert: Der Regelfördersatz sank von 55 auf 46 Prozent, was einem Minus von rund 3620 Euro entspricht. Ab Februar 2027 schmilzt die Förderung alle sechs Monate um weitere rund 1000 Euro ab; Ende 2028 stehen statt 12.880 Euro nur noch 7500 Euro zur Verfügung.
Die Wärmepumpe bleibt die klar bevorzugte Heizlösung: 49 Prozent der Befragten würden bei einem Heizungstausch zur Wärmepumpe greifen – ein Höchststand im Monitor. Als stärkstes Kaufargument nennen 63 Prozent sinkende Heizkosten; die staatliche Förderung spielt dagegen nur noch für 33 Prozent eine Rolle. Haupthemmnis bleiben hohe Anschaffungskosten (35 Prozent).
13. August 2026
Bayernwerk Netz vergibt Netzanschlusskapazitäten neu
Wer zuerst kommt, mahlt zuerst – dieses Prinzip gilt beim Regensburger Verteilnetzbetreiber Bayernwerk Netz künftig nicht mehr uneingeschränkt. Das Unternehmen pilotiert ab sofort ein sogenanntes kriterienbasiertes Zuteilungsverfahren für leistungsstarke Netzanschlussanfragen.
Betroffen sind Bezugskunden mit einem Leistungsbedarf von mehr als 1000 Kilowatt (kW) sowie Batteriespeicherkunden mit mehr als 300 kW. Das digitale Antragsportal geht am 12. Oktober 2026 an den Start.
Hintergrund: Die Nachfrage nach leistungsstarken Netzanschlüssen übersteigt vielerorts das Tempo des Netzausbaus – unter anderem wegen langer Genehmigungsverfahren. Das bisherige "First come, first served"-Prinzip begünstigt dabei einzelne Kundengruppen überproportional. Das neue Verfahren soll Kapazitäten anhand veröffentlichter, objektiver Kriterien vergeben. Etwa nach dem Reifegrad eines Projekts, der Möglichkeit eines flexiblen Netzanschlusses und der lokalen Gebundenheit.
Ausgenommen bleiben Einspeiseanlagen, Privathaushalte sowie Einrichtungen der Daseinsvorsorge wie Krankenhäuser und Rettungsdienste. Bayernwerk Netz investiert bis 2030 rund 12 Milliarden Euro in den Netzausbau in Bayern. Das neue Verfahren soll die Wartezeit bis zur Fertigstellung neuer Kapazitäten überbrücken, ersetzt den Ausbau aber nicht.
11. August 2026
Wärmepumpen-Absatz steigt um 40 Prozent – Markt erholt sich
Die deutsche Heizungsindustrie hat im ersten Halbjahr 2026 deutlich mehr Geräte verkauft als im Vorjahreszeitraum. Insgesamt wurden von Januar bis Juni 352.000 Wärmeerzeuger abgesetzt. Das waren 19 Prozent mehr als im ersten Halbjahr 2025, wie der Bundesverband der Deutschen Heizungsindustrie (BDH) meldet.
Besonders stark zulegen konnten Wärmepumpen: 194.500 Geräte wurden abgesetzt, ein Plus von 40 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Damit machen sie erstmals mehr als die Hälfte des Gesamtabsatzes aus. Gasheizungen legten moderat zu (134.000 Geräte, plus 1 Prozent), während Ölheizungen (9500 Geräte, minus 11 Prozent) und Biomasseheizungen (14.000 Geräte, minus 1 Prozent) zurückgingen.
Das Marktvolumen bleibt dennoch weit unter früheren Werten: Im ersten Halbjahr 2023 wurden noch 667.500 Heizungen abgesetzt. Für das Gesamtjahr 2026 rechnet der BDH mit rund 700.000 Anlagen. Im Vorjahr waren es noch 627.000 Anlagen gewesen – der niedrigste Stand seit 15 Jahren.
"Das kräftige Wachstum bei Wärmepumpen ist ein wichtiges positives Signal und zeigt, welches Potenzial im Markt vorhanden ist", sagte Markus Staudt, Hauptgeschäftsführer des BDH. Jetzt komme es darauf an, diese Entwicklung zu verstetigen. Rund vier Millionen Heizungen seien älter als 30 Jahre, über 40 Prozent der 21,5 Millionen Heizungen in Deutschland entsprächen nicht dem Stand der Technik. (Mit Material der dpa)
10. August 2026
Fernwärme: Stadtwerke warnen vor sinkender Wechselbereitschaft
In Halle (Sachsen-Anhalt) ist die Bereitschaft, von Erdgas auf Fernwärme umzusteigen, nach Angaben der Stadtwerke bereits deutlich gesunken. Als Ursache nennen die Stadtwerke das im Juli beschlossene Gebäudemodernisierungsgesetz, das die bisherige Pflicht abschafft, neue Heizungen zu mindestens 65 Prozent mit erneuerbaren Energien zu betreiben. Künftig sind auch neue Gas- und Ölheizungen wieder erlaubt. Die Botschaft, dass Gaskessel auch nach 2045 betrieben werden könnten, sei "mehr als kontraproduktiv", hieß es von den Stadtwerken Halle.
Dabei bleiben die Fernwärmepreise in Sachsen-Anhalt stabil: In Halle sind sie seit Januar 2024 nahezu konstant, in Magdeburg zuletzt sogar leicht unter dem Niveau von Ende 2024. Bundesweit lag der Durchschnittspreis laut der branchengetragenen Transparenzplattform zum 1. April bei 15,6 Cent je Kilowattstunde brutto. Das ist auf Vorjahresniveau.
Auch die Stadtwerke Magdeburg berichten von Verunsicherung bei Investitionsentscheidungen. Fehlende Fördermechanismen könnten zu höheren Preisen führen und den Ausbau gefährden. Sachsen-Anhalts Energieministerium und die Versorger fordern deshalb eine langfristig verlässliche Förderung und eine Aufstockung des Bundesförderprogramms für effiziente Wärmenetze (BEW). Laut Zensus 2022 werden rund 25,6 Prozent der Haushalte in Sachsen-Anhalt mit Fernwärme beheizt. (dpa)
4. August 2026
Ansturm aufs Wasserstoff-Kernnetz: Reservierungen verdoppeln sich
Die Nachfrage nach Kapazitäten im deutschen Wasserstoff-Kernnetz zieht kräftig an. Bis zum 23. Juli 2026 haben Marktteilnehmer knapp 6 Gigawatt (GW) an Ein- und Ausspeise-Kapazitäten zahlungspflichtig reserviert. Das ist doppelt so viel wie noch bei der letzten Erhebung im Mai. Das geht aus dem dritten Marktinformationspaket der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber (WKNB) hervor, das künftig regelmäßig erscheinen soll.
Dass das Kernnetz nicht nur auf dem Papier wächst, zeigt ein aktuelles Praxisbeispiel: Erstmals ist in Deutschland erneuerbarer Wasserstoff über ein im Aufbau befindliches Kernnetz zu einem industriellen Abnehmer transportiert worden. Der vom Energiekonzern RWE in Lingen produzierte Wasserstoff fließt über eine 120 Kilometer lange Leitung des Netzbetreibers Nowega zum Chemiepark Marl des Spezialchemieunternehmens Evonik im Ruhrgebiet.
"Die hohe Nachfrage nach Transportkapazitäten und die damit verbundene Zahlungsbereitschaft sind ein starkes Signal für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft", sagt Barbara Fischer, Geschäftsführerin der Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas (FNB Gas).
In mehreren Clustern übersteigen die Anfragen bereits das ursprünglich vorgesehene Kapazitätsangebot. Für solche Fälle haben die Netzbetreiber ein mehrstufiges Verfahren entwickelt: Zunächst suchen sie nach Optimierungen innerhalb einer Angebotszone, dann prüfen sie eine Umverteilung zwischen Zonen und Clustern. Falls nötig, greifen sie dabei auch auf physische Netzmaßnahmen zurück, etwa Druckanpassungen oder zusätzliche Infrastruktur. Bislang führte das Verfahren in allen Fällen zu einem Reservierungsangebot.
Wichtig für kommunale Netzanschlusskunden: Innerhalb einer Angebotszone lassen sich verfügbare Kapazitäten ohne zusätzliche Prüfung an jedem beliebigen Ein- oder Ausspeisepunkt vermarkten. Die Betreiber rufen den Markt ausdrücklich dazu auf, auch Kapazitäten jenseits des aktuellen Angebots anzufragen. Seit dem Vermarktungsstart am 19. März 2026 dienen die Reservierungen der Absicherung geplanter Liefergeschäfte.
3. August 2026
120-Megawatt-Wärmepumpe: Düsseldorf schreibt Großprojekt aus
Die Stadtwerke Düsseldorf haben den Ausschreibungsprozess für eine Großwärmepumpe mit einer thermischen Leistung von 120 Megawatt (MW) gestartet. Die Anlage soll am Standort Lausward direkt am Rhein entstehen und Flusswärme in das städtische Fernwärmenetz einspeisen. Mit dieser Leistung ließe sich der Wärmebedarf von rund 40.000 Haushalten decken.
Das Projekt wird durch die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) unterstützt und mit Mitteln der Europäischen Union aus dem Fonds NextGenerationEU kofinanziert. "Mit der Nutzung von Flusswärme erschließen wir eine erneuerbare Energiequelle direkt vor unserer Haustür", sagt Julien Mounier, Vorstandsvorsitzender der Stadtwerke Düsseldorf.
Bis 2035 will das Unternehmen rund zwei Milliarden Euro in den Umbau seiner Energie- und Wärmesysteme investieren. Die Großwärmepumpe soll schrittweise realisiert und in das bestehende Netz integriert werden.
Crowdfunding: Stadtwerke Kempen sammeln 1,4 Millionen ein
Die Stadtwerke Kempen starten ein Crowdfunding für einen 2,5-Megawatt-Batteriegroßstromspeicher. Über die Plattform DKB-Crowd wollen sie 1,4 Millionen Euro einsammeln. Anleger erhalten eine Festverzinsung von 4,4 Prozent pro Jahr sowie eine mögliche Erfolgsbeteiligung von bis zu einem Prozent jährlich — bei einer Laufzeit von zehn Jahren.
Der Speicher wurde bereits im April auf dem Kraftwerksgelände an der Otto-Schott-Straße in Kempen (Nordrhein-Westfalen) errichtet. Der reguläre Betrieb soll noch im Laufe des Jahres 2026 aufgenommen werden.
"Mit unserem Batterie-Großstromspeicher schaffen wir die Möglichkeit, überschüssigen Strom zu speichern und die Stromnetze zu entlasten" erklärt Daniel Banzhaf, Geschäftsführer der Stadtwerke Kempen. Bis zum 17. August können sich zunächst ausschließlich Bestandskunden des Versorgers beteiligen, danach öffnet die Zeichnung bundesweit. Das Finanzierungsziel soll spätestens bis zum 31. Oktober erreicht sein.
28. Juli 2026
Biomethan-Ausschreibungen: Branche kämpft gegen EEG-Kahlschlag
Bis zum 4. August können Bieter Gebote für die möglicherweise letzte Biomethan-Ausschreibung der Bundesnetzagentur einreichen. 300 Megawatt (MW) stehen zum Stichtag 1. September zur Verfügung, der Höchstpreis liegt wie in der Vorrunde bei rund 23 Cent pro Kilowattstunde (kWh).
Der Hintergrund ist brisant: Im Referentenentwurf zur EEG-Novelle des Bundeswirtschaftsministeriums ist das Ende der Biomethan-Ausschreibungen vorgesehen. Das Ministerium von Katherina Reiche (CDU) argumentiert, Biomethan werde künftig in anderen Sektoren – etwa im Gebäudebereich – benötigt. In der Branche stößt das auf scharfen Widerspruch.
Aurélie Alemany, CEO des Hannoveraner Energieversorgers Enercity, fordert die Rücknahme der geplanten Streichung von Paragraf 28d EEG. "Erneuerbare gesicherte Leistung darf gegenüber fossiler gesicherter Leistung nicht benachteiligt werden", erklärt sie. Hochflexible Biomethan-Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) könnten in Dunkelflauten zuverlässig erneuerbaren Strom und Wärme liefern und damit fossile Reservekapazitäten ersetzen.
Mehr dazu hier: "Sterbepfad" für Biogas – EEG enttäuscht Branche
Auch der Bauernverband Mecklenburg-Vorpommern schlägt Alarm: Bei mehr als der Hälfte der rund 546 Biogasanlagen im Bundesland läuft in den kommenden fünf Jahren die 20-jährige EEG-Förderung aus. Erste Entscheidungen über den Weiterbetrieb stehen ab Ende 2026 an.
Naturschutzverbände sehen das kritischer: Der Naturschutzbund Deutschland (Nabu) Schleswig-Holstein hatte bereits gefordert, die Förderung für Anlagen mit Energiepflanzen wie Mais auslaufen zu lassen.
20. Juli 2026
München testet günstigere Grundwasserwärmepumpe
In München ist rund ein Drittel der Grundstücke zu klein für eine herkömmliche Grundwasserwärmepumpe: Für die bisher übliche Zwei-Brunnen-Lösung – ein Brunnen fördert Tiefenwasser, ein zweiter leitet es zurück – fehlt schlicht der Platz. Auf dem Gelände des Hauses für Kinder in der Oselstraße in Pasing erproben nun die Technische Universität München (TU München), die Stadtwerke München (SWM), die Landeshauptstadt München und die Brunnenbaufirma Baugrund Süd eine Alternative: ein Einbrunnen-System, das Entnahme und Rückleitung des Grundwassers in einem einzigen Schacht vereint.
Im Brunnen verlaufen zwei separate Rohre. Eine innenliegende Abdichtung verhindert, dass das abgekühlte Rücklaufwasser direkt in die Entnahmezone zurückströmt. Die natürliche Fließgeschwindigkeit des Grundwassers verhindert darüber hinaus, dass das auch großräumig im Untergrund passiert. Das System funktioniert damit ohne den Mindestabstand, den zwei Brunnen einhalten müssen. Es kostet nach Projektangaben rund ein Drittel weniger als die herkömmliche Variante.
In Pasing entstehen gleich zwei Bauweisen des Systems: eine mit zwei parallel angeordneten Rohren innerhalb der Bohrung und eine Rohr-in-Rohr-Variante, die auch bei kleineren Bohrdurchmessern einsetzbar ist. Beide werden mit Sensoren überwacht; geplante Tracertests sollen die Hydraulik der Anlagen detailliert prüfen. Die vollständige Inbetriebnahme als Heizungssystem ist für 2027 geplant, die wissenschaftliche Begleitung läuft bis 2029.
Winzige Turbine, große Wirkung: Fraunhofer bohrt bei Geothermie nach
Viele Geothermieprojekte liefern weniger Wärme als erhofft – weil zu wenig heißes Tiefenwasser gefördert werden kann. Das Forschungsprojekt Uplift setzt genau dort an: Mit einer miniaturisierten Bohrtechnik, der MTD-Technologie des Fraunhofer IEG lassen sich von bestehenden Tiefbohrungen kleine Seitenäste in das umgebende Gestein treiben. Sie vergrößern die Kontaktfläche zum wasserführenden Gestein erheblich und sollen damit mehr Thermalwasser – und damit mehr Wärme – erschließen.
Kern der Technologie ist eine Mikrobohrturbine, die weniger als fünf Zentimeter lang und knapp vier Zentimeter breit ist. Wasserdruck aus einem flexiblen Schlauch treibt sie an; ein diamantbestückter Bohrkopf zerkleinert das Gestein bei hoher Drehzahl. Der Vortrieb liegt je nach Gestein bei rund einem Meter pro Stunde. Im Vergleich zu herkömmlicher Perforation reichen diese Bohrungen fünf- bis zehnmal tiefer in die Formation. Das Verfahren kommt dabei ohne klassische, kostspielige Bohranlagen aus.
Uplift beschränkt sich aber nicht auf die Bohrtechnik. Das Konsortium will außerdem die seismischen Risiken beherrschbar machen, die beim hydraulischen Aufbrechen von Gesteinsschichten entstehen können. Dazu entwickeln die Forschenden ein Echtzeit-Überwachungssystem, das die Injektionsparameter laufend anpasst, um induzierte Erdbeben zu minimieren. Die Koordination von Uplift liegt beim GFZ Helmholtz-Zentrum für Geoforschung in Potsdam. Zum Konsortium aus acht Partnern in fünf Ländern gehören neben dem Fraunhofer IEG auch die ETH Zürich, Geo-Energie Suisse sowie die tschechische Charles University.
Den Praxistest absolviert der Prototyp in der drei Kilometer tiefen Bohrung des tschechischen Forschungszentrums Ringen im nordböhmischen Litoměřice.
14. Juli 2026
Senec stellt Neukundengeschäft ein
Der Leipziger Batteriespeicher-Hersteller Senec, eine hundertprozentige Tochter des Karlsruher Energiekonzerns EnBW, beendet sein Neukundengeschäft. Das Unternehmen hat seine Fachpartner informiert, sich künftig ausschließlich auf Bestandskunden zu konzentrieren. Neue Produkte werden nicht mehr entwickelt oder vertrieben, neue Stromverträge nicht mehr abgeschlossen. Bestehende Verträge, Garantien und Serviceleistungen laufen weiter.
Hintergrund ist eine gescheiterte Investorensuche: EnBW hatte nach einem externen Geldgeber gesucht, um Senecs Wachstumskurs zu finanzieren. Trotz Fortschritten fand sich im schwierigen Marktumfeld kein geeigneter Investor. Ohne externe Finanzierung sei eine profitable Fortführung des bisherigen Geschäftsmodells nicht möglich, teilte das Unternehmen mit.
Senec steckt seit Jahren in der Krise. Nach Bränden von Heimspeichern im Frühjahr 2022 musste das Unternehmen rund 100.000 Speichersysteme der Modelle V2.1 und V3 austauschen. Für 2023 weist Senec einen Verlust von 663 Millionen Euro aus. Stand 30. Juni 2025 waren 83 Prozent der betroffenen Systeme ausgetauscht.
Neue Bestellungen für die Modelle Senec.Home E4 und P4 nimmt das Unternehmen noch bis Ende August an, Auslieferungen laufen bis Ende September, Installationen bis Ende 2026. Das Modell Storage Wall 1 wird ab sofort nicht mehr ausgeliefert.
Offen bleibt, wie es mit dem Unternehmen und seinen Fachpartnern langfristig weitergeht.
14. Juli 2026
Solarausbau im Plus – aber Sondereffekte prägen das Bild
Im ersten Halbjahr 2026 wurden in Deutschland neue Photovoltaik-Anlagen (PV) mit einer Gesamtleistung von rund 7,4 Gigawattpeak (GWp) installiert – neun Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum mit rund 6,8 GWp. Das geht aus einer Auswertung des Marktstammdatenregisters der Bundesnetzagentur hervor, die der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) am Dienstag veröffentlichte.
Der Verband rechnet zudem mit Nachmeldungen: Aufgrund von Erfahrungswerten aus den Vorjahren könnten im ersten Halbjahr sogar bis zu 8,3 GWp neu installiert worden sein.
Das Wachstum erklärt BSW-Solar vor allem mit zwei Sondereffekten: dem gestiegenen Wunsch nach Energieunabhängigkeit infolge der Energiekrisen rund um den Ukraine- und den Irankrieg sowie einem Vorzieheffekt, ausgelöst durch die angekündigten Pläne des Bundeswirtschaftsministeriums, die Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) für neue Solaranlagen ab 2027 weitgehend zu streichen.
Insgesamt sind in Deutschland derzeit mehr als sechs Millionen PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von über 125 Gigawatt installiert. Zusammen mit rund 2,7 Millionen stationären Batteriespeichern decken sie etwa ein Fünftel des deutschen Stromverbrauchs. Bis 2030 soll die installierte Leistung laut gesetzlichem Ausbauziel auf 215 Gigawatt steigen.
"Derzeit befinden wir uns zwar noch auf dem gesetzlichen Ausbaupfad. Das ist jedoch vor allem Sondereffekten zu verdanken", sagte BSW-Solar-Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig. "Die kommenden Jahre sind kein Selbstläufer."
9. Juli 2026
Neuer Wärmespeicher für Gelsenkirchen
Gut zwei Jahre nach dem ersten Spatenstich hat Steag Iqony einen Wärmespeicher in Gelsenkirchen in Betrieb genommen. Das Bauwerk neben dem Heizwerk Gelsenkirchen-Schalke ist 57 Meter hoch, 28 Meter im Durchmesser und fasst bis zu 31 Millionen Liter Wasser. NRW-Wirtschaftsministerin Mona Neubaur (Grüne) und Gelsenkirchens Oberbürgermeisterin Andrea Henze (SPD) waren bei der Inbetriebnahme vor Ort.
Das Prinzip ist simpel und effektiv: Der Speicher ist stets vollständig mit Wasser gefüllt. Im oberen Bereich lagert rund 90 Grad heißes Wasser, das Druck auf den abgetrennten Nutzbereich erzeugt. Dort lässt sich das Wasser auf bis zu 115 Grad erhitzen, ohne zu verdampfen. Im Nutzbereich befinden sich zwei Schichten: oben das heiße Vorlaufwasser, unten das kühlere Rücklaufwasser mit etwa 60 Grad.
Beim Laden zieht eine Pumpe das kältere Wasser von unten ab, erhitzt es über Wärmetauscher auf 115 Grad und speist es oben wieder ein. Soll der Speicher Wärme ins Netz abgeben, läuft der Prozess umgekehrt: Das heiße Wasser oben geht raus, kälteres Rücklaufwasser fließt unten nach.
Der entscheidende Vorteil: Wärme, die gerade nicht gebraucht wird – etwa aus Müllheizkraftwerken oder Industrieanlagen –, lässt sich zwischenspeichern. Später, wenn die Nachfrage steigt oder die Erzeugung knapp wird, lässt sie sich wieder abrufen. Gelsenkirchens Oberbürgermeisterin Henze betonte, dass der Speicher das lokale Fernwärmenetz potenziell zwei volle Tage lang versorgen könne. Das stärke Flexibilität und Versorgungssicherheit gleichermaßen.
Gundolf Schweppe, Chef von Steag Iqony, spricht von einem Meilenstein, der echte Teamarbeit gewesen sei. Er würdigt das Land NRW als Fördermittelgeber und die Stadt Gelsenkirchen als Unterstützerin. Das Land fördert das 30 Millionen Euro teure Projekt mit rund 7,1 Millionen Euro aus dem Programm "progres.nrw".
Ministerin Neubaur nannte die Anlage einen Beweis dafür, wie Fernwärme in Ballungsräumen zukunftsfest wird: "Wir fördern solche Speicher gezielt, weil sie den Unterschied machen zwischen Wärme, die einfach nur da ist, und Wärme, die dann da ist, wenn die Menschen sie brauchen."
Für Gelsenkirchen kommt der Speicher zur rechten Zeit. Die Stadt hat ihren Entwurf zur kommunalen Wärmeplanung gerade öffentlich ausgelegt. Er legt fest, dass das Fernwärmeangebot weiter verdichtet und ausgebaut werden soll.
1. Juli 2026
260 Prozent mehr Solarstrom dank neuem Regler
Die Zahlen sind eindeutig: 2025 mussten Photovoltaikanlagen (PV) um 94 Prozent mehr abgeregelt werden als im Vorjahr. Rund ein Drittel aller Redispatch-Maßnahmen bei erneuerbaren Energien geht inzwischen auf Engpässe in den Verteilnetzen zurück – Tendenz steigend.
Genau in dieses Problem stößt ein neues Gerät: In Hopfgarten (Thüringen) haben die Thüga Aktiengesellschaft aus München, die Thüringer Energienetze (TEN) und der Technologiekonzern Hitachi Energy weltweit erstmals einen Kompakt-Mittelspannungslängsregler (MSLR) in Betrieb genommen. Das Gerät steuert gezielt die Spannung im Netz und erhöht so die Aufnahmefähigkeit bestehender Leitungen – ohne dass neue Leitungen gebaut werden müssen. Berechnungen für ein Beispielnetz ergaben: Durch den Einsatz eines MSLR lassen sich rund 260 Prozent mehr PV-Leistung integrieren.
Der Bedarf ist dringend. Allein im Netzgebiet der TEN sind derzeit 17 Mittelspannungsbereiche ausgelastet und können keine weiteren PV-Anlagen aufnehmen. In der gesamten Thüga-Gruppe stehen Flächennetzbetreiber von der Ostsee bis zu den Alpen vor demselben Problem. Allein durch die Pilotinstallation in Hopfgarten könnten rund 2750 zusätzliche Balkonkraftwerke ans Netz gehen.
Praktisch ist das Gerät zudem: Der MSLR ist etwa so groß wie ein herkömmlicher Ortsnetztransformator und lässt sich ohne Bauarbeiten in bestehende Trafostationen einfügen. In Vorserientests erwies er sich als robust – selbst gegenüber Fehlbedienung. Für Netztechniker unterscheidet sich die Handhabung kaum von der konventioneller Komponenten.
"Berechnungen für Flächenversorger in der Thüga-Gruppe ergeben, dass der Einsatz von MSLR bis 2035 bei einzelnen Netzbetreibern einen dreistelligen Millionenbetrag an Netzausbaukosten sparen kann", sagt Constantin H. Alsheimer, Vorstandsvorsitzender der Thüga Aktiengesellschaft. Hitachi Energy will das Gerät künftig in Serie in seinem Transformatorenwerk im polnischen Lodz fertigen – eine schnelle Verfügbarkeit größerer Stückzahlen ist damit möglich.
Klar ist: Der MSLR ersetzt den klassischen Netzausbau nicht. Er ergänzt ihn – neben regelbaren Ortsnetztrafos, Speichern und Redispatch-Maßnahmen. Die entscheidende Frage ist, wie schnell und in welchem Umfang kommunale Netzbetreiber das neue Instrument einsetzen können – und ob der Regulierungsrahmen dafür die nötigen Anreize setzt.
30. Juni 2026
Frankfurts Stromnetz knackt neue Rekordmarke
Die Hitzewelle der vergangenen Woche hat in Frankfurt am Main einen neuen Rekord beim Stromverbrauch gesetzt. An zwei aufeinanderfolgenden Tagen – am Donnerstag und Freitag, 25./26. Juni – überstieg die sogenannte Tageshöchstlast, also die höchste Leistungsnachfrage innerhalb eines Tages, jeweils die Marke von 900 Megawatt (MW).
Das teilt die NRM Netzdienste Rhein-Main mit, die Netztochter des Frankfurter Energiedienstleisters Mainova. Im Vorjahr hatte der Spitzenwert noch deutlich über 850 MW gelegen, in den Jahren davor bei knapp über 800 MW.
Haupttreiber war der hohe Kühlungsbedarf. Bundesweit sorgten Klimaanlagen in der Hitzewelle für Belastungen in den Verteilnetzen – zu Versorgungsunterbrechungen kam es in Frankfurt aber offenbar nicht. In anderen Städten hatte die Hitze vereinzelt zu Stromausfällen geführt.
"Wieder einmal sorgt eine Hitzewelle für neue Spitzenwerte bei der Tageshöchstlast", sagt Peter Arnold, Vorstand der Mainova. "Ich bin sehr stolz, dass unser leistungsstarkes Netz die Stromversorgung auch unter solchen extremen Bedingungen meistert." Er verweist auf steigende Anforderungen durch Digitalisierung, Energiewende und Bevölkerungswachstum: Die Leistung des Frankfurter Stromnetzes soll sich in den kommenden Jahren mehr als verdoppeln.
22. Juni 2026
Stadtwerke Bruchsal setzen auf Zink-Bromid-Speicher
Das erste europäische Großbatteriespeicherprojekt auf Basis von Zink-Bromid-Technologie entsteht im badischen Bruchsal (Baden-Württemberg) — realisiert von den Stadtwerken Bruchsal gemeinsam mit dem Infrastrukturentwickler Capac Energy, dem Immobilienunternehmen Triwo und der Investmentgesellschaft JP Holding.
In einem Industrie- und Gewerbepark sollen dazu 36 Energie-Container aufgestellt werden, die noch bis Ende 2026 geliefert und in Betrieb genommen werden. Die Zink-Bromid-Batterien stammen vom US-amerikanischen Hersteller Eos Energy Enterprises und werden industriell in Pittsburgh, Pennsylvania, gefertigt.
Zink-Bromid-Speicher gelten als nicht entflammbar, benötigen keine kritischen Rohstoffe wie Lithium, Kobalt oder Nickel und sind auf eine Lebensdauer von über 25 Jahren ausgelegt — bei einer kumulierten Degradation von lediglich rund drei Prozent.
Die Erlöse des Speichers sollen über den marktorientierten Handel an den Strombörsen erzielt werden, darunter Day-Ahead- und Intraday-Arbitrage sowie die Bereitstellung von Systemdienstleistungen — gesteuert über Künstliche Intelligenz (KI)-gestützte Handelsalgorithmen.
"Für uns ist entscheidend, dass dieses Projekt technologisch, sicherheitstechnisch und wirtschaftlich überzeugt", sagt Sebastian Haag, Geschäftsführer der Stadtwerke Bruchsal. "Als regionales Unternehmen wollen wir die Energiewende vor Ort aktiv mitgestalten."
Parallel hat Capac Energy einen Rahmenvertrag mit Eos über zwei Gigawattstunden (GWh) Speicherkapazität für die DACH-Region bis Ende 2031 geschlossen. Weitere Projekte dürften somit folgen.
17. Juni 2026
Post-EEG: Octopus will zehntausende Solaranlagen reaktivieren
Aktuell erreichen in Deutschland zehntausende Photovoltaikanlagen das Ende ihrer 20-jährigen EEG-Förderung. Technisch sind viele noch leistungsfähig, wirtschaftlich aber oft unattraktiv im Weiterbetrieb. Mit einem neuen Komplettpaket will der Energieversorger Octopus Energy Germany diese Lücke schließen.
Das Paket bündelt einen Stromtarif mit fixem Arbeitspreis für Reststrom, eine jährliche Pauschalvergütung für eingespeisten Solarstrom auf Basis der installierten Leistung sowie die Nachrüstung mit Batteriespeicher und neuem Wechselrichter. "Viele Ü20-Anlagen sind technisch in einem guten Zustand, werden aber wirtschaftlich abgeschrieben, weil attraktive Lösungen für den Weiterbetrieb fehlen", sagt Bastian Gierull, Octopus-Deutschland-Geschäftsführer.
Den Batteriespeicher will das Unternehmen automatisch optimieren: Eigenverbrauch, Reststrombezug und Einspeisung werden auf Basis von Wetterdaten, Verbrauchsmustern und Börsenstrompreisen abgestimmt. Überschüssiger Strom wird zu Hochpreiszeiten vermarktet, der Speicher bei günstigen Börsenpreisen mit Netzstrom geladen. Den finanziellen Vorteil gibt Octopus als Pauschale weiter — und übernimmt damit das Marktpreisrisiko.
Das Paket richtet sich auch an Neuinvestoren, die angesichts der laufenden Diskussion über eine mögliche Abschaffung der Einspeisevergütung für private Dachanlagen Planungssicherheit suchen. Je nach Anlagengröße, Speicher und individuellem Verbrauch verspricht Octopus Energy Einsparungen von deutlich über 1000 Euro pro Jahr gegenüber klassischem Strombezug. Der Speicher amortisiere sich in typischen Haushalten in unter sechs Jahren.
9. Juni 2026
Flensburg legt Grundstein für Großwärmepumpe
Mit der Grundsteinlegung für ihre erste Großwärmepumpe haben die Stadtwerke Flensburg ein zentrales Projekt ihrer Wärmestrategie sichtbar gemacht. Die Anlage gilt als wesentlicher Baustein, um die Fernwärmeversorgung der Stadt schrittweise von fossilen Energieträgern zu lösen und bis spätestens 2035 klimaneutral auszurichten.
Das Projekt ist Teil eines umfassenden Transformationsplans, in dessen Rahmen der kommunale Versorger mehr als 400 Millionen Euro in den Umbau der Wärmeversorgung investieren will. Rund 70 Millionen Euro entfallen auf die aktuelle Großwärmepumpe mit einer geplanten thermischen Leistung von 60 Megawatt. Sie soll ab Ende 2027 in Betrieb gehen und Wärme aus dem Wasser der Flensburger Förde nutzbar machen.
Zur Versorgungstemperatur von bis zu 95 Grad Celsius sind rund 21 Megawatt elektrische Leistung erforderlich. Der Strom stammt aus erneuerbaren Energien und wird über eine neue 110.000 Volt-Leitung direkt in das Flensburger Kraftwerk eingespeist.
Die Umsetzung stellt auch Anforderungen an die bestehende Infrastruktur. Um die Effizienz der Anlage zu erhöhen, sollen die Vorlauftemperaturen im Fernwärmenetz sinken. Die damit verbundenen geringeren Temperaturdifferenzen müssen durch höhere Volumenströme kompensiert werden, was wiederum den Ausbau von Leitungen mit größeren Durchmessern erforderlich macht.
Nach Angaben des Unternehmens liegt das Projekt sowohl technisch als auch wirtschaftlich im Plan. Parallel zur ersten Anlage wird bereits eine zweite Großwärmepumpe vorbereitet, deren Planung auf den Erfahrungen aus der aktuellen Umsetzung aufbauen soll. Langfristig sehen die Stadtwerke mehrere solcher Anlagen als Herzstück ihrer Dekarbonisierungsstrategie.
5. Juni 2026
Speicher-Boom: SH Netz und Eco Stor testen neues Anschlussmodell
Der Netzbetreiber Schleswig-Holstein Netz und der Speicherbetreiber Eco Stor führen ein neues Steuerungskonzept ein, um das Hochspannungsnetz vor Überlastung durch den Boom großer Batteriespeicher zu schützen. Kern des Ansatzes ist ein sogenanntes Auslastungsmonitoring (ALM), kombiniert mit flexiblen Netzanschlussverträgen.
Der Hintergrund verdeutlicht die Dimension des Problems: Bei Schleswig-Holstein Netz liegen Anträge für Batteriespeicher mit einer Gesamtleistung von 27.000 Megawatt vor – bei einer tatsächlich angeschlossenen Spitzenlast von lediglich 2000 Megawatt. Grund für den Ansturm ist das Geschäftsmodell der Speicher: Sie kaufen Strom bei niedrigen Börsenstrompreisen ein und speisen ihn bei hohen Preisen ein – und sind dabei noch von Netzentgelten befreit.
Das ALM ist eine Eigenentwicklung von Schleswig-Holstein Netz, die Reservekapazitäten im 110-Kilovolt-Netz für den Regelbetrieb erschließt – ohne Netzausbau. Pro System können so durchschnittlich 160 Megawatt zusätzlich übertragen werden. Neu ist die Kombination mit flexiblen Netzanschlussverträgen speziell für Batteriespeicher. Im Ergebnis stehen laut Schleswig-Holstein Netz über 100 Megawatt Leistung im Netzgebiet Bollingstedt zur Verfügung, die bei einem starren Verfahren keinen Netzanschluss erhalten hätten.
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Eco Stor betreibt bei Bollingstedt (Schleswig-Holstein) Norddeutschlands derzeit größten Batteriespeicher mit einer Leistung von 103,5 Megawatt und baut bei Schleswig eine weitere Anlage. Das Hamburger Unternehmen Hamburger Energienetze, Betreiber des städtischen Stromnetzes, geht derweil einen anderen Weg: Es führt ab dem zweiten Halbjahr ein Zuteilungsverfahren für Netzanschlüsse ein, um den Ansturm zu bremsen.
26. Mai 2026
Deutschland wird bei Solarpanels und Batterien abhängiger von China
Kurz vor der China-Reise von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) zeigt eine neue Studie: Deutschland importiert bei strategisch wichtigen Gütern immer mehr aus China – obwohl die Bundesregierung das Gegenteil anstrebt.
Das ist das Ergebnis einer Analyse der Friedrich-Naumann-Stiftung für die Freiheit, die Daten des Statistischen Bundesamts ausgewertet hat. Demnach ist Chinas Anteil an deutschen Importen von Lithium-Ionen-Akkumulatoren – also wiederaufladbaren Batterien, die Lithium nutzen – von 49,7 Prozent im Jahr 2023 auf 66,5 Prozent im Jahr 2025 gestiegen. Bei Solarpanels erreichte der chinesische Anteil am Importgewicht einen neuen Höchststand: 92,6 Prozent.
Besonders auffällig: Bei den Seltenen Erden Praseodym, Neodym und Samarium, die für die Produktion von Elektromotoren unverzichtbar sind, bleibt China praktisch der einzige Lieferant. Die Importmenge hat sich mehr als vervierfacht – von 3,1 auf 13,0 Tonnen.
"Ausgerechnet in kritischen Bereichen diversifiziert Deutschland nicht, sondern wird noch abhängiger und damit noch verletzlicher", sagt Studienautor Frederic Spohr, der die Büros der Naumann-Stiftung in Taiwan und Korea leitet. Die China-Strategie der Bundesregierung aus dem Jahr 2023 hatte genau das zum Ziel: Abhängigkeiten abbauen. Die schwarz-rote Koalition hält an diesem Dokument als Bezugsrahmen fest.
Die Analyse erfasst nur direkte Importe aus China. Die tatsächliche Abhängigkeit dürfte höher liegen, da Lieferungen über Drittstaaten nicht berücksichtigt sind. Die Daten für 2025 sind vorläufig.
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21. Mai 2026
Was ein Rückzug der Ölkonzerne für die Strompreise bedeuten würde
Ob die Ölkonzerne BP und TotalEnergies ihre milliardenschwer ersteigerten Offshore-Windflächen in der Nordsee tatsächlich zurückgeben, ist noch offen. Beide Unternehmen haben öffentlich dementiert, obwohl Medienberichte des "NDR" und des "Tagesspiegels" nahelegen, dass die Projekte ernsthaft auf der Kippe stehen.
Klar ist: Die Debatte hat eine neue Qualität erreicht – und betrifft nicht nur die Energiewende, sondern auch ganz konkret die Kosten für Verbraucher und Netzbetreiber.
Besonders brisant ist die Lage für den Übertragungsnetzbetreiber Tennet. Das Unternehmen hat Offshore-Netzanbindungen bereits geplant und teilweise im Bau – jede Anbindung mit rund zwei Gigawatt Kapazität kostet etwa acht Milliarden Euro. Bleiben die Windparks aus, droht teure Infrastruktur ungenutzt zu bleiben.
Diese Kosten werden über die Netzentgelte auf Verbraucher und Industrie umgelegt. Tennet fordert deshalb "schnell Klarheit durch einen politisch koordinierten Übergang zum neuen Auktionsregime sowie Rückgabeoption und erneute Ausschreibungen".
Hinzu kommt: Die Auktionserlöse aus den Offshore-Ausschreibungen – allein BP und Total Energies hatten 2023 zusammen rund 12,6 Milliarden Euro geboten – sollten einen Milliardenzuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten finanzieren. Fallen diese Einnahmen weg, müssen die Kosten anderweitig gedeckt werden – über Steuergelder oder höhere Netzentgelte.
Für die Strompreise gilt: Verzögerungen beim Offshore-Ausbau bedeuten langfristig weniger erneuerbaren Strom im Netz. Günstige Windenergie aus der Nordsee kann Preise an der Strombörse drücken. Fällt sie weg, steigt die Abhängigkeit von teureren Erzeugungsquellen.
Branche und Politik suchen nun nach einem Kompromiss: Der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) schlägt eine zeitlich befristete Rückgabemöglichkeit vor – verbunden mit dem Verlust bereits geleisteter Anzahlungen und dem Ausschluss von Neuausschreibungen derselben Flächen. Ob das Bundeswirtschaftsministerium von Katherina Reiche (CDU) diesen Weg mitgeht, ist offen.
11. Mai 2026
Dena-Update zum Gebäudereport
Mehr Wärmepumpen als Gasheizungen, serielles Sanieren auf dem Vormarsch, kommunale Wärmepläne in der Mehrzahl der Großstädte fertig oder in Arbeit: Der Updatebericht April des Dena-Gebäudereports 2026 zeichnet ein merklich optimistischeres Bild als die Erstausgabe vom Januar. Erstmals seit Jahren gibt es in mehreren zentralen Bereichen gleichzeitig positive Signale.
Das auffälligste Novum liefert der Heizungsmarkt. 2025 wurden laut Updatebericht rund 299.000 Wärmepumpen verkauft – das entspricht einem Anteil von 48 Prozent an allen neu abgesetzten Heizungsanlagen. Noch im Vorjahr hatte ihr Marktanteil bei lediglich 27 Prozent gelegen.
Auch bei den Baugenehmigungen deutet sich eine Trendwende an. Für 2024 dokumentierte der ursprüngliche Report noch einen Einbruch auf rund 55.000 genehmigte Wohngebäude – ein Rückgang von fast 20 Prozent. Das April-Update zeigt nun: 2025 wurden rund 62.200 Wohngebäude genehmigt – ein Plus von knapp 14 Prozent. Einfamilienhäuser legten um 17 Prozent zu, Mehrfamilienhäuser um 8,7 Prozent. Die Dena spricht von der "ersten positiven Entwicklung seit 2022". Gleichwohl bleibt das Niveau historisch niedrig.
Parallel dazu gewinnt das serielle Sanieren an Gewicht. 2025 wurden über 1000 Förderanträge für Projekte mit vorgefertigten Fassadenelementen bewilligt – das entspricht mehr als 6000 Wohneinheiten und einem Anteil von rund 24 Prozent aller Effizienzhaus-40- und Effizienzhaus-55-Projekte. Die Dena schätzt, dass rund 30 Prozent aller Bestandsgebäude für diese Sanierungsmethode geeignet sind.
Fortschritte meldet auch die kommunale Wärmeplanung: Zum Ende des ersten Quartals 2026 haben 56 Prozent der Großstädte mit mehr als 100.000 Einwohnern ihre Planung abgeschlossen, 44 Prozent befinden sich im Prozess. Bei mittleren Gemeinden zwischen 10.000 und 100.000 Einwohnern sind es sogar 84 Prozent. Der gesetzliche Abgabetermin für Großstädte ist der 30. Juni 2026.
Der strukturelle Befund beider Report-Versionen bleibt aber unverändert: 60 Prozent des deutschen Wohngebäudebestands stammen aus Baujahren vor 1979. Die Sanierungsaufgabe bleibt also gewaltig – auch wenn die Wärmewende nun Fahrt aufnimmt.
11. Mai 2026
Großes Biomassekraftwerk bei Osnabrück
Die niederländische HoSt Group hat in der Region Osnabrück mit dem Bau eines 25-MW-Heizkraftwerks auf Basis von Industrieresthölzern begonnen. Die Anlage ersetzt eine bestehende Braunkohlestaubfeuerung sowie zwei Gaskessel eines Industrieunternehmens vollständig und soll Mitte 2027 in Betrieb gehen.
Das Projekt wird im Contracting-Modell realisiert: HoSt übernimmt Investition, Genehmigungen und Betrieb für mindestens zwölf Jahre – der Energieabnehmer zahlt ausschließlich für die bezogene Energie, ohne eigene Kapitalinvestitionen. Das Investitionsvolumen beträgt rund 35 Millionen Euro, finanziert von der Rabobank.
Die Anlage liefert bis zu 30 Tonnen Hochtemperatur-Prozessdampf pro Stunde sowie 2 MW elektrische Leistung. Als Brennstoff dient lokal verfügbares Industrierestholz, das die EU-Emissionsvorgaben und die Anforderungen der Erneuerbare-Energien-Richtlinie erfüllt. Jährlich sollen damit rund 65.000 Tonnen CO₂ eingespart werden. Für die HoSt Group ist das Projekt ein weiterer Schritt auf dem Weg zum Gesamtziel, bis 2032 insgesamt 25 Millionen Tonnen CO₂ einzusparen.
8. Mai 2026
Markt für Wärmespeicher wächst, Batterien verzögern sich
Die Energiespeicherbranche in Deutschland ist zurück auf Wachstumskurs. Das zeigt die Branchenanalyse 2026 des Bundesverbandes Energiespeicher Systeme (BVES), die der Verband am Freitag auf einer Pressekonferenz in Berlin vorgestellt hat.
Der Umsatz der Branche stieg 2025 auf rund 15 Milliarden Euro – nach einem Einbruch auf knapp 12 Milliarden im Jahr 2024. Besonders stark wuchs das Segment Systeminfrastruktur, also vor allem Großbatteriespeicher: Der Umsatz legte um 72 Prozent auf 5,5 Milliarden Euro zu. Die Kapazität der installierten Großbatteriespeicher erreichte 4 Gigawattstunden (GWh). Bis Ende 2026 könnte sie auf 9 GWh steigen.
Auch für Stadtwerke sind die Zahlen relevant: Der Markt für Wärmespeicher – also Speicher, die Wärme aufnehmen und zeitversetzt wieder abgeben – wächst. Im Haushaltssegment wurden 2025 rund 300.000 thermische Systeme verkauft – 50 Prozent mehr als im Vorjahr. Im industriellen Bereich gelten Wärmespeicher inzwischen als marktreife Technologie, nicht mehr nur als Pilotprojekte. Steigende Gas- und CO₂-Preise treiben die Nachfrage an.
Trotz der positiven Zahlen warnt der BVES: Die Stimmung in der Branche hat sich im ersten Quartal 2026 deutlich eingetrübt. Investitionen werden zurückgehalten, Projekte verzögern sich. Der Verband sieht die Ursache in fehlender Planungssicherheit. Debatten über Kapazitätsmärkte, das Ende der Netzentgeltbefreiung für Speicher und lange Genehmigungsverfahren bremsen den Ausbau. "Deutschland riskiert eine Flexibilitätslücke – nicht aus Mangel an Technologie, sondern durch fehlende Planungssicherheit", sagte BVES-Präsident Thomas Speidel.
30. April 2026
Halle an der Saale: Großwärmepumpe startet sofort
Der Stadtrat von Halle (Saale) hat die Kommunale Wärmeplanung (KWP) – ein verbindliches Konzept, das festlegt, wie eine Stadt künftig klimafreundlich heizen will – beschlossen. Noch am selben Tag folgte der erste konkrete Umsetzungsschritt: Der Energieversorger EVH setzt am Klärwerk Halle-Nord in Lettin eine Großwärmepumpe ein.
Die Anlage gewinnt Wärme aus gereinigtem Abwasser und speist sie in das Fernwärmenetz ein. Es ist die erste Abwasser-Großwärmepumpe auf Basis des natürlichen Kältemittels Isobutan, die in Deutschland gebaut wird. Sie kann jährlich rund 16.000 Tonnen CO2 einsparen und bis zu 20 Prozent der Fernwärme in Halle dekarbonisieren – also von fossilen Brennstoffen unabhängig machen.
Für das Projekt sicherten die Stadtwerke Halle und die EVH 50 Millionen Euro Bundesförderung. Oberbürgermeister Alexander Vogt (parteilos) betonte: "Wir belassen es nicht bei Konzepten." EVH-Geschäftsführer Olaf Schneider ergänzt: "Die Energieversorgung soll künftig unabhängiger und trotzdem bezahlbar bleiben."
Kurzfristig plant die EVH rund 100 neue Fernwärmeanschlüsse pro Jahr. Einen Anschluss- und Benutzungszwang wird es nicht geben. Halle gehört nach eigenen Angaben zu den günstigsten Fernwärmeversorgern Deutschlands. Über einen digitalen Wärmeatlas können Bürgerinnen und Bürger einsehen, wo Fernwärme geplant ist.
Die bundesrechtlichen Rahmenbedingungen zur Wärmewende, insbesondere das Gebäudemodernisierungsgesetz, sind noch offen. Eine Entscheidung wird frühestens im Sommer 2026 erwartet.
30. April 2026
Bremer Großbatteriespeicher profitiert von Standort
Kraftwerksbetreiber und Stadtwerke-Bremen-Tochterunternehmen SWB Erzeugung und die Speichertochter des Energiekonzerns EWE, Bestoraged, bauen gemeinsam einen Großbatteriespeicher im Bremer Industriehafen – auf dem Gelände eines stillgelegten Kohlekraftwerks. Bis Anfang 2028 soll die Anlage in Betrieb gehen.
Der Speicher wird eine Leistung von rund 85 Megawatt (MW) und eine Kapazität von gut 170 Megawattstunden (MWh) haben. Das Investitionsvolumen liegt im mittleren zweistelligen Millionenbereich.
Das Projekt nutzt die vorhandene Infrastruktur des früheren Kraftwerks: Elektrotechnik, Brandschutzanlagen und die bestehende Netzanbindung werden weiterverwendet. Damit belegt es keine neuen Netzanschlusskapazitäten, sondern greift auf sogenannte flexible Netzanschlusskapazitäten zurück – also Anschlüsse, die der Netzbetreiber je nach Bedarf anpassen kann, um das Stromnetz zu stabilisieren.
Noch in diesem Jahr werden alte Anlagen der stillgelegten Kohleblöcke abgerissen. Ab 2027 entstehen die neuen Batteriecontainer, Transformatoren und Schaltanlagen.
SWB-Geschäftsführer Stefan Weber und Alexander Neuhaus erklären: "Wir nutzen die vorhandene Infrastruktur und schaffen Platz für moderne Energietechnik." Bestoraged-Geschäftsführer Magnus Pielke ergänzt: "Genau darin zeigt sich, wie Energiewende konkret gelingt."
Die Stadtwerke Bremen betreiben bereits seit 2019 am Standort Hastedt ein Hybridregelkraftwerk, das Systemdienstleistungen für das Stromnetz erbringt und Strom in Fernwärme umwandelt.
Lesen Sie zum Thema auch: Großbatteriespeicher: Stadtwerke zwischen Aufbruch und Engpass
29. April 2026
Münchens größtes Mieterstrom-Projekt geht ans Netz
Die Stadtwerke München (SWM) und die städtische Wohnungsgesellschaft Münchner Wohnen haben in München-Neuhausen das bislang größte Photovoltaik-Mieterstromprojekt der Landeshauptstadt in Betrieb genommen. Auch bundesweit zählt es zu den leistungsstärksten im städtischen Umfeld.
Auf den Dächern der Wohnanlage "Max II" – benannt nach der früheren Maximilian-II-Kaserne – installierten die SWM 71 Solaranlagen mit insgesamt 4600 Modulen. Die Anlage leistet knapp 2,1 Megawatt peak (MWp) und erzeugt jährlich mehr als zwei Gigawattstunden Strom. Rund 1000 Haushalte können den Solarstrom direkt beziehen – zu einem Tarif, der mindestens zehn Prozent unter dem Grundversorgungspreis liegt.
Mieterstrom bedeutet: Der auf dem Dach erzeugte Strom fließt direkt ins Gebäude. Die Mieterinnen und Mieter nutzen ihn, ohne dass er erst ins öffentliche Netz eingespeist werden muss.
Grundlage ist eine Kooperationsvereinbarung, die beide Unternehmen im Mai 2025 geschlossen haben. Die Münchner Wohnen stellt die Dachflächen bereit, die SWM planen, bauen und betreiben die Anlagen. Weitere Projekte für mehr als 5000 Wohnungen befinden sich bereits in Planung oder Umsetzung – unter anderem in Neuhausen, Bogenhausen und Riem.
Die SWM treiben ihren PV-Ausbau seit Jahren konsequent voran. Seit 2024 erzeugen sie in eigenen Anlagen so viel Ökostrom, wie München insgesamt verbraucht. Die Stadt strebt an, den jährlichen PV-Zubau bis in die 2030er Jahre auf 100 Megawatt zu steigern.
Lesen Sie dazu auch das ZFK-Interview mit SWM-Geschäftsführerin Karin Thelen (September 2025): "Der Markt für Windkraft in Bayern kommt langsam in Gang"
28. April 2026
Erster flexibler Netzanschluss für Biogasanlage gestartet
Der Verteilnetzbetreiber Schleswig-Holstein Netz (SH Netz) setzt erstmals einen flexiblen Netzanschluss für eine Biogasanlage um. Das Pilotprojekt startet mit Bioenergie Kropp im Kreis Schleswig-Flensburg.
Grundlage ist ein flexibler Netzanschlussvertrag. Er erlaubt die Einspeisung von Strom nur zu festgelegten Zeiten. Das greift, wenn das Netz stark ausgelastet ist. So lassen sich Anschlussverzögerungen vermeiden und Kosten für den Netzausbau senken.
Konkret speist die Biogasanlage ihren Strom vor allem morgens und abends ein. In diesen Zeiten ist die Nachfrage hoch, während Photovoltaik weniger Strom liefert. Die vereinbarten Zeitfenster berücksichtigen typische Schwankungen im Netz. Eine laufende Anpassung in Echtzeit ist nicht nötig.
Die Anlage hat eine Leistung von acht Megawatt. Perspektivisch ergänzt ein Wärmespeicher das Konzept. Damit kann die Anlage auch klimafreundliche Wärme für die Gemeinde bereitstellen, etwa für Schulen und Pflegeeinrichtungen.
Flexible Netzanschlussverträge, auch FCA abgekürzt, sind seit einer Reform des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) möglich. Sie nutzen bestehende Netzkapazitäten effizienter. Netzbetreiber wollen so die Integration erneuerbarer Energien beschleunigen und die Energiewende bezahlbar halten.
Erprobt sind sie etwa bereits bei Batteriespeichern, aber auch bei größeren Solaranlagen. Zuletzt haben die großen Energiekonzerne EnBW und EWE sich für diese sogenannten FCAs als zentrales Mittel für den weiteren Erneuerbaren-Ausbau ausgesprochen.
SH Netz, eine Tochter des Eon-Konzerns, plant nun weitere Anwendungen für unterschiedliche Technologien. Ziel ist ein flexiblerer Netzbetrieb – auch in Regionen mit viel Windstrom.
