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.
Sie haben Informationen oder Anmerkungen, die Sie teilen möchten? Dann wenden Sie sich gern an unseren Autor Julian Korb.
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.
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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.
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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.
