29. April 2025
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
POLITIK: Katherina Reiche soll Wirtschaftsministerin werden
STROM: Spanien und Portugal weitgehend ohne Strom
GAS: Russland holt juristische Keule gegen Wintershall heraus
NIEDERLANDE: Regierung übernimmt Finanzierungslücke beim Aramis-Projekt
HANDEL & MARKT
BILANZ: Handelsboom beschert der EEX Millionenplus
MOBILITÄT: OMV schließt Wasserstofftankstellen in Österreich
STATISTIK DES TAGES: Entwicklung der Redispatchmaßnahmen im deutschen Übertragungsnetz
STUDIEN: Beschäftigte wollen rasche Transformation
TECHNIK
WASSERKRAFT: Meilenstein für Mega-Pumpspeicher der Illwerke-VKW
IT: Rollout auf Norderney
F&E: TU Graz startet erstes H2-Testzentrum in Österreich
UNTERNEHMEN
IT: Stadtwerke-Daten im Darknet veröffentlicht
AUFTRAG: 2G Energy meldet höheren Auftragseingang
WINDKRAFT ONSHORE: Neue Windparks von Enova und EnBW nehmen Betrieb auf
GAS: Bio-LNG-Anlage in Burghaun startet Regelbetrieb
TOP-THEMA
Preiszonen-Split brächte 339 Millionen Euro
Quelle: E&M / Jonas Rosenberger
STROM.
Berechnungen der europäischen Übertragungsnetzbetreiber zeigen, dass eine Teilung Deutschlands in Preiszonen 2025 bis zu 339 Millionen Euro einbrächte. Branchenvertreter winken ab.
Die Aufteilung des Strommarktes in regionale Gebotszonen spaltet die Gemüter, Politik wie auch Fachwelt sind sich uneins. Jetzt hat der Dachverband der europäischen Stromübertragungsnetzbetreiber (Entsoe) seine lange erwartete Gebotszonen-Studie vorgelegt. Experten haben darin verschiedene Teilungsszenarien modelliert. Für den Raum Deutschland-Luxemburg kommen sie, je nach Grad der Teilung, auf ein monetäres Plus von 251 bis 339 Millionen Euro, gerechnet für das laufende Jahr.
Die verschiedenen Teilungsszenarien sind nach dem Kriterium der „wirtschaftlichen Effizienz“ eingestuft. Wie der Verband mitteilt, bilden die Modellrechnungen Netzsicherheit, Markteffizienz, Stabilität und Robustheit der Gebotszonen sowie auch die Energiewende ab. Als Basis dient die von der europäischen Regulierungsbehörde Acer definierte BZR-Methodik (Bidding Zone Review). Die Ergebnisse sollen EU-Mitgliedstaaten bei der Entscheidung unterstützen, ob sie ihre derzeitigen Gebotszonenkonfigurationen ändern oder beibehalten.
Im Fall der Länder im Norden scheint die Entscheidung auf der Hand zu liegen. Keine der untersuchten alternativen Gebotszonen-Konfigurationen ergäbe eine wirtschaftliche Effizienz, schreibt Entsoe. Gemessen am Status quo würden die Alternativen sich mit 2 bis 35 Millionen Euro negativ niederschlagen. Auch die für Italien (2 Zonen) und Frankreich (3 Zonen) modellierten neuen Konfigurationen hätten negative Auswirkungen auf die wirtschaftliche Effizienz. Das für die Niederlande kalkulierte 2-Zonen-Modell würde ein Plus von 9 Millionen Euro bedeuten.
Weniger als 1 Prozent der Systemkosten
Das Plus von 251 Millionen Euro ergäbe sich in Deutschland bei einer Dreiteilung: eine Südregion, eine im Nordwesten, eine im Osten. Im Süden stiege der Strompreis dann im Day-Ahead (Market Clearing Price) auf 49,08 Euro/MWh. Für die aktuelle einheitliche Zone weist die Entsoe 47,76 Euro/MWh aus. Im Nordosten der Republik sänke der Preis auf 42,12 Euro/MWh, im Nordwesten auf 43,05 Euro/MWh.
Wäre Deutschlands Strommarkt fünfgeteilt, läge der Preis zwischen 49,09 (Süden) und 41,12 (Norden) Euro/MWh. Für die Region Mitteleuropa zeigten die Simulationsergebnisse, dass die Konfiguration mit dem höchsten positiven monetären Nutzen in Bezug auf die wirtschaftliche Effizienz im Vergleich zum Status quo die Aufteilung von Deutschland-Luxemburg in fünf Zonen wäre, so die Studienautoren.
Die 339 Millionen Euro, heißt es zur Einordnung, entsprächen weniger als 1 Prozent der für die Region Zentraleuropa simulierten Systemkosten. Und die Experten weisen aber darauf hin, dass die den Berechnungen zugrundeliegende Methodik eine Reihe Aspekte nicht berücksichtige. Die Daten sollten daher „nicht isoliert“, sondern in Kombination mit spezifischen Überlegungen in den Mitgliedsstaaten betrachtet werden, empfehlen die Übertagungsnetzbetreiber.
BDEW: Ökonomisch nicht überzeugend
Davon unbenommen stellt sich die Denkfabrik Agora Energiewende den deutschen Strommarkt bereits wesentlich kleinteiliger vor. Die Berliner Experten haben ein Modell mit 22 regionalen Preiszonen, sogenannten „Hubs“, entworfen (wir berichteten). Lokale Preise könnten Angebot und Nachfrage besser zusammenbringen, Stromnetze effizienter auslasten und so Redispatch-Maßnahmen deutlich reduzieren, so das Ergebnis ihre Studie.
Ob drei, fünf oder mehr, in der Wirtschaft will man von Teilungsplänen nichts wissen. „Der Bidding Zone-Review zeigt klar, dass die Idee einer Aufteilung der deutschen Strompreiszone ökonomisch nicht überzeugen kann und kurzfristig nur sehr geringe Einsparungen zu erwarten wären“, kommentiert der Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft (BDEW) das Papier der Übertragungsnetzbetreiber.
Eine Aufteilung des deutschen Strommarktes würde die industriestarken Regionen in Hochpreiszonen für Elektrizität verwandeln, heißt es in einer gemeinsamen Mitteilung von BDEW und Verband der Automobilindustrie (VDA). Auch wäre die Umsetzung einer Gebotszonenteilung „hochkomplex und würde sich über Jahre hinziehen“.
Ähnlich äußert sich der Verband kommunaler Unternehmen zu der Studie. Als klare Empfehlung zur Neuordnung der einheitlichen Gebotszone könne dieses Ergebnis nicht gesehen werden. Der VKU verweist auf ein Positionspapier, das die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber begleitend veröffentlicht haben. VKU-Chef Ingbert Liebing: „Eine Aufteilung würde auch bestehende Probleme, wie Netzengpässe, nicht lösen, sondern zusätzliche Herausforderungen schaffen – insbesondere durch neue Unsicherheiten für Investitionen und eine höhere Marktvolatilität.“
Positiv sieht man die Studie dagegen etwa bei Octopus Energy: „Endlich kommt Bewegung in den Strommarkt. Die Empfehlung der Entsoe zur Trennung Deutschlands in mehrere Gebotszonen ist ein überfälliger Schritt hin zu einem ehrlicheren, effizienteren und kundenfreundlicheren Marktdesign“, sagt der Chef des Energieanbieters, Bastian Gierull.
Die Studie der Entsoe steht als kostenfreier Download bereit: Bidding Zone Review
Quelle: E&M / Georg Eble
Katherina Reiche soll Wirtschaftsministerin werden
POLITIK. Katherina Reiche, Vorstandschefin der Eon-Gesellschaft Westenergie, soll das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie führen. Ein weiterer Ex-Eon-Manager wird ebenfalls Minister.
CDU/CSU haben ihre designierten Ministerinnen und Minister für eine mögliche Regierungsbildung vorgestellt. Wie schon seit Tagen im Gespräch soll Katherina Reiche Bundesministerin für Wirtschaft und Energie werden.
Reiche ist seit 2020 Vorstandsvorsitzende der Westenergie AG, einer Netzgesellschaft mit Sitz in Essen, die zum Eon-Konzern gehört. Zuvor war sie von 2015 bis 2019 Hauptgeschäftsführerin und geschäftsführendes Präsidialmitglied des Verbands kommunaler Unternehmen in Berlin.
In der Bundesregierung war Reiche bereits zwischen 2009 und 2015 als Parlamentarische Staatssekretärin tätig, zunächst im Bundesumweltministerium, später im Bundesverkehrministerium. Von 2005 bis 2009 war sie stellvertretende Vorsitzende der CDU/CSU-Bundestagsfraktion. Reiche gehörte dem Deutschen Bundestag von 1998 bis 2015 an. Sie schloss ihr Studium als Diplom-Chemikerin ab. Geboren wurde sie am 16. Juli 1973 in Luckenwalde.
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| Die Energiemanagerin und frühere CDU-Abgeordnete Katherina Reiche soll Wirtschaftsministerin werden Quelle: Westenergie AG |
Neben Reiche und Wildberger hat die CDU weitere Personalvorschläge für ihre Ministerien bekannt gegeben:
- Thorsten Frei soll Bundesminister für besondere Aufgaben und Chef des Bundeskanzleramts werden. Er wurde am 8. August 1973 in Säckingen geboren.
- Johann David Wadephul ist als Bundesminister des Auswärtigen vorgesehen. Er wurde am 10. Februar 1963 in Husum geboren.
- Nina Warken soll Bundesministerin für Gesundheit werden. Warken wurde am 15. Mai 1979 in Bad Mergentheim geboren.
- Patrick Schnieder ist als Bundesminister für Verkehr nominiert. Er wurde am 1. Mai 1968 in Kyllburg geboren.
- Karin Prien soll Bundesministerin für Bildung, Familie, Senioren, Frauen und Jugend werden. Sie wurde am 26. Juni 1965 in Amsterdam geboren.
- Alexander Dobrindt soll Innenminister werden. Er wurde am 7. Juni 1970 in Peißenberg geboren.
- Dorothee Bär ist als Bundesministerin für Forschung, Technologie und Raumfahrt vorgesehen. Bär wurde am 19. April 1978 in Bamberg geboren.
- Alois Rainer wird Bundesminister für Ernährung, Landwirtschaft und Heimat. Er wurde am 7. Januar 1965 in Straubing geboren.
Die SPD besetzt laut dem schwarz-roten Koalitionsvertrag folgende Bundesministerien:
- Finanzen
- Justiz und Verbraucherschutz
- Arbeit und Soziales
- Verteidigung
- Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit
- Wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung
- Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen
Die Namen der SPD-Kandidaten werden erst nach dem Votum der SPD-Mitglieder zum Koalitionsvertrag mitgeteilt.
Spanien und Portugal weitgehend ohne Strom
Quelle: Pixabay / Markus Distelrath
STROM. In Spanien, Portugal und Teilen Südfrankreichs hat es einen „massiven“ Stromausfall gegeben. Für Deutschland gab die Bundesnetzagentur Entwarnung.
Millionen Menschen sind von einem massiven Blackout betroffen. Ein massiver Stromausfall hat die Iberische Halbinsel am Mittag des 28. April erfasst. Betroffen seien weite Teile Spaniens und Portugals auf dem Festland. Man habe mit einer Wiederherstellung der Versorgung im Norden und Süden begonnen, meldete der spanische Stromnetzbetreiber Red Electrica auf der Plattform X. Die Ursache war zunächst unklar.
In Spanien legte der Stromausfall den Bahnverkehr komplett lahm: Ein Blackout habe „zur Unterbrechung des Eisenbahnverkehrs im gesamten Netz geführt“, teilte der spanische Schienennetz-Betreiber Adif im Onlinedienst X mit.
Der spanische Stromnetzbetreiber Red Electrica teilte auf X mit, es sei gelungen, im Norden und im Süden des Landes die Stromversorgung wieder herzustellen. „Wir aktivieren“ nach der „Panne im System der Halbinsel“ die „Pläne zur Wiederherstellung der Stromversorgung in Zusammenarbeit mit den Unternehmen des Sektors“, erklärte Red Electrica. Die Ursachen für den massiven Stromausfall würden noch analysiert.
Hackerangriff nicht ausgeschlossen
Der portugiesische Netzbetreiber REN erklärte, „die ganze iberische Halbinsel“ sei betroffen. In Portugal sei die Stromversorgung seit 11.33 Uhr (Ortszeit, 12.33 Uhr MESZ) unterbrochen. „Alle Pläne zur Wiederherstellung der Energieversorgung wurden aktiviert − in Zusammenarbeit mit den europäischen Energieproduzenten und Betreibern“, fügte REN hinzu.
Auch Frankreich war zwischenzeitlich vom Blackout betroffen. Der Stromnetzbetreiber RTE schrieb, dass Haushalte im französischen Teil des Baskenlandes einige Minuten lang ohne Strom waren. Die Versorgung sei aber wiederhergestellt worden.
Spaniens nationales Institut für Cybersicherheit untersuche, ob ein Hackerangriff hinter dem Stromausfall stecken könnte, schrieb „El Pais“.
Die EU-Kommission befasste sich mit dem großflächigen Stromausfall.
„Die Kommission wird die Situation weiter beobachten und dafür sorgen, dass ein reibungsloser Informationsaustausch zwischen allen Beteiligten stattfindet“, teilte die Behörde in Brüssel mit.
Nach dem weitgehenden Stromausfall in Spanien und Portugal ist die Stromversorgung in Deutschland nach Angaben der Bundesnetzagentur hingegen stabil. „Ein großflächiger, langanhaltender Blackout ist in Deutschland unwahrscheinlich““, erklärte die Behörde in Bonn auf Anfrage der Deutschen Presse-Agentur.
„Das elektrische Energieversorgungssystem ist redundant ausgelegt und verfügt über zahlreiche Sicherungsmechanismen“, erklärte eine Sprecherin. Diese würden kontinuierlich auf ihre Eignung geprüft und bei Bedarf angepasst. Zu den Stromausfällen in Südwesteuropa sei die Netzagentur in Kontakt mit den Übertragungsnetzbetreibern.
Russland holt juristische Keule gegen Wintershall heraus
Quelle: Pixabay / Mimzy
GAS. Die russische Justiz hat in Moskau eine existenzbedrohende Klage gegen den Öl- und Gasproduzenten Wintershall, seine Anwälte und Schiedsgerichtsmitglieder eingereicht.
Der russische Generalstaatsanwalt Igor Krasnow hat den Öl- und Gasproduzenten Wintershall, dessen Frankfurter Anwaltskanzlei Aurelius Cotta sowie die drei Richter eines internationalen Schiedsgerichts auf 7,5 Milliarden Euro verklagt. Das geht aus einem Bericht des Nachrichtenportals rbc.ru hervor; in Deutschland berichtete darüber erstmals die Legal Tribune Online (LTO).
Die Klage ist demnach eine Retourkutsche dafür, dass Wintershall die Russische Föderation vor dem Ständigen Schiedshof (PCA) in Den Haag auf den gleichen Betrag verklagt hatte. Wintershall warf dem russischen Staat vor, das Unternehmen faktisch an ihren Anteilen an den sibirischen Feldern Jushno Russkoje (Gas) und Achimow-Prospekt (Öl und Gas) enteignet zu haben.
Nachdem sich unter anderen westlichen Upstream-Konzernen auch Wintershall − immerhin ursprünglich auch Konsorte der Ostsee-Gaspipelines Nordstream 1 und 2 − 2023 aus Russland zurückzog, verabschiedete das russische Parlament ein Enteignungsgesetz. Entschädigungen wurden zwar gezahlt, aber auf eingefrorene russische Konten. Wintershall hatte in Den Haag zwei Klagen eingereicht. In diesen argumentiert der Konzern damit, nicht an das ihm zustehende Geld zu kommen.
In der einen Schiedsgerichtsklage beruft sich Wintershall auf den deutsch-russischen Bilateralen Investitionsvertrag (BIT) von 1989, in der anderen auf die Energiecharta (ECT). In beiden liegt der Streitwert bei 7,5 Milliarden Euro.
Russland hatte die ECT unterschrieben, aber nicht ratifiziert. Deutschland trat wie die gesamte EU 2024 aus dem ECT aus, das Investitionsschutzabkommen wirkt allerdings 20 Jahre nach. Russland hatte die Vollstreckbarkeit internationaler Schiedssprüche im eigenen Land gesetzlich unterbunden, allerdings wären solche Titel 30 Jahre lang international vollstreckbar und würden damit höchstwahrscheinlich den heute 72-jährigen Machthaber Wladimir Putin und sein Regime überleben.
Neuerungen und zwei Pikanterien
Umgekehrt hat die Russische Föderation derzeit keine Chance, einen eventuellen innerrussischen Titel in Westeuropa zu vollstrecken. Ihre von der Pariser Kanzlei Pinna Goldberg vertretene Klage enthält gegenüber früheren russischen Klagen gegen Uniper oder deutsche Banken einige Neuerungen und zwei Pikanterien: So klagt erstmals die Russische Föderation selbst, und erstmals richtet sich die Klage mit der existenzbedrohenden Forderung auch gegen die gegnerische Anwaltskanzlei sowie gegen die Schiedsrichter privat, von denen einer auch noch von Russland aufgestellt worden war.
Pikant ist erstens, dass die Klage am Commercial Court in Moskau eingelegt wird. Commercial Courts sind eigentlich dazu da, es ausländischen Investoren leichter zu machen statt schwerer. Zweitens beruft sich die Generalstaatsanwaltschaft nur auf die ECT, nicht auf den BIT.
Die Bundesrepublik wollte die Direktinvestition Wintershalls in Russland mit 1,8 Milliarden Euro absichern, hat diese Garantie aber sozusagen nach Eintritt des Garantiefalls noch nicht ausgezahlt. Würde dies noch nachgeholt werden, wäre der deutsche Staat plötzlich direkt Kläger und Beklagter.
Dagegen ist der neue Mehrheitseigner von Wintershall, die britische Harbour Energy, außen vor, weil vor der Übernahme das Russlandgeschäft sozusagen als Bad Bank abgespalten worden war.
Regierung übernimmt Finanzierungslücke beim Aramis-Projekt
Quelle: Fotolia / aldorado
NIEDERLANDE. Die Niederlande investieren 639 Millionen Euro in CO2-Speicherung, um ein Schlüsselprojekt trotz des teilweisen Rückzugs von Shell und Total Energies abzusichern.
Die niederländische Regierung wird 639 Millionen Euro für den Bau des größten CO2-Speicherprojekts des Landes bereitstellen, nachdem Total Energies und Shell von einem Teil ihrer geplanten Investitionen zurückgetreten sind. Die beiden Erdölkonzerne haben sich laut Reuters entschieden, nicht in die Pipeline-Infrastruktur zu investieren, die notwendig ist, um die Industrie mit den Speicherstätten in den erschöpften Gasfeldern unter der Nordsee zu verbinden. Um das Projekt und ihre eigenen Klimaziele nicht zu gefährden, habe die Regierung beschlossen, einzugreifen, um die Risiken für die beiden verbleibenden Investoren zu minimieren, das staatliche Energieunternehmen EBN und den niederländischen Gasnetzbetreiber Gasunie.
„Damit wird ein großer Teil des Risikos aus dem Projekt genommen“, erklärte Klimaministerin Sophie Hermans. Shell und Total beabsichtigen laut Gasunie aber, sich weiterhin an der Entwicklung der Speicherstätten zu beteiligen und den Industriekunden Speicher- und Transportdienstleistungen anzubieten.
CO2-Speicher soll bis 2030 in Betrieb gehen
Die Entscheidung der beiden Konzerne, den Kurs zu ändern, fällt in eine Zeit, in der viele europäische Energieriesen ihre Klimaziele und die Ziele für erneuerbare Energien abgeschwächt haben, um ihre Wettbewerbsfähigkeit gegenüber den US-Konkurrenten wiederzuerlangen, die ihren Schwerpunkt weiterhin auf Öl und Gas legen. Die endgültige Investitionsentscheidung für das sogenannte Aramis-Projekt wird für 2026 erwartet. Der Speicher mit einer Jahreskapazität von 22 Millionen Tonnen soll bis 2030 in Betrieb genommen werden.
Der Start des Speichers dürfte der niederländischen Regierung helfen, ihr eigenes Ziel zu erreichen, die CO2-Emissionen bis 2030 um 55 Prozent gegenüber dem Stand von 1990 zu senken. Im vergangenen Jahr waren die Emissionen um 37 Prozent niedriger als 1990, aber der wichtigste Klimaberater der Regierung hat davor gewarnt, dass das Ziel für 2030 mit der derzeitigen Politik nicht zu erreichen sei.
Als Teil einer zusätzlichen Anstrengung erklärte die Regierung, im nächsten Jahr 8 Milliarden Euro an Subventionen für nachhaltige Energieprojekte bereitzustellen. Sie wird auch neue Subventionen für Elektroautos einführen, während die Industrie für relativ hohe Energiepreise entschädigt werden soll.
Quelle: EEX
Handelsboom beschert der EEX Millionenplus
BILANZ. Die EEX Group hat im Geschäftsjahr 2024 ein Ergebnis mit neuen Rekorden in den wesentlichen Finanzkennzahlen erzielt.
Wie die Energiebörse mitteilte, stiegen im Jahr 2024 die Gesamterlöse im Vergleich zum Vorjahr um 16 Prozent auf 669,9 Millionen Euro (2023: 575,6 Millionen Euro). Der bereinigte Jahresüberschuss wuchs um 15 Prozent auf 241,9 Millionen Euro (2023: 210,5 Millionen Euro). Zum Jahresende beschäftigte die Gruppe 1.180 Mitarbeitende davon 611 am Stammsitz in Leipzig.
Ausschlaggebend für die verbesserten Zahlen war der deutliche Anstieg der Handelsvolumina an den europäischen, nordamerikanischen und japanischen Strommärkten der EEX Group. Spitzenreiter waren dabei die Strommärkte der EEX Group, deren Handelsvolumina um 43 Prozent auf 12.371 TWh zunahmen. Allerdings bleibt die EEX zum großen Teil eine europäische Strombörse. Mit 40 Prozent kam der Löwenanteil der Erlöse (194,0 Millionen Euro) im vergangenen Jahr aus dem europäischen Stromterminhandel, 21 Prozent wurden über die Tochter Epex Spot an den europäischen Stromspotmärkten erzielt. 14 Prozent entfielen auf die europäischen Erdgas-Spotmärkte und 6 Prozent auf die europäischen Gasterminmärkte.
Ein weiterer Wachstumstreiber war der Ausbau des internationalen Kundennetzwerks der Gruppe. Dies beinhaltet insbesondere an den Handelsplätzen der EEX Group neu zugelassene Teilnehmergruppen. Damit verbindet die EEX Group heute insgesamt ein Netzwerk von über 950 direkten Teilnehmern aus 42 Ländern. Darüber hinaus setzte sich der Trend fort, dass Handelsteilnehmer zunehmend Volumina aus dem außerbörslichen Markt an die Börse bringen.
Börsenchef Reitz stellt sich gegen Preiszonen-Aufteilung
Im ersten Quartal 2025 setzte die EEX Group ihr Wachstum fort. Im Vergleich zum Vorjahresquartal wuchsen die europäischen Stromterminmärkte um 29 Prozent, die europäischen Stromspotmärkte um 10 Prozent und die japanischen Strommärkte um 120 Prozent. Damit erzielte die Gruppe das bislang volumenstärkste erste Quartal. Auch die Volumina an den Erdgasmärkten stiegen, wozu insbesondere die europäischen Gasspotmärkte beitrugen (+19 Prozent im Vergleich zu Q1 / 2024).
Die EEX sieht sich nach den Worten von Börsenchef Peter Reitz als weltweit führende globale Stromhandelsplattform. Reitz zeigte sich auch für das laufende Geschäftsjahr trotz der Verwerfungen in der Zollpolitik und sinkender Wachstumsprognosen sehr optimistisch. Die Korrelation zwischen Wirtschaftswachstum und Börsenumsätzen sei nur sehr gering.
Der aktuellen Forderung des Verbands der Übertragungsnetzbetreiber Entso-E nach einer Aufteilung Deutschlands in bis zu fünf Preiszonen erteilte Reitz eine Absage. Dies würde die Liquidität in den dann kleineren Märkten vermindern, die Spannen erhöhen und Strom für die Verbraucher verteuern, führte der Börsenchef aus. Auch die neue Bundesregierung wolle die einheitliche Strompreiszone in Deutschland beibehalten. Reitz zeigte sich zuversichtlich, dass dies der neuen Regierung auch gelingen werde.
OMV schließt Wasserstofftankstellen in Österreich
Hauptgebäude der OMV in Wien. Quelle: OMV AG
MOBILITÄT. Der Öl-, Gas- und Chemiekonzern OMV stellt seine fünf H2-Tankstellen in Österreich ein und will sich stärker auf Elektromobilität und industrielle Wasserstoffnutzung konzentrieren.
Nach H2 Mobility in Deutschland (wir berichteten) zieht sich nun auch die OMV AG mit Sitz in Wien weitgehend aus dem Bereich Wasserstoffmobilität für Pkw zurück. Das Unternehmen will, wie es auf Anfrage der Redaktion mitteilt, seine Strategie stärker auf Elektromobilität und Wasserstoffanwendungen in der Industrie ausrichten. Die fünf Wasserstofftankstellen, die der Konzern betreibt, sollen bis Ende September geschlossen werden. Diese Entscheidung fußt laut OMV auf einer umfassenden Analyse der aktuellen Marktbedingungen.
Seit der Eröffnung der ersten öffentlichen Wasserstofftankstelle Österreichs im Jahr 2012 in Wien-Floridsdorf, im Norden der rund 2 Millionen Einwohner zählenden Stadt, galt OMV als Vorreiter im Aufbau einer nationalen Wasserstoffinfrastruktur. Weitere Stationen eröffnete der Konzern in Asten (Oberösterreich), Graz (Steiermark), Innsbruck (Tirol) und Wiener Neudorf (Niederösterreich). Dennoch blieb, wie der Konzern nun mitteilt, die Nutzung hinter den Erwartungen zurück. „Die Kundenzahl pro Tag blieb einstellig“, berichtete die österreichische Tageszeitung Die Presse am 23. April unter Berufung auf Unternehmenskreise. Statistik Austria zählte zum 31. März dieses Jahres lediglich 59 zugelassene, mit Wasserstoff betriebene Brennstoffzellen-Pkw.
Laut OMV führte das geringe Interesse in Kombination mit den hohen Betriebskosten zur Aufgabe des Geschäftsbereichs. Die bestehenden Tankstellen sollen abgebaut oder stillgelegt werden. Hinzu komme: Bereits zuvor hatte sich der deutsche Partner Linde aus dem Wasserstofftankstellenbetrieb in Österreich zurückgezogen, was die Betriebssituation zusätzlich erschwert habe.
Parallel dazu intensiviert OMV, wie es weiter heißt, sein Engagement im Bereich Elektromobilität. Unter der Marke „OMV eMotion“ baut das Unternehmen derzeit an einem Netzwerk aus ultraschnellen Ladestationen an strategischen Verkehrsknotenpunkten. Bis 2030 plant OMV, in Zentral- und Osteuropa rund 5.000 Ladepunkte zu errichten. Im Schwerlastverkehr setzt das Unternehmen auf die schrittweise Einführung erster ultraschneller Ladestationen entlang wichtiger Transportrouten.
Wasserstoff ausschließlich im industriellen Maßstab
Dennoch bleibe Wasserstoff für den Konzern ein Thema, wie OMV versichert. So will das Untenrehmen in der Raffinerie Schwechat in Niederösterreich im Laufe dieses Jahres einen 10-MW-Elektrolyseur zur Produktion von grünem Wasserstoff in Betrieb nehmen. Dies wäre laut OMV die größte betriebsbereite Elektrolyseanlage Österreichs. Zudem plant der Konzern eine deutlich größere Elektrolyseanlage mit 140 MW, die 2027 in Betrieb gehen könnte. Die finale Investitionsentscheidung hierzu stehe jedoch noch aus.
Während OMV im industriellen Bereich auf grünen Wasserstoff setzt, zeichnet sich bei der Mobilität ein klarer Trend ab. Die Nachfrage nach batterieelektrischen Fahrzeugen wächst kontinuierlich, während Wasserstofffahrzeuge in Österreich weiterhin eine Randerscheinung bleiben. Der Konzern kündigte an, alternative Antriebstechnologien weiterhin „aufmerksam zu beobachten“. Eine Rückkehr zum Betrieb von Wasserstofftankstellen für Pkw schließt das Unternehmen derzeit jedoch aus.
Entwicklung der Redispatchmaßnahmen im deutschen Übertragungsnetz
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht, bitte auf die Grafik klicken. Quelle: Statista |
Im Jahr 2024 meldeten die Übertragungsnetzbetreiber Redispatchmaßnahmen mit einem Gesamtvolumen von rund 22.000 Gigawattstunden.
Redispatch sind Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen. So werden Kraftwerke entweder angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, oder ihre Einspeiseleistung zu erhöhen.
Beschäftigte wollen rasche Transformation
Quelle: Fotolia
STUDIEN. Vier von fünf Beschäftigten wünschen sich nach einer aktuellen Umfrage eine klimaneutrale Wirtschaft. Die Transformation geht vielen nicht schnell genug voran.
Allen wirtschaftlichen Unsicherheiten zum Trotz − eine breite Mehrheit in der Bevölkerung will weiterhin, dass die Transformation der Industrie hin zu mehr Nachhaltigkeit vorankommt. Nach einer Studie des „Wittenberg-Zentrums für Globale Ethik“ (WZG) in Zusammenarbeit mit der Eon-Stiftung wünschen sich 80 Prozent der Beschäftigten eine klimaneutrale Wirtschaft. Und fast die Hälfte der Befragten wollen, dass das der Strukturwandel schneller vorangetrieben wird.
Knapp ein Drittel hält das aktuelle Tempo beim grünen Umbau der Industrie für ausreichend. Ein Fünftel ist der Ansicht, dass man damit mehr Zeit lassen sollte. Diese Umfrage jährt sich inzwischen zum dritten Mal. Gegenüber der ersten Erhebung im Jahr 2022 zeigen sich im Ergebnis leichte Veränderungen. So waren vor drei Jahren noch fast 60 Prozent der Auffassung, die Transformation müsse schneller gehen.
Die Erwartungen an die künftige Bundesregierung sind demnach hoch. 56 Prozent der Befragten fordern, Bürokratie abzubauen, 43 Prozent sprechen sich für dafür aus, dass klimafreundliche Technologien gefördert werden. Und 37 Prozent erwarten, dass die Energiepreise für die Industrie sinken. Nur 5 Prozent sähen die
Klimaziele am liebsten verschoben.
„Zeit für eine faire Transformation“
„Die Menschen sehen Klimaneutralität als Chance für die Wirtschaft und nicht als Hindernis. Deshalb fordern sie von der Politik bessere Anreize statt weniger Anstrengungen“, kommentiert Martin von Broock, Vorstandsvorsitzender des WZGE, die Umfrageergebnisse.
Die Ergebnisse zeigten auch einen Wandel bei den Prioritäten. Während im Vergleich
zu 2022 soziale Ungleichheit nach wie vor als drängendes Problem wahrgenommen wird, rückten jetzt wirtschaftliche Aspekte stärker in den Fokus, so Martin von Broock. Es gehe den Menschen mehr darum, Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten und Arbeitsplätze zu sichern.
Das Thema „Klimaschutzziele erreichen“ habe in den vergangenen drei Jahren an Rückhalt verloren. „Die Zeit für eine faire Transformation ist gekommen. Die Menschen sind bereit, diesen Weg in eine klimaneutrale Zukunft zu gehen“, so Stephan Muschick, Geschäftsführer der Eon-Stiftung.
Quelle: Pixabay / Thomas Ehrhardt
Meilenstein für Mega-Pumpspeicher der Illwerke-VKW
WASSERKRAFT. Der Vorarlberger Energiekonzern startete das freiwillige Vorverfahren zur Umweltverträglichkeitsprüfung für Österreichs bislang größten Pumpspeicher, der 1.100 MW leisten wird.
Der mehrheitlich im Eigentum des Landes Vorarlberg stehende Energiekonzern Illwerke-VKW leitete das freiwillige Vorverfahren zur Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) für das Pumpspeicherkraftwerk Lünersee II ein. Laut einer Aussendung geht es darum, „offene Fragen mit der Behörde frühzeitig zu klären und das eigentliche UVP-Verfahren bestmöglich vorzubereiten“. Die betreffende Genehmigungsbehörde 1. Instanz ist das Amt der Vorarlberger Landesregierung. Vorgesehen ist, mit der UVP als solcher Mitte 2026 zu beginnen. Den Bau des Lünerseewerks möchte die Illwerke-VKW 2029 aufnehmen und 2036 abschließen. Der Vorstandsvorsitzende der Illwerke-VKW, Christof Germann, sprach von einem „ersten wichtigen Meilenstein“: Das technische Konzept für das Lünerseewerk II stehe.
Bei dem Vorhaben handelt es sich um das bislang leistungsstärkste einzelne Pumpspeicherkraftwerk Österreichs. War bei seiner Präsentation im Herbst 2021 von einer Turbinen- sowie Pumpleistung von je 1.000 MW sowie Kosten von rund 2 Milliarden Euro die Rede, so sprechen die Illwerke-VKW nunmehr von 1.100 MW Turbinen- und 1.050 MW Pumpleistung. Die voraussichtliche Investitionssumme beziffern sie mit 2,65 Milliarden Euro. Damit wäre das Lünerseewerk II das bisher teuerste Pumpspeicherkraftwerk Österreichs.
Bedeutung für Deutschland
Von Bedeutung ist der neue Pumpspeicher nicht zuletzt für Deutschland. Vorarlberg gehört zur Regelzone der deutschen Transnet. Die Grundlage für den Bau des Lünerseewerks II ist der legendäre „Illwerkevertrag“ der vormaligen Illwerke mit einem Vorgängerunternehmen der EnBW, der aus dem Jahr 1926 stammt. Er wurde mehrfach verlängert und gilt nach derzeitigem Stand bis 2041. Auf Basis des Illwerkevertrags entstand die gesamte Kraftwerksgruppe Lünersee-Obere Ill im Südosten Vorarlbergs. Mit dem Lünerseewerk II steigt deren Turbinenleistung um 44 Prozent, die Pumpleistung um 75 Prozent.
Für den Einsatz der gesamten Gruppe und ihrer Kraftwerke ist die EnBW verantwortlich. Dies gilt auch für das Lünerseewerk II. Den von der Anlage erzeugten Strom verkaufen zu je 50 Prozent die Illwerke-VKW und die EnBW. Der deutsche Konzern ist jedoch nicht an der Finanzierung des Vorhabens beteiligt. Erste Pläne für das Projekt wurden bereits vor etwa 100 Jahren entwickelt. Damals fehlten jedoch die technischen Voraussetzungen für seine Realisierung.
Große Projekte
Das Lünerseewerk II ist eines von mehreren großen Pumpspeicherprojekten, die derzeit in Österreich umgesetzt werden. Für den 12. September kündigte Österreichs größter Stromkonzern Verbund die offizielle Inbetriebnahme von Limberg III an, einer Anlage mit 480 MW zur Erweiterung der Kraftwerksgruppe Kaprun in den Salzburger Tauern. Dort arbeitet der Verbund an einem weiteren 480-MW-Pumpspeicher mit der Bezeichnung „Schaufelberg“. Dieser wird eine zweite Hauptstufe der Gruppe Kaprun darstellen und deren weitere Nutzung als Pumpspeichersystem auch unter den Bedingungen der Wasserrahmenrichtlinie der Europäischen Union ermöglichen.
In Tirol baut der landeseigene Energiekonzern Tiwag mit dem Pumpspeicher „Kühtai II“ die Kraftwerksgruppe Sellrain-Silz aus. Die Anlage verfügt über zwei reversible Pumpturbinen mit je 95 MW Leistung. Ihre Inbetriebnahme ist für 2026 geplant. Am 31. März startete die Tiwag ferner die Umweltverträglichkeitsprüfung für den 400-MW-Pumpspeicher Versetz. Sein Bau soll 2029 beginnen und 2034 abgeschlossen werden. Das Projekt Versetz ist der erste Teil des Ausbaus der Pumpspeichergruppe Kaunertal. Für den zweiten Teil des Ausbaus, das Kraftwerk Prutz 2 mit 500 MW, liegt bis dato kein offizieller Zeitplan vor.
Ein See als Unterbecken
Die Energie AG Oberösterreich schließlich errichtet etwa 70 Kilometer südwestlich der oberösterreichischen Landeshauptstadt Linz den Pumpspeicher Ebensee mit einer Turbinenleistung von 170 MW. Vorgesehen ist, diesen Ende 2027 in Betrieb zu nehmen. Technisch betrachtet, besteht die Besonderheit des Projekts in der Nutzung des Traunsees als Unterbecken.
Rollout auf Norderney
Quelle: Fotolia / Nmedia
IT. Die Stadtwerke auf der Insel Norderney starten mit dem Rollout intelligenter Messsysteme. Die IT für die Gateway-Administration kommt vom Niederrhein.
Digitalisierung des Messwesens auf Norderney: Die Stadtwerke der Nordseeinsel beginnen mit dem Rollout intelligenter Messsysteme. Mit der Gateway-Administration hat der kommunale Versorger den IT-Dienstleister Schleupen beauftragt. Wie das Softwareunternehmen mit Sitz im niederrheinischen Moers mitteilt, habe man im Ausschreibungsverfahren jetzt den Zuschlag erhalten.
Auch die Lösung zur Steuerung nachgelagerter Geräte hinter dem Smart-Meter-Gateyway erhalten die Stadtwerke von Schleupen. Schleupen kooperiert für das sogenannte CLS-Management (Controllable Local Systems) mit dem baden-württembergischen IT-Unternehmen Vivavis.
„Wir sind froh, mit der Schleupen SE einen guten Partner gefunden zu haben, der die Gateway-Administration abwickeln wird“, wird Aiko Jürrens, verantwortlich für Abrechnung und Energiedatenmanagement bei den Stadtwerken, in einer Mitteilung zitiert. Jürrens verweist auf die Kombination mit den Angebot zum CLS-Management bei der Ausschreibung: Von der Integration der einzelnen Komponenten versprechen sich die Stadtwerke Vorteile im Betrieb und einfachere Absprachen.
TU Graz startet erstes H2-Testzentrum in Österreich
Bei der Eröffnung des H2-Elektrolysezentrums in Graz. Quelle: TU Graz / Oliver Wolf
F&E. Die Technische Universität Graz hat Österreichs erstes universitäres H2-Elektrolyse-Testzentrum eröffnet. Das Projekt soll die Forschung zu Wasserstofftechnologien stärken.
Auf ihrem Campus Inffeldgasse (Steiermark) hat die Technische Universität Graz (TU Graz) Österreichs erstes universitäres Wasserstoff-Elektrolyse-Testzentrum im Megawattbereich in Betrieb genommen. Dies gibt sie in einer Mitteilung bekannt. Mit einer Förderung von 10 Millionen Euro durch die österreichische Bundesregierung will die Hochschule damit ihre Forschung zu Wasserstofftechnologien weiter ausbauen.
Laut der TU Graz steht auf einem 250 Quadratmeter großen Testfeld eine neue Infrastruktur bereit, die Elektrolyseure mit einer Gesamtleistung von 1,6 bis 2,5 MW testen kann. Eine eigene Trafostation sorgt dabei für eine stabile Stromversorgung. Im Vollbetrieb produziert die Anlage bis zu 50 Kilogramm grünen Wasserstoff pro Stunde, der bei 80 bar in einem 18 Meter hohen Tank gespeichert und über eine Pipeline zu mehreren Instituten am Campus verteilt wird.
Der erzeugte Wasserstoff soll laut Angaben der Universität für die Entwicklung neuer Großmotoren, Turbinen, Brennstoffzellen-Stacks und Wasserstoffbrenner zum Einsatz kommen. Dafür wurde das Testzentrum durch zusätzliche Prüfstände und Messtechnik erweitert. Insgesamt flossen 4,5 Millionen Euro in den Bau der Elektrolyseanlage, weitere 5,5 Millionen Euro in zusätzliche Forschungsinfrastruktur.
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| Stack-Prüfstand für Brennstoffzellen und Elektrolyseure am Institut für Thermodynamik und nachhaltige Antriebssysteme der TU Graz Quelle: TU Graz / Oliver Wolf |
„Mit dieser modernen Forschungsumgebung können wir unsere Rolle als führende Wasserstoff-Universität Österreichs ausbauen“, erklärte Horst Bischof, Rektor der TU Graz. Ziel sei es, gemeinsam mit Industrie und Wissenschaft neue klimafreundliche Energietechnologien zu entwickeln.
Mehr Sichtbarkeit für die steirische Wasserstoffforschung
Das neue Zentrum ergänzt die Aktivitäten des „Research Center for Green Hydrogen and Fuel Technologies“ der TU Graz, in dem rund 250 Wissenschaftler arbeiten. Vier Institute der Universität und drei COMET-Zentren (Competence Centers for Excellent Technologies) decken dort laut Hochschule das gesamte Innovationsspektrum von der Wasserstoffproduktion über die Speicherung und Verteilung bis zur Nutzung in Fahrzeugen und Kraftwerken ab.
Auch Elmar Pichl, Hochschulsektionschef im Bundesministerium für Frauen, Wissenschaft und Forschung (BMFWF), betonte die Bedeutung der Anlage. Grüner Wasserstoff sei ein zentraler Energieträger für die Klimaneutralität bis 2040, sagte er. Mit dem neuen Testzentrum könnten Forschung und Entwicklung effizienter und kostengünstiger gestaltet werden.
Die Steiermark entwickelt sich damit weiter zu einem Zentrum für Wasserstoffforschung in Europa. Zusammen mit dem „HY-CARE“-Center an der Montanuniversität Leoben und ansässigen Unternehmen bildet die Region eines der ersten europäischen Wasserstoff-Valleys. Zum Hintergrund: Das Hy-Care-Center ist ein Forschungszentrum, das zur Herstellung, Speicherung, Verteilung und Nutzung von Wasserstoff forscht. Willibald Ehrenhöfer, Wirtschafts- und Forschungslandesrat der Steiermark hält hohe Stücke auf das weitere in der Steiermark eröffnete Forschungszentrum in Graz. Es werde die internationale Sichtbarkeit der steirischen Wasserstoffforschung deutlich steigern, wie er meint.
Quelle: Fotolia / Sergey Nivens
Stadtwerke-Daten im Darknet veröffentlicht
IT. Die Stadtwerke Schwerte sowie der Abwasserbetrieb haben weiter mit den Auswirkungen des Hackerangriffs vom März zu kämpfen.
Die bei einem Hackerangriff auf die Stadtwerke Schwerte entwendeten Daten sind im sogenannten Darknet aufgetaucht. Das bestätigte das Unternehmen in einer Mitteilung. Das Darknet ist ein abgeschlossener Bereich des Internets, der aus nicht öffentlich zugänglichen Netzwerken und Webseiten besteht. Diese Inhalte werden von herkömmlichen Suchmaschinen nicht erfasst.
„Die Stadtwerke Schwerte Unternehmensgruppe sowie der Abwasserbetrieb sehen sich aktuell mit den Auswirkungen schwerster gegen sie gerichteter Kriminalität konfrontiert“, heißt es darin weiter. Dabei seien Informationen im Darknet aufgetaucht. „Nach ersten Erkenntnissen handelt es sich auch um personenbezogene Daten.“
Das interne IT-Netzwerk der Stadtwerke Schwerte in Nordrhein-Westfalen ist Anfang März durch einen Cyberangriff außer Betrieb gesetzt worden (wir berichteten). Das Unternehmen hatte damals auf seiner Internetseite mitgeteilt, dass „interne Dienste“ sowie das Kundenportal betroffen seien. Die Versorgungsnetze für Strom, Gas, Wasser und Wärme waren nicht beeinträchtigt.
Wie es weiter heißt, kursieren nun im Darknet personenbezogene Daten von Stadtwerke-Kunden. Dazu gehören unter anderem Stammdaten wie Name und Vorname, Kontaktdaten wie Anschrift, E-Mail-Adresse und Telefonnummer, Vertragsdaten wie der gewählte Tarif oder die Kundennummer sowie Kommunikationsdaten aus E-Mail-Korrespondenzen. Auch bereitgestellte Kundeninhalte wie Zählerstände könnten betroffen sein.
Kunden sollten Bankkonto im Blick haben
Die Stadtwerke Schwerte weisen darauf hin, dass der Abfluss dieser Daten verschiedene Risiken für die Betroffenen mit sich bringen kann. Dazu zählen unter anderem die Möglichkeit eines Identitätsdiebstahls, das vermehrte Auftreten von Phishing-E-Mails sowie der Versand von Viren und Trojanern über E-Mail oder andere Kommunikationskanäle.
Um sich besser zu schützen, empfehlen die Stadtwerke Schwerte allen betroffenen Kunden, ihre Kontobewegungen regelmäßig zu überprüfen und bei Auffälligkeiten umgehend ihre Bank zu kontaktieren. Darüber hinaus wird geraten, Passwörter, insbesondere solche im Zusammenhang mit Diensten der Stadtwerke Schwerte wie dem Kundenportal, zu ändern. Zudem sollten E-Mails mit besonderer Vorsicht behandelt werden.
Nach Unternehmensangaben prüfen derzeit interne und externe Experten intensiv die veröffentlichten Daten. Gleichzeitig wurden alle relevanten Behörden sowie die zuständigen Ermittlungsstellen frühzeitig eingebunden. Ein Krisenstab der Stadtwerke Schwerte arbeitet daran, die Situation zu bewerten und geeignete Maßnahmen zur Bewältigung zu ergreifen. Ziel sei es, betroffene Personen so schnell und umfassend wie möglich zu informieren.
Stadtwerke-Geschäftsführer teilte auf LinkedIn weiter mit: „Unsere Experten arbeiten mit höchster Priorität daran, die Angriffe und deren Folgen zu analysieren und alle notwendigen Maßnahmen zu ergreifen – technisch, rechtlich und kommunikativ.“
Die Stadtwerke Schwerte betreiben die Versorgungsgeschäftsfelder Strom, Erdgas, Wasser und Wärme in Schwerte, dazu gehören auch der Betrieb des Glasfasernetzes, die Entsorgung, der Straßenbau sowie das örtliche Stadtbad.
2G Energy meldet höheren Auftragseingang
Quelle: Pixabay / Max
AUFTRAG. Der BHKW-Hersteller 2G Energy AG hat im ersten Quartal 2025 seinen Wachstumskurs fortgesetzt. Der Auftragseingang stieg um 9 Prozent.
Der Anbieter von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und Wärmepumpen aus dem nordrhein-westfälischen Heek verzeichnet im 1. Quartal dieses Jahres einen Auftragseingang in Höhe von 56,5 Millionen Euro, ein plus von 9 Prozent. Im Vorjahreszeitraum waren es 51,7 Millionen Euro.
Vor allem im deutschen Markt sei das Unternehmen gewachsen, heißt es in einer Mitteilung von 2G Energy. In Deutschland profitiere man „von geklärten rechtlichen Rahmenbedingungen“. Der Bundestag habe der Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) sowie dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) zugestimmt beziehungsweise diese verlängert.
„Mit diesen Entscheidungen ist ein erheblicher Unsicherheitsfaktor eliminiert worden, sodass zahlreiche angearbeitete Projekte zügig zur Unterschrift gebracht werden konnten“, heißt es weiter. Der Auftragseingang in Deutschland erhöhte sich um 12,4 Millionen Euro auf 35,9 Millionen Euro, was einem Anstieg von 53 Prozent gegenüber dem Vorjahr entspricht.
In Nordamerika setzte sich der Wachstumstrend trotz eines verhaltenen Starts in das Jahr 2025 fort. Der Auftragseingang lag bei 4,1 Millionen Euro nach 10,1 Millionen Euro im Vorjahresquartal. Diese Entwicklung wurde maßgeblich durch Vorzieheffekte im vierten Quartal 2024 beeinflusst, die im Zusammenhang mit dem Auslaufen des Inflation Reduction Acts standen.
US-Zölle stellen bislang kein Problem dar
Im weiteren Verlauf des ersten Quartals erholten sich die Auftragseingänge in den Vereinigten Staaten deutlich, „trotz der seit Anfang Februar virulenten Zollproblematik“. Nach Einschätzung des Unternehmens haben sich die Vertriebsaktivitäten im langfristigen Vergleich durch die Einführung neuer Zölle bislang kaum verändert. Der Grund: Es gebe kaum einen nennenswerten Anbieter, der wesentliche Teile und Komponenten der auf dem US-Markt angebotenen Aggregate tatsächlich in den USA beschafft.
Für die mittelfristige Zukunft erwartet 2G Energy zusätzliche Impulse durch den steigenden Bedarf an flexibler Energieversorgung im Zuge des Aufbaus neuer Rechenzentren in den Vereinigten Staaten. Zahlreiche Marktanalysen betonen die wachsende Bedeutung kurzfristig verfügbarer, effizienter und zuverlässiger Kraftwerkslösungen, auch unter Einbeziehung der Kraft-Wärme-Kopplung, für die wirtschaftliche Entwicklung der Region.
Geschäftszahlen zu den übrigen europäischen Märkten und zum weltweiten Geschäft teilte das Unternehmen nicht mit.
Die 2G Energy AG entwickelt, produziert und installiert Lösungen im Bereich der hocheffizienten Kraft-Wärme-Kopplung, Großwärmepumpen und Spitzenlast-Aggregate. Ergänzend dazu bietet das Unternehmen digitale Lösungen für die Netzintegration und Steuerung sowie umfassende Service- und Wartungsleistungen an.
Neue Windparks von Enova und EnBW nehmen Betrieb auf
Blick auf den Windpark Dainbach beim Bau. Quelle: Paul Gärtner / EnBW
WINDKRAFT ONSHORE. Mit der Inbetriebnahme neuer Windenergieanlagen im Emsland und in Baden-Württemberg setzen Enova und EnBW ihre Ausbaupläne im Bereich der erneuerbaren Energien weiter fort.
Der Erneuerbaren-Prjektierer Enova hat im Windpark Börger-Breddenberg (Landkreis Emsland) vier neue Enercon-Anlagen vom Typ E-160 EP5 E3 in Betrieb genommen. Die Anlagen erreichen eine installierte Gesamtleistung von 22,2 MW, teilte das Unternehmen am 28. April mit. Sie ersetzen sieben Altanlagen vom Typ E-66 mit einer Leistung von 12,6 MW. Nach Unternehmensangaben liefern sie jährlich rund 65 Millionen kWh Strom. „Das Repowering im Windpark Börger-Breddenberg macht deutlich, wie durch den Einsatz moderner Technologien eine nachhaltige und zugleich energieeffiziente Energieerzeugung möglich wird“, sagte Projektleiter David Szilagyi.
Die Gemeinden Börger und Breddenberg profitieren künftig finanziell durch Zahlungen gemäß § 6 EEG sowie über zusätzliche Gewerbesteuereinnahmen. Zwei der neuen Anlagen werden künftig von lokalen Grundstückseigentümern betrieben. Die Bürgerinnen und Bürger konnten sich zudem im Rahmen eines Nachrangdarlehens finanziell beteiligen.
Der Rückbau der verbleibenden Altanlagen im Windpark Börger-Breddenberg soll bis Ende Mai 2025 abgeschlossen sein. Parallel treibt Enova das Repowering des Windparks Meppen voran. Hier entstehen neun Vestas-Anlagen vom Typ V-172 mit einer geplanten Gesamtleistung von 64,8 MW. Die Inbetriebnahme wird bis April 2026 erwartet. Enova verantwortet bei beiden Projekten die komplette Entwicklung, Genehmigung und Umsetzung.
Weitere Repowering-Projekte im Emsland
Die EnBW Energie Baden-Württemberg AG hat den Windpark Dainbach im Main-Tauber-Kreis in Betrieb genommen, teilte der Versorger ebenfalls am 28. April mit. Der neue Standort umfasst vier Vestas-Anlagen mit einer Nennleistung von jeweils 4,2 MW und einer Gesamtkapazität von 16,8 MW. Die Anlagen erzeugen jährlich rund 30 Millionen kWh Strom. Die Inbetriebnahme erfolgte auf Grundlage eines Teilflächennutzungsplans der Verwaltungsgemeinschaft Bad Mergentheim, Igersheim und Assamstadt.
Das Projekt entstand in Zusammenarbeit mit dem Stadtwerk Tauberfranken. Der Netzanschluss erfolgt über das Umspannwerk in Bad Mergentheim, etwa fünf Kilometer vom Windpark entfernt. EnBW sieht das Projekt als weiteren Baustein ihrer Strategie zum Ausbau der erneuerbaren Energien. Weitere Kooperationen im Land sind geplant.
Bio-LNG-Anlage in Burghaun startet Regelbetrieb
Quelle: Erdgas Südwest Bio-LNG GmbH
GAS. Die Biomethan-Verflüssigungsanlage im hessischen Burghaun geht in den Regelbetrieb. Die Anlage firmiert unter „Erdgas Südwest Bio-LNG GmbH“.
Die neue Biomethan-Verflüssigungsanlage im hessischen Burghaun im Landkreis Fulda wird nun in den Regelbetrieb starten. Dies teilte die Erdgas Südwest Bio-LNG GmbH, ein hundertprozentiges Tochterunternehmen der Erdgas Südwest GmbH, am 28. April mit. Im Dezember vergangenen Jahres hatte sie den Probebetrieb aufgenommen und die ersten Tonnen Bio-LNG verflüssigt (wir berichteten).
Die Anlage bietet nach Auskunft der Betreiber-Gesellschaft Kunden durch das Modell der „Lohnverflüssigung“ Flexibilität: Sie können Biomethan zu Bio-LNG verarbeiten lassen und die dabei generierten Treibhausgas-Quoten eigenständig vermarkten. Die Infrastruktur umfasst vier Tanks mit insgesamt 540 Tonnen Speicherkapazität sowie zwei Verladestationen. Mit einer Kapazität von 65.700 Tonnen pro Jahr, was rund 1 Milliarde kWh entspricht, bietet die Anlage die Möglichkeit, bis zu 3.200 Schwerlastfahrzeuge klimaneutral zu betreiben.
Seit August 2024 ist Erdgas Südwest alleinige Anteilseignerin der „REEFUELERY GmbH“ und seitdem firmiert die Verflüssigungsanlage unter dem Namen „Erdgas Südwest Bio-LNG GmbH“. Während die Planung und der Bau in Kooperation mit Avanca Energy erfolgten, wird der Betrieb vollständig von der Erdgas Südwest und deren Mehrheitsgesellschafterin, der EnBW Energie Baden-Württemberg AG, verantwortet.
Die Zusammenarbeit mit Avanca Energy bleibt durch deren Tochtergesellschaft Alternoil GmbH jedoch erhalten, die das Bio-LNG über ihr bestehendes Tankstellennetzwerk künftig vertreibt. Dieses Netzwerk soll nach Auskunft von Erdgas Südwest weiter ausgebaut werden, um Bio-LNG flächendeckend anzubieten.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Ruhiger Handel in verkürzter Arbeitswoche
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Überwiegend etwas leichter haben sich die Energiemärkte zum Wochenauftakt gezeigt. Wegen des Feiertags am 1. Mai und eines anschließenden Brückentages ist auch in der laufenden Woche mit einem ruhigen Handel zu rechnen.
Strom: Durch die Bank leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt. Der Dienstag wurde mit 73,50 Euro/MWh im Base und nur 43,50 Euro/MWh im Peak gehandelt. Am Freitag mussten für den Montag selbst in der Grundlast 85 Euro gezahlt werden. Börslich wurde der Day-Ahead mit 73,20 Euro im Base und 43,10 Euro im Peak gesehen.
Maßgeblich für die Abgaben von Montag auf Dienstag war die etwas höhere Erneuerbaren-Einspeiseleistung von 20,9 Gigawatt im Base, die Eurowind für den zweiten Tag der Arbeitswoche prognostiziert hatte. Für den Montag waren nur 18,5 Gigawatt vorhergesagt worden. Wegen der hohen Beiträge von Wind und Solar im Peak wurden für den Dienstag auf Stundenbasis zwischen 12 und 16 Uhr leicht negative Preise ermittelt. Ein großflächiger Stromausfall auf der gesamten iberischen Halbinsel – das iberische Stromnetz kurz nach 12.30 Uhr Ortszeit automatisch vom europäischen Netz getrennt und blieb fast eine Stunde lang abgeschaltet – hatte zunächst keine markanten Auswirkungen auf die Strompreise. Am langen Ende verlor das Strom-Frontjahr 1,93 auf 80,22 Euro.
CO2: Leichter haben sich die Preise für COS-Emissionszertifikate zu Wochenbeginn gezeigt. Der Dec 25 verlor bis 14.42 Uhr um 0,91 auf 65,52 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 15,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 66,37 Euro, das Tief bei 64,72 Euro. Der Dec 25 dürfte sich innerhalb der kürzlich etablierten Volatilitätsspanne konsolidieren, wobei der Markt auf die kurze Handelswoche und die Korrelation mit den Energie- und Finanzmärkten achtet, heißt es von den Analysten von Vertis. Die Volatilität hielt sich in einer relativ engen Spanne von 4,00 Euro, und die flache Entwicklung im Wochenvergleich spiegelt die Unentschlossenheit der Marktteilnehmer wider.
Erdgas: Ohne klare Tendenz haben sich die europäischen Gaspreise am Montag präsentiert. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis 14.33 Uhr 0,05 auf 33,500 Euro/MWh. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 0,700 auf 35,175 Euro/MWh. „Chinas LNG-Importe werden im April voraussichtlich auf 4,9 Millionen Tonnen sinken. Dies wäre der sechste Monat in Folge, in dem ein Rückgang im Vergleich zum Vorjahr zu verzeichnen ist. Infolgedessen wird eine zunehmende Zahl von LNG-Ladungen nach Europa umgeleitet. Daten von Gas Infrastructure Europe zeigen, dass die Speicher in der Europäischen Union derzeit zu 38,4 Prozent gefüllt sind, nachdem seit Ende März netto kontinuierlich eingespeichert wurde.
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