Der Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK, Essen) und der Verband der Chemischen Industrie (VCI, Frankfurt am Main) kritisieren das geplante Hochlaufentgelt als deutlich zu hoch. Dieses plant die Bundesnetzagentur bei 25 Euro/kWh/h/a − das heißt: Ein Nutzer zahlt 25 Euro jährlich für jedes Kilowatt, das er als Dauerleistung (also über das ganze Jahr betrachtet) über das Netz beziehen oder einspeisen möchte.

Laut der Verbände liegt dieses Hochlauf-Entgelt aber mehr als dreimal über dem aktuellen Niveau der Entgelte für Erdgas-Fernleitungen (rund 6,70 Euro/kWh/h/a) und überschreitet auch die von der Industrie bislang akzeptierte Spanne von 15 bis 20 Euro/kWh/h/a.

VIK-Hauptgeschäftsführer Christian Seyfert warnt: „Das geplante Entgelt übersteigt deutlich den wirtschaftlich tragbaren Korridor – insbesondere für First-Mover-Projekte“. Da in der frühen Marktphase eine Auslastung von 80 Prozent kaum erreichbar sei, steige das Investitionsrisiko für Unternehmen erheblich. Laut VIK und VCI kann der Anteil der Netzentgelte je nach Auslastung auf bis zu 17 Prozent des Wasserstoffpreises anwachsen.

Weitere Kritikpunkte 

Zudem nehmen die VKI und VCI Intransparenz bei der Festlegung des Entgeltes wahr. Die Entgelthöhe gründet die Bundesnetzagentur auf ein Gutachten der Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen und Geothermie (IEG) sowie des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschug (ISI). Dabei werde der Wert von 25 Euro/kWh/h/a lediglich einmal als oberer Rand einer möglichen Bandbreite genannt – eine nachvollziehbare Herleitung fehle, so die Kritik der Verbände.

Ein weiteres Problem sehen VIK und VCI im sogenannten Entry-Exit-System nach Vorbild von Erdgas, bei dem Entgelte sowohl an Einspeise- als auch an Ausspeisepunkten fällig werden. Hinzu kommen potenziell zusätzliche Kosten durch Speicherbetrieb. Bei niedriger Auslastung könne dies die Wirtschaftlichkeit ganzer Projekte infrage stellen.

Nach Einschätzung von VIK und VCI lagen die reinen Produktionskosten für grünen Wasserstoff in Europa im Jahr 2023 bei etwa 6,60 Euro pro Kilogramm. Das entspricht rund 0,20 Euro/kWh – noch ohne Berücksichtigung von Importkosten, Energieverlusten oder weiteren Preisbestandteilen. Daher dürften die tatsächlichen Gesamtkosten voraussichtlich deutlich höher ausfallen.

Zum Vergleich: Erdgas liegt am Spotmarkt derzeit bei unter 0,04 Euro/kWh, grauer Wasserstoff wird aktuell für etwa 0,09 Euro/kWh (entspricht rund 3,10 Euro pro Kilogramm) erzeugt.

Die Bundesnetzagentur knüpft ihren Vorschlag an ein im Jahr 2024 veröffentlichtes Regulierungskonzept mit dem Titel „WANDA“. Die Abkürzung steht für „Wasserstoff-Netzentgelt- und Amortisationsregelung“ und bezeichnet die Einführung eines bundeseinheitlichen Startentgelts mit einem längerfristigen Refinanzierungsmechanismus. Ziel ist es, den Netzzugang zu vereinheitlichen und Planungssicherheit für Betreiber und Nutzer zu schaffen.

Zu starke Anlehnung an den etablierten Erdgasmarkt

Aus Sicht der Industrie fehlt es jedoch an Flexibilität. Das Hochlauf-Entgelt sei stark an die Logik des etablierten Erdgasmarkts angelehnt – mit hoher Auslastung, standardisierten Transportpfaden und vielen Marktakteuren. Auf den noch jungen Wasserstoffmarkt mit meist bilateralen Verträgen lasse sich dieses Modell nicht sinnvoll übertragen.

Der Vorschlag des VIK und VCI: Das Hochlaufentgelt solle auf ein investitionsfreundliches Niveau sinken – etwa durch Zuschüsse aus dem Bundeshaushalt oder durch gestreckte Abschreibungszeiträume für Netzinvestitionen.

Alternativ sei ein Entgeltpfad denkbar, der mit niedrigen Sätzen beginnt und später ansteigt. Zudem müssten Speicher vor doppelten Entgelten bewahrt werden, um ihre Rolle für Versorgungssicherheit und Netzflexibilität zu stärken.

Die beiden Verbände befürchten, dass ohne eine Anpassung der Netzentgelte zentrale industrielle Großprojekte verzögert oder gestrichen werden. Sie betonen, dass eine faire, transparente und marktfähige Entgeltstruktur entscheidend ist, damit Wasserstoff in industriellen Anwendungen wettbewerbsfähig wird – und damit die Dekarbonisierung des Industriestandorts Deutschland gelingt.

Die „Gemeinsame Stellungnahme von VIK und VCI zum Hochlaufentgelt für das Wasserstoff-Kernnetz (GBK-24-02-2#4)“ ist auf der Internetseite des VIK einsehbar.

Bereits seit Juni 2024 gilt für das Industriekraftwerk ein neuer Emissionsgrenzwert für SO2. Dieser beträgt 600 mg/Nm3 für den Tagesmittelwert und dient auch weiterhin als Grundlage für die Berechnung der maximalen Jahresemissionsfracht, sodass die Ausnahmezulassung nur in Einzelfällen in Anspruch genommen werden kann und durch niedrigere Emissionswerte an anderen Tagen ausgeglichen werden muss, wie es in einer Mitteilung der PCK heißt. Die Ausnahmegenehmigung ist bis zum 31. Dezember 2027 befristet.

Begründet wird die Regelung durch das LfU mit den „besonderen technischen und logistischen Herausforderungen“, die die Verarbeitung von alternativen Rohölen mit sich bringe. Die Raffinerie ist eigentlich auf die Verarbeitung russischen Rohöls ausgelegt und optimiert. Seit dem Stopp der Importe aus Russland muss der Betrieb auf alternative Rohöle ausweichen, die sich in Schwefel- und Stickstoffgehalt stark unterscheiden. Das beeinflusst verschiedene Verarbeitungsprozesse der Rohöl-Destillation sowie die Weiterverarbeitung und Verwertung der anfallenden Rückstände.

Dem LfU zufolge hat PCK „nachvollziehbar dargelegt, dass durch die Schwankungen der Schwefelgehalte der verschiedenen Rohöle ungünstige Betriebsbedingungen eintreten können und in unvorhersehbaren Einzelfällen zu Überschreitungen des festgelegten Emissionsgrenzwertes von 600 mg/Nm3 führen und mit der vorhandenen Technik nicht vermieden werden können“.

Mit Erhöhung der SO2-Reichgas-Verarbeitung durch Umbauten in der Schwefelgewinnung (Claus-Anlagen) im nächsten Stillstands-Zyklus 2027 soll die Einhaltung des Konzentrationswertes von 600 mg/Nm3 zukünftig aber erreichbar sein.

Verunsicherte Belegschaft demonstriert

Angesichts der Unsicherheiten zur Zukunft der PCK wollen Beschäftigte am 7. Mai auf die Straße gehen. In der Stadt ist eine Kundgebung geplant. Brandenburgs Ministerpräsident Dietmar Woidke und Wirtschaftsminister Daniel Keller (beide SPD) sowie weitere Politiker werden erwartet.

Die Beschäftigten sind laut Betriebsrat verunsichert und in Sorge um Arbeitsplätze. Unklar ist seit längerem, wie es mit der Eigentümerstruktur der PCK mit rund 1.200 Mitarbeitern weitergeht. Ziel der bisherigen Bundesregierung war es, dass Mehrheitseigner Rosneft sich von den Mehrheitsanteilen von 54 Prozent an der PCK trennt. Der geplante Ausbau der Rostock-Pipeline liegt außerdem seit längerem auf Eis.

Das bestätigte der Verkehrssprecher der ÖVP, Joachim Schnabel, in Vertretung der Energiesprecherin seiner Fraktion, Tanja Graf, bei einer Podiumsdiskussion des Elektrizitätswirtschaftsverbands Oesterreichs Energie am 5. Mai in Wien. Schnabel zufolge soll lediglich das ElWG noch vor dem Sommer beschlossen werden.

Für das EABG und das EGG ist dagegen nur der Beginn der Begutachtung geplant. Den Beschluss dieser beiden Gesetze strebt die Koalition erst für die Plenarsitzung des Parlaments am 24. und 25. September an.

Laut dem Leiter der Abteilung Energierecht im österreichischen Wirtschaftsministerium (BMWET), Benedikt Ennser, wird der „weit fortgeschrittene“ Entwurf des EABG mit den Bundesländern diskutiert, die von Eingriffen in ihre Kompetenzen betroffen sind. Der Entwurf des EGG wiederum muss Ennser zufolge „runderneuert“ werden. Vor allem geht es darum, den geplanten Fördermechanismus vom seinerzeit vorgesehenen Quotenmodell auf ein Marktprämien-System umzustellen.

Rasch in Begutachtung

Nach Angaben des Energiesprechers der SPÖ, Alois Schroll, haben sich die Regierungsparteien auf einen Entwurf des ElWG geeinigt. Dieser werde nun rasch in Begutachtung gehen. Optimistisch hinsichtlich des neuen Zeitplans zeigte sich auch der Industriesprecher der Neos, Markus Hofer.

Wie berichtet, benötigt die Regierung zum Beschluss aller drei Gesetze eine Zwei-Drittel-Mehrheit und so mit die Zustimmung der rechtsgerichteten Freiheitlichen Partei (FPÖ) als stärkster Fraktion im Bundesparlament oder der Grünen. Der Umweltsprecher der Grünen, Lukas Hammer, konstatierte, das ElWG sei bereits vor der Parlamentswahl am 29. September 2024 beschlussreif gewesen, dann aber von der ÖVP, mit der seine Partei damals regierte, blockiert worden. Nun warte er auf den neuen Begutachtungsentwurf: „Ich bin aber skeptisch, ob sich der Beschluss noch vor dem Sommer ausgeht.“

„Verheerendes Signal“

Die von der Regierung geplante Verschärfung der Besteuerung sogenannter „Übergewinne“ der Energiewirtschaft kommentierte SPÖ-Energiesprecher Schroll, die Branche habe der Regierung zugesagt, 200 Millionen Euro zur Sanierung des Bundesbudgets beizusteuern. Dem Ziel, diese Summe sicherzustellen, dienten die am 2. Mai veröffentlichten Entwürfe zu Novellen der Bundesgesetze über den „Energiekrisenbeitrag Strom“ (EKBSG) und den „Energiekrisenbeitrag fossile Energieträger“ (EKBFG).

Mit diesen werden, wie berichtet, die Absetzbeträge für Investitionen in erneuerbare Energien sowie Energieeffizenzmaßnahmen massiv verringert. Schroll erläuterte, bis 9. Mai könnten Stellnungnahmen zu den Entwürfen abgegeben werden: „Und ich betone: Es geht um 200 Millionen Euro, nicht um mehr.“

Heftig reagierte der Präsident von Oesterreichs Energie und Generaldirektor des Stromkonzerns Verbund, Michael Strugl: „Es stimmt, wir haben ein Commitment zu den 200 Millionen Euro abgegeben. Aber gut finden wir das nicht.“ Bei dem Betrag handle sich um eine „relativ willkürliche“ Festlegung, die weder energie- noch wirtschaftspolitisch nachvollziebar sei.

Bekanntlich plane die Branche, in den kommenden Jahren hohe Milliardenbeträge in den Ausbau der erneuerbaren Energien sowie der Netze zu investieren. Angesichts dessen setze Regierung mit der Verschärfung der „Energiekrisenbeiträge“ ein geradezu „verheerendes Signal“ für potenzielle Investoren und für den österreichischen Kapitalmarkt insgesamt.

Im Übrigen habe auch niemand von einer Abschöpfung von „Übergewinnen“ gesprochen, als die Pharmakonzerne während der Corona-Pandemie außergewöhnlich hohe Erträge erzielten.

Im Jahr 2024 wurden rund 600.000 neue Solarbatterien installiert. Allein im ersten Quartal 2025 kamen nach Schätzung des BSW über 1,7 Millionen kWh Speicherkapazität hinzu. Das entspricht einem Zuwachs von etwa 16 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Der Verband veröffentlichte die Zahlen im Vorfeld der Energiemesse The smarter E Europe, die vom 7. bis 9. Mai in München mehr als 110.000 Fachbesucher erwartet.

Heimspeicher als Standard

Heimspeicher sind laut BSW-Solar inzwischen Standard bei neuen Solaranlagen auf Einfamilienhäusern. Zunehmend wachse jedoch auch die Nachfrage nach Großspeichern im Megawatt-Leistungsbereich. Diese Anlagen kommen verstärkt neben Wind- und Solarparks zum Einsatz und helfen, wetterbedingte Einspeiseschwankungen zu puffern. Neben der zeitversetzten Nutzung von Solar- und Windstrom können sie Netzengpässe reduzieren und so den Bedarf an Netzausbau verringern – vorausgesetzt, sie werden intelligent gesteuert.

BSW-Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig betont die Bedeutung von Elektrizitätsspeichern für die Versorgungssicherheit: „Batteriespeicher leisten schon heute einen wichtigen Beitrag zur Stabilisierung des Stromsystems.“ Um den Hochlauf weiter zu beschleunigen, sei jedoch ein umfassender Abbau regulatorischer Hürden notwendig.
 Konkrete BSW-Forderungen

Körnig fordert vor allem eine zügige baurechtliche Privilegierung von Batteriespeichern sowie klare wirtschaftliche Anreize. Den bislang geltenden gesetzlichen Rahmen hält er für nicht mehr zeitgemäß. Die spezifischen Funktionen von Batteriespeichern würden im aktuellen Energierecht sowie in den Anschlussbedingungen der Netzbetreiber und der Regulierung der Bundesnetzagentur kaum berücksichtigt.

Auch die Regierungsparteien CDU/CSU und SPD haben laut dem Verband die Bedeutung von Stromspeichern erkannt. Im Anfang 2025 zusammen mit den Grünen verabschiedeten „Stromspitzengesetz“ wurde zwar ein flexibler Marktzugang für Speicher beschlossen, dessen konkrete Umsetzung steht jedoch noch aus. Der BSW drängt daher auf eine zeitnahe Anwendung dieses Gesetzes.

Zusätzlich fordert der Verband die Vereinfachung und Senkung von Anschlussbedingungen, Netzentgelten und Anschlusskosten, um einen netz- und systemdienlichen Ausbau der Speichertechnologien zu ermöglichen.
Langfristig müsste - laut Fraunhofer-Berechnungen zu Transformationsszenarien in der Studie „Wege zu einem klimaneutralen Energiesystem“ - die Kapazität von Batteriespeichern inklusive mobiler Batterien dafür bis zum Jahr 2030 auf 100 bis 150 Millionen kWh anwachsen.

Heimspeicher sind bereits wirtschaftlich

Inzwischen gibt es Solarstrom-Speicher, die mehr Ertrag einbringen, als sie kosten. Darauf weist das Solar Cluster Baden-Württemberg hin. Die Faustregel: Kostet ein Solarstromspeicher weniger als 600 bis 650 Euro/kWh Speicherkapazität, kann er wirtschaftlich sein. Auf dem Markt finden sich bereits Produkte, die unter diesem Betrag liegen. Die Garantie sollte dabei 15 Jahre betragen, raten die Fachleute.

Da sie den Gewinn der Photovoltaikanlage erhöhen, werden Batterien künftig integraler Bestandteil einer Solaranlage sein, erläuterte Andreas Schlumberger vom Solar Cluster. „Nutzt man zudem einen dynamischen Stromtarif, kann sich der finanzielle Überschuss sogar noch erhöhen“, erklärte er. PV-Anlagen auf dem Hausdach erzeugen klimaneutral Solarstrom und lohnen sich auch finanziell schon lange. Strom aus einer neuen Dachsolaranlage kostet mit 10 bis 13 Cent/kWh nur noch rund ein Drittel des Preises von Strom aus der Steckdose.

Wer seinen eigenen Solarstrom verbraucht, spart also einen zweistelligen Centbetrag pro Kilowattstunde. Batteriespeicher tragen dazu bei, den Eigenverbrauch zu erhöhen. Dies ist vor allem deshalb interessant, da die andere Einnahmequelle, die Einspeisevergütung, für neue Anlagen nur noch knapp 8 Cent/kWh beträgt und zumeist nicht kostendeckend ist.

Bereits heute sind diese Stellplätze dafür vorgerüstet. Knapp 100 Ladepunkte wurden in einer ersten Projektphase installiert und sind inzwischen in Betrieb. Die übrigen sollen schrittweise in Abhängigkeit vom tatsächlichen Bedarf ergänzt werden.

Zu den Leistungen des Infrastrukturdienstleisters Chargemaker gehören neben dem Betrieb der Ladepunkte das intelligente Lade- beziehungsweise Lastmanagement sowie Abrechnungs-Dienstleistungen.

Individuelle Abrechnungslösungen für die Nutzer vorgesehen

„Wohnungsvermietende und büromietende Unternehmen nutzen das Gebäude ebenso wie die Betreiber von Hotels, Gastronomie und Einzelhandel. Sie alle wollen ihren Mietern, Kunden, Mitarbeitenden oder Besuchern die professionelle Nutzung moderner Ladestationen ermöglichen, brauchen dafür aber ganz unterschiedliche Geschäfts- und Abrechnungsmodelle“, erklärt Björn Dethlefsen, einer der Geschäftsführer von Chargemaker. Er verspricht jeweils eigene Abrechnungskonzepte für alle Mieter. Die Ista-Tochter werde dafür eine cloudbasierte Lösung zur Verfügung stellen, mit der die Abrechnung individuell nach Nutzertyp erfolgen könne, heißt es in einer Mitteilung des Unternehmens.

Die 2020 gegründete Chargemaker GmbH gehört zur Ista SE. Der internationale Konzern mit Hauptsitz in Essen ist unter anderem im Submetering und Immobilienmanagement aktiv.

Four Frankfurt zählt mit einer Geschossfläche von rund 213.000 Quadratmetern zu den größten Hochhausvorhaben in Europa. Es umfasst vier Türme auf einem gemeinsamen mehrgeschossigen Podium. Geplant sind rund 600 Wohnungen sowie Büroflächen für rund 4.500 Arbeitsplätze, dazu Hotels, Einzelhandel und öffentlich zugängliche urbane Räume.

Die Fertigstellung des seit 2018 laufenden Baus ist fürs laufende Jahr 2025 vorgesehen. Die Ladeinfrastruktur gilt als Baustein des Nachhaltigkeitskonzepts von Four, das dem Quartiersprojekt ein Platin-Zertifikat der Deutschen Gesellschaft für nachhaltiges Bauen (DGNB) eingebracht hat.

Laut einer Mitteilung des Immobilienentwicklers Groß & Partner ist Turm 1 von Four Ende 2024 offiziell in Betrieb gegangen. Darüber hinaus seien die ersten Bewohner in Turm 3 eingezogen und die Fassade von Turm 2 sei geschlossen. Damit seien alle vier Türme, „von außen betrachtet, nahezu fertig“, heißt es dort.

Voltfang hat dort am 5. Mai mit dem Bau eines Batteriespeichers mit einer Speicherkapazität von 20.340 kWh und 9,5 MW Leistung begonnen. Das Aachener Start-up bindet die Anlage direkt am Umspannwerk an das Mittelspannungsnetz des regionalen Netzbetreibers Regionetz an. Die Inbetriebnahme ist für Ende dieses Jahres vorgesehen.

Zum Einsatz sollen sogenannte Second-Life-Batterien kommen, wie Voltfang in einer Mitteilung vom 5. Mai erklärt. Das Unternehmen setzt auf vier Speichersysteme des Typs „Voltfang 2 Plus GS“, die aus leistungsfähigen Batteriemodulen aus Elektrofahrzeugen bestehen.

Hinzu kommen vier Wechselrichter des deutschen Herstellers WS-Tech. Alle Komponenten stammen laut Voltfang aus deutscher Produktion. „Wir beweisen mit diesem Projekt, dass leistungsfähige Großspeicher-Lösungen ‚made in Germany‘ keine Zukunftsvision sind, sondern bereits Realität“, erklärt CTO und Mitgründer Afshin Doostdar. Es brauche keine Importe aus Asien, um die Herausforderungen der deutschen Energieinfrastruktur zu meistern.

CSO und Mitgründer Roman Alberti betont die strategische Bedeutung solcher Speicher: „Grid-Scale-Speicher sind ein Schlüssel für die Energiesicherheit Europas. Sie erhöhen die Resilienz des Netzes und machen erneuerbare Energien wirtschaftlich nutzbar.“
 Intelligentes Energiemanagement inbegriffen

Voltfang entwickelt den Speicher gezielt für Netzdienstleistungen und den Stromhandel. Über seinen selbstentwickelten Algorithmus mit Namen „Energy Trader“ steuert Voltfang die Lade- und Entladevorgänge flexibel: Bei niedrigen Strompreisen und hoher Netzauslastung lädt die Anlage Netzstrom. Bei hohem Bedarf und teuren Preisen gibt sie Energie ans Netz ab. Auf diese Weise will das Start-up Netzschwankungen ausgleichen und die Versorgung sicherer machen.

Im Oktober 2024 hatte sich das Start-up 8 Millionen Euro Kapital von Risikoinvestoren gesichert. Mit den Mitteln will Voltfang das Wachstum im Bereich großtechnischer Speichersysteme beschleunigen und den Ausbau im europäischen Markt unterstützen.

Weitere Großspeicher-Projekte geplant

Voltfang kündigt an, deutschlandweit weitere Großspeicher zu errichten, um Netzengpässe zu reduzieren und fossile Energieträger zurückzudrängen. Der Fokus liegt dabei auf der Kombination aus wiederaufbereiteten Batteriemodulen und selbstentwickeltem Energiemanagement.

Das Cleantech-Unternehmen aus Aachen entstand 2020 an der RWTH Aachen. Es entwickelt und vertreibt stationäre Batteriespeicher für Industrie, Gewerbe und Energieversorger. Zu den Kunden zählen Aldi Nord, die Alba Group und Goldbeck.

Laut Geschäftsführer Johannes Scherer verbindet das Dachsystem die Funktionen der Gebäudehülle mit der Energieerzeugung. „Jedes Dach wird damit zu einem hocheffizienten Kraftwerk – ohne Kompromisse bei Architektur, Ästhetik oder Funktionalität“, so Scherer. Ziel sei eine bislang nicht erreichte Kombination aus Effizienz und Funktionalität für Neubauten und Sanierungen.

Zentrales Element des Systems ist ein patentiertes Wärmemanagement. Es nutzt die Abwärme der PV-Module aktiv und erhöht laut Equatronic gleichzeitig deren Wirkungsgrad um bis zu 15 Prozent. Die gewonnene Wärme kann in Heizungsanlagen oder Warmwasserbereitung eingespeist werden. Alternativ ist auch eine Nutzung in Nah- oder Fernwärmenetzen vorgesehen.

Ein weiterer Vorteil sei die Plug-and-Play-Architektur: Die vorgefertigten Module lassen sich auf der Baustelle in kurzer Zeit montieren. Die Installation dauere nur wenige Tage, so Florian Scherer, Co-Founder und Marketingchef. Komplexe Einbauprozesse auf der Baustelle würden dadurch vermieden.

Das Einsatzspektrum des Systems reiche von Einfamilienhäusern bis zu gewerblichen und öffentlichen Gebäuden. Für private Wohngebäude sei eine weitgehende Energieautarkie möglich, während bei Industriegebäuden insbesondere die Kombination aus Strom- und Wärmeerzeugung wirtschaftlich sei, so Scherer. Auch für größere Projekte wie Quartierslösungen oder internationale Anwendungen sieht er Potenzial.

Nach Angaben des Unternehmens wird über den gesamten Lebenszyklus mehr CO₂ gebunden als ausgestoßen. Zum Einsatz kommen nachwachsende Rohstoffe und ein geschlossenes Recyclingkonzept.

Auf der Intersolar Europe 2025 zeigt das Unternehmen sein System in Halle C5, Stand 380B.

Das Modell C330 hebt sich durch seine Fähigkeit hervor, Ströme bis 3.000 Ampere bidirektional zu schalten. Es wurde für den „smarter E AWARD 2025“ nominiert – ein Hinweis auf seine Relevanz für das Megawatt-Laden. „Unsere neuen Schütze ermöglichen das ultraschnelle Laden im Takt einer typischen Fahrerpause – ohne Kompromisse bei Sicherheit oder Systemeffizienz“, unterstrich Helmut Pusch, CEO der Schaltbau Gruppe.

Alle vier Modellvarianten verfügen laut Hersteller über ein offenes Isolationsdesign und halten Kurzschlussströmen von bis zu 15.000 Ampere für fünf Millisekunden stand. Die silberlegierten Kontaktpillen der Schütze sorgen für einen besonders niedrigen Kontaktwiderstand – 35 Mikroohm bei C330/C830 und 50 Mikroohm bei C305/C805. Dies führe zu einer höheren Energieeffizienz und erhöhten Betriebssicherheit auch unter anspruchsvollen Bedingungen.

Neben den MCS-Schützen stellt Eddicy auch das intelligente Gleichstromschütz SC503 vor. Es kombiniert hohe Schaltleistung mit integrierter Überwachung und modularer Bauweise. Auf dem Stand des Unternehmens Rittal, ebenfalls auf der Messe vertreten, wird das SC503 in einer Sammelschienenplattform in Betrieb demonstriert.
Eddicy zeigt Lösungen für Ladeinfrastruktur, Batteriespeicher und Gleichstromverteilung.
 Besucher finden die Marke an mehreren Standorten auf der Messe:
• ees Europe, Stand 476, Halle B2 (Eddicy)
• EM-Power Europe, Stand 310, Halle B5 (Rittal)
• Power2Drive Forum, Session „Global E-Mobility Outlook: Vision Meets Innovation“
am 7. Mai um 10:30 Uhr, Stand 550, Halle C6

Aurora Solar setzt bei ihrer Software auf KI und eine ortsunabhängige Initialplanung: Das soll es ermöglichen, PV-Anlagen bereits vor dem ersten Ortstermin oder während des ersten Kundengesprächs präzise zu veranschaulichen und individuell auf die Gegebenheiten des jeweiligen Daches abzustimmen. Die Planung basiert laut Aurora auf zwei- und dreidimensionalen Daten der Adresse des Hausbesitzenden, um aussagekräftige Angebote für Interessenten zu erstellen.

Modulbelegung und Prognosen zum Stromertrag und der Amortisation ließen sich so gemeinsam mit den Kundinnen und Kunden in Echtzeit berechnen und anpassen, was den Vorgang auch für die spätere Feinplanung verbessere, ist sich Komplettanbieter Q Cells sicher.

„Mit Aurora Solar als Partner können wir unseren Kunden eine durchgängig komfortable Erfahrung bieten. In Echtzeit visualisiert die Technologie von Aurora Solar PV-Anlagen in 3D und schafft somit einen Mehrwert für unsere Kundschaft“, erklärt Thomas Taubert, bei Q Cells Head of Product & Software Management.

Aurora Solar vertreibt Vertriebs- und Planungstools für Solarbetriebe und hat seinen Hauptsitz in Angermünde im Landkreis Uckermark. Q Cells ist ein Hersteller von Photovoltaik-Systemen. In Sachsen-Anhalt gegründet, gehört das Unternehmen inzwischen zur südkoreanischen Hanwha-Gruppe.

Erstmals seit der Gründung verändert sich die Struktur der SUN. 2011 waren die Stadtwerke aus Bad Sooden-Allendorf, Eschwege, Witzenhausen und Wolfhagen sowie die KBG Kraftstrom-Bezugsgenossenschaft Homberg - ein Bürgerenergie-Unternehmen - und die Städtischen Werke Kassel eine Kooperation eingegangen. Ihr Ziel lautet seither, nachhaltige Energiewende-Projekte gemeinsam zu stemmen.

Von dem Beitritt der Südniedersachsen verspricht das Gründungssextett sich, grüne Kraftwerke und Elektromobilitäts-Angebote nun auch leichter außerhalb Hessens zu verwirklichen. „Erneuerbare-Energien-Projekte machen nicht vor einer Landesgrenze halt“, so lässt Markus Lecke, Geschäftsführer sowohl der Stadtwerke Eschwege als auch der SUN, sich in einer gemeinsamen Mitteilung ein.

Kleine Versorger werden in Gemeinschaft stärker

Die beiden VHM-Geschäftsführer Marc Pfütz und Jens Steinhoff sprechen von einem „bedeutenden Schritt für uns“. Der Beitritt erlaube es den Mündenern, in regionaler Zusammenarbeit innovative Erneuerbaren-Projekte zu entwickeln. Von einer neuen Stärke spricht auch das alte Bündnis. Energiewende-Projekte würden immer größer. „Kleinere Stadtwerke - und das sind wir ja - kommen da schnell an ihre Grenzen“, so Markus Lecke. Daher seien die VHM ein „Wunschpartner“.

Für die Stadtwerke-Kooperation ist die Erweiterung ein logischer Schritt. So habe es bereits in der Vergangenheit gemeinsame Projekte gegeben. Nach dem Selbstverständnis der SUN entscheiden die einzelnen Mitglieder jeweils für sich, ob sie sich an einem neu entwickelten Projekt letztlich beteiligen. Bisheute sind aus der Zusammenarbeit fünf Wind- und zwei Solarparks hervorgegangen. Zu Ideen für die neue Siebener-Union wollten die Beteiligten sich noch nicht konkret äußern.

Insgesamt kommt die SUN auf 1.120 Beschäftigte, die rund 300.000 Menschen in ihrem Einzugsbereich versorgen. Die jährlich gelieferten 1,3 Milliarden kWh Ökostrom stammen zum großen Teil aus eigener Produktion und entsprechen bilanziell dem Bedarf von 87.000 Haushalten der Region.

Länderübergreifende Kooperationen von Versorgern sind in Deutschland keine Seltenheit. Zuletzt gaben die Stadtwerke aus Kaiserslautern (Rheinland-Pfalz) und Augsburg (Bayern) bekannt, künftig über eine gemeinsame Gesellschaft Erneuerbaren-Projekte vorantreiben zu wollen (wir berichteten).

Die Mittel stammen vom Kölner Versorger Rheinenergie und dem Hersteller von Ladevorrichtungen Mennekes, die neben der mittlerweile ausgeschiedenen Powercloud zu den Gründungsgesellschaftern des Unternehmens zählen.

Die Software-as-a-Service-Plattform von Chargecloud richtet sich an Ladeinfrastruktur-Betreiber und Fahrstrom-Anbieter. Das Unternehmen wirbt damit, es bilde alle wesentlichen Prozesse, von der Betriebsüberwachung bis zur automatisierten Abrechnung. Die Lösung lasse sich obendrein als White-Label-Lösung einsetzen. Zusatzmodule wie eine Fahrer-App, ein B2B-Portal sowie ein Marktplatz für Dienstleistungen zertifizierter Partner gehören außerdem dazu. Als Nutzer kommen unter anderem internationale Flottenbetreiber, Energieversorger, Automobilhersteller und Logistikunternehmen in Frage.

Vertriebsperspektive für Mennekes

Die nun bekannt gegebene Kapitalmaßnahme soll vor allem die Expansion in Europa unterstützen. Bereits in den kommenden Monaten plant Chargecloud die Gründung erster Tochtergesellschaften in verschiedenen europäischen Ländern, um durch lokale Präsenz länderspezifische Anforderungen besser abzubilden und somit eine breitere Marktdurchdringung zu erreichen, wie es von Seiten des Unternehmens heißt. Der Rollout der Plattform auf dem europäischen Markt soll so vorbereitet werden.

Parallel dazu werde ein erheblicher Teil der Mittel in die Weiterentwicklung der Plattform-Technologie fließen. Im Fokus stehen dabei sowohl die Optimierung der Nutzerführung als auch die Skalierbarkeit der Software.

„Die Investition bekräftigt das Vertrauen der Gesellschafter in die langfristige Vision und Stabilität von Chargecloud“, erklärt Geschäftsführer Markus Bach. Sie sei Ausdruck eines nachhaltigen Engagements für die Mobilitätswende und basiere auf der Erwartung eines Marktwachstums für Elektromobilität von 2025 an. „Unser Ziel ist es, das digitale Herz der E-Mobilität in Europa zu werden“, so Bach weiter.

Rheinenergie-Vertriebsvorstand Stephan Segbers verweist auf das strategische Engagement seines Unternehmens seit der Gründung von Chargecloud im Jahr 2016. Die aktuelle Finanzierungsrunde unterstreiche das Vertrauen in die Innovationskraft und Marktposition des Joint Ventures.

Volker Lazzaro, Geschäftsführer von Mennekes, betont die Notwendigkeit intelligenter Lösungen für die Elektrifizierung im Straßenverkehr. Außerdem sieht er in der Expansion des Gemeinschaftsunternehmens auch eine eigene Vertriebsperspektive: „Der Schritt ins europäische Ausland ermöglicht unseren internationalen Kundinnen und Kunden, nun auch Mennekes-Produkte in Kombination mit den Chargecloud-Leistungen zu nutzen.“

Die Stuttgarter wollen die nächsten Generationen ihrer Elektrofahrzeuge mit Hilfe von The Mobility House intelligent mit den Stromnetzen koppeln. Privathaushalte sollen auf zwei Wegen davon profitieren können: zum einen durch das so genannte unidirektionale Laden, bei dem Stromer ihre Energie zu den kostengünstigsten Zeiten aus dem Netz beziehen. Zum anderen durch das bidirektionale Laden, das auch die Energie aus einer geladenen Batterie ins Netz zurückspeisen kann.

Die Unternehmen betonen, mit der Initiative die nachhaltige Mobilität fördern zu wollen. Franz Reiner, Vorstandsvorsitzender der Mercedes-Benz Mobility AG, ist laut Mitteilung davon überzeugt, „dass die Zukunft elektrisch ist“. Für das laufende Jahr kündigte er neue Elektromodelle an, für die es durch die Kooperation passgenaue Lademöglichkeiten im privaten Bereich geben solle.

Die neuen Partner sprechen davon, dass zwei Millionen Stromer, die Energie auch wieder ans Netz abgeben können, das Abschalten von Öko-Kraftwerken etwa halbieren könnten. In Zeiten hoher Grünstromproduktion – durch viel Sonne oder Wind – kommt es häufig zu teurer Abregelung von Wind- und Sonnenenergieanlagen. Diesen sogenannten Redispatch zu verhindern, würde die Stromkosten nach Auffassung der Partner im dreistelligen Millionenbereich senken und somit auch den Verbrauchern zugute kommen.

Vorstandsvize Famil Sadygov erklärte, der Verlust im Jahr 2023 sei größtenteils auf „nicht zahlungswirksame Ausgaben“ zurückzuführen. Hinter der kryptischen Formulierung verbergen sich Abschreibungen auf aufgegebene Projekte, in der Hauptsache aber Wechselkurseffekte: Da die Gazprom-Bilanz aufgrund der Absicherungsstrategie mithilfe von Währungsanleihen deutlich höhere Verbindlichkeiten als Forderungen in fremder Währung verbucht, treibt ein schwacher Rubel (wie 2023) das Unternehmen in den Verlust, während eine Rubelaufwertung Windfall Profits beschert. Zudem schweigen die Berichte über den Beitrag der Regierung durch stark subventionierte Kreditprogramme, welche auch Gazprom zugutegekommen sein dürften.

Das Jahr 2024 markierte einen Wendepunkt für Gazprom, das sich gezwungen sah, seinen Schwerpunkt auf Asien zu verlagern, nachdem die europäischen Länder als Reaktion auf Moskaus groß angelegte Invasion in der Ukraine die russischen Gasimporte gekürzt hatten.

Nach Angaben der Exil-Nachrichtenagentur Agentstvo gehört der Gewinn von Gazprom im Jahr 2024 zu den fünf höchsten des letzten Vierteljahrhunderts.
Die Einnahmen stiegen um 25 Prozent auf 10,7 Billionen Rubel (130,8 Milliarden US-Dollar), während die Ausgaben um 3 Prozent auf 2,4 Billionen Rubel sanken.

Das Unternehmen gab an, dass seine Verschuldung mit 6,7 Billionen Rubel konstant geblieben sei und dass es über 1 Billion Rubel an Barreserven verfüge. Vorstandsvize Sadygov führte die verbesserte Leistung auf steigende Gasexporte in Länder wie China, einen stärkeren Rubel, der die Devisenkosten senkte, und höhere Zinserträge zurück.

„Gazprom hat seine finanzielle Position gestärkt“, behauptete er nicht wirklich wahrheitsgetreu. Zumal das Unternehmen auch weiterhin vor anhaltenden Herausforderungen steht, wie er zugestand. Die Ukraine hat zu Beginn dieses Jahres eine wichtige Pipelineroute stillgelegt und damit die russischen Gaslieferungen nach Europa über ihr Territorium gestoppt.

Die Financial Times berichtete Anfang des Jahres, dass Gazprom zwischen 2025 und 2034 bis zu 15 Billionen Rubel (fast 179 Milliarden US-Dollar) verlieren könnte. Als Reaktion auf den wachsenden finanziellen Druck hat das Unternehmen im vergangenen Jahr einen umfassenden Stellenabbau eingeleitet, der von internen Machtkämpfen begleitet wird.

Die SWE Energie GmbH gehört zur Stadtwerke-Erfurt-Gruppe, die verschiedene Infrastrukturdienstleistungen für die Region anbietet. Grothe wird in seiner neuen Funktion die Bereiche Erzeugung, Handel und Vertrieb verantworten. Laut Unternehmensangaben soll mit dem Wechsel die strategische Weiterentwicklung des Unternehmens, besonders im Hinblick auf die Wärmewende, vorangetrieben werden.

Tiefengeothermie ein zentrales Projekt

Grothe arbeitet seit 2007 bei den Stadtwerken Düsseldorf, zuletzt als Prokurist und Leiter der Hauptabteilung Energiewirtschaft und Handel. Zusätzlich war er Geschäftsführer der Gemeinschaftsheizkraftwerk Fortuna GmbH. In dieser Rolle verantwortete er unter anderem die kaufmännische Steuerung des Neubaus der Gas- und Dampfturbinenanlage (GuD) „Fortuna“ in Düsseldorf. Eine vergleichbare Anlage betreibt auch die SWE Energie in Erfurt.
 
In Erfurt möchte Grothe vor allem die Wärmewende vorantreiben. Ein zentrales Projekt wird dabei die geplante Tiefengeothermie sein. Laut Unternehmen könnte sich das Investitionsvolumen für das Vorhaben je nach Ausbau auf bis zu 500 Millionen Euro belaufen. Damit wäre es eine der größten kommunalen Investitionen im Energiesektor bundesweit. Zudem soll die bestehende GuD-Anlage weiterhin wirtschaftlich am Markt positioniert und vermarktet werden.

Grothe sieht in Erfurt ein „sehr gut aufgestelltes Unternehmen mit solider wirtschaftlicher Basis“. Er wolle die erfolgreiche Arbeit fortführen und das Unternehmen als verlässlichen Partner in der Region weiter stärken. Auch Erfurts Oberbürgermeister Andreas Horn (CDU), zugleich Aufsichtsratsvorsitzender der SWE Energie, äußerte sich zuversichtlich: Mit Grothe gewinne man eine „fachlich versierte und führungsstarke Persönlichkeit“, die das Unternehmen in eine klimaneutrale und wirtschaftlich tragfähige Zukunft führen werde.

 
Der Absatz von Solarstromspeichern sank im Jahr 2024 um 2 Prozent auf 580.000. Der Gesamtbestand an Solarstromspeichern belief sich somit auf rund 1.800.000 Solarstromspeicher. Durch den zweithöchsten Zubau seit der Aufzeichnung 
blieb der Zubau konstant. Der Bestand konnte weiterhin einen großen Sprung verzeichnen. Die Grafik stammt aus dem Dena-Gebäudereport 2025. Der Report ist online auf der Webseite der Dena unter dena.de/PUBLIKATION2939 abrufbar.

Strom: Durch die Bank fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt. Der Day-ahead gewann im Base 8,00 auf 99,25 Euro/MWh und verbesserte sich im Peak um 11,75 auf 88,75 Euro/MWh. Börslich zeigte sich der Day-ahead mit 98,93 Euro in der Grundlast und 88,63 Euro in der Spitzenlast. Maßgeblich für die höheren Day-ahead-Preise am Mittwoch sind die höher erwarteten Einspeisemengen.

Die Meteorologen von Eurowind erwarten für den Mittwoch ein Erneuerbaren-Aufkommen von 17,7 Gigawatt nach 23,7 Gigawatt am Berichtstag. An den Folgetagen dürften die Wind- und Solarbeiträge sich zusammengenommen weiter in dieser Spanne bewegen. Erst Ende der kommenden Woche soll das Windaufkommen anziehen. Am langen Ende gewann das Cal 26 im Konvoi mit festeren CO2- und Erdgasnotierungen kräftige 2,01 auf 84,92 Euro/MWh.

CO2: Fester haben sich die CO2-Preise am Dienstag präsentiert. Der Dec 25 notierte gegen 13.28 Uhr mit einem Aufschlag von 1,55 auf 69,04 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden 16,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 69,43 Euro, das Tief bei 67,45 Euro. Damit zeigte sich CO2 im Verbund mit Gas und Strom.

Erdgas: Deutlich fester haben sich die europäischen Gasmärkte am Berichtstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.30 Uhr 0,1625 auf 34,625 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es um 1,325 auf 35,300 Euro/MWh nach oben.

Die europäischen Erdgaspreise kletterten im Mittagshandel wieder über 34 Euro/MWh, da sich die Anleger auf die wachsende Konkurrenz um Flüssigerdgas aus Asien konzentrieren. Die zwischenzeitlich niedrigen asiatischen Preise für LNG hätten neue Käufer an den Markt gelockt, sodass dort infolgedessen die Preise wieder gestiegen seien, so Händler.

Marktteilnehmer sprechen zudem von einer Aufwärtskorrektur nach den zuletzt sehr schwachen Gaspreisen. Auch die US-Gaspreise haben am Berichtstag zugenommen, was auch US-LNG verteuert. Der Gasflow aus Norwegen beträgt für den Berichtstag - bedingt durch die dortige Wartungssaison - recht schwache 280 Millionen Kubikmeter pro Tag. Mit einem deutlich verminderten Wartungsumfang ist laut dem Fernleitungsnetzbetreiber Gassco ab Freitag zu rechnen.