Die Deutsche Wissenschaftliche Gesellschaft für nachhaltige Energieträger, Mobilität und Kohlenstoffkreisläufe e. V. (DGMK) ist eine gemeinnützige Organisation mit dem Ziel der Förderung von Wissenschaft und Forschung zur Aufsuchung, Gewinnung und Speicherung von unterirdischen Energieträgern und deren Weiterverarbeitung. Der ÖGEW ist der Partnerverband in Österreich.

Die Stoßrichtung ist klar. Wenn Unternehmen in die Produktion von und die Infrastruktur für grünen Wasserstoff einsteigen, „müssen wir dafür Geschäftsmodelle entwickeln“, so EWE-Vertreter Tjarks. Weil es noch kein Regulierungsregime gebe, also auch keine geregelte Förderung, blieben die Investitionen in notwendige H2-Speicher an der Seite von Elektrolyseuren größtenteils aus.

EWE habe seit 2020 bei der Entwicklung von Elektrolyse-Projekten stets die Speicher mitgedacht. Technisch seien sie keine große Herausforderung, aber eben marktlich. Geert Tjarks mahnt: „Ohne Speicher werden wir die heimische Wasserstoff-Produktion nicht sehen.“ In der Folge der zähen politischen Entscheidungen zu diesem Thema erwartet er, dass „der H2-Hochlauf kommt, aber er kommt langsamer“.

Und damit verfehle Deutschland auch das von der alten Regierung ausgegebene Ziel von 10.000 MW Erzeugungskapazität für grünen Wasserstoff bis 2030. „Das wird nicht erreicht, dafür sind wir zu spät.“ Was heute nicht geplant werde, stehe in zehn Jahren nicht – sagt er angesichts der aktuellen Dauer, bis Projekt verwirklicht sind.

Auf dem Weg ist seit Mitte April ein H2-Speicher in Huntorf in der Wesermarsch. Dort rüstet EWE eine seiner sieben unterirdischen Erdgaskavernen um, als Teil des verbindenden Großvorhabens „Clean Hydrogen Coastline“. Aktuell läuft die Geländeaufschüttung, um das Areal erschließen zu können.

Grundsätzlich, so Tjarks, sei ein Vollbetrieb von Elektrolyseuren betriebswirtschaftlich nicht sinnvoll, da die erheblichen Mengen des benötigten Stroms dann auch zu sehr teuren Preisen (und Tageszeiten) einzukaufen seien. Das lege einen Betrieb über 4.000 bis 6.000 Stunden im Jahr nahe.

Von der Politik erhofft Geert Tjarks sich einen Impuls, es monetär und regulatorisch zu honorieren, wenn Konzerne wie EWE die Wasserstoff-Infrastruktur systemisch denken und aufbauen. Also wie am Beispiel von Emden-Ost, wo EWE einen 320-MW-Elektrolyseur in der Nachbarschaft eines Umspannwerkes errichtet (wir berichteten). Dort läuft Erneuerbaren-Strom aus 3.000 MW Offshorewind-Kapazität auf.

Laut der Analyse stieg die neu installierte Speicherkapazität um 15 Prozent auf 21,9 Millionen kWh. Damit umfasst der gesamte europäische Batteriespeicherbestand inzwischen 61,1 Millionen kWh – ein Drittel davon wurde allein 2024 zugebaut, so der Verband. In den Jahren zuvor hatte sich der Markt jedoch mehrfach verdoppelt.

Mit Blick auf diese Entwicklung befürchtet Solarpower Europe ein Ausbremsen der Energiewende. „Jetzt ist der Zeitpunkt, Batterien ins Zentrum eines flexiblen, elektrifizierten Energiesystems zu stellen“, drängt Walburga Hemetsberger, Geschäftsführerin des Verbandes. Sie fordert von der EU-Kommission einen „EU Energy Storage Action Plan“. Der jüngste Stromausfall auf der Iberischen Halbinsel habe deutlich gezeigt, wie wichtig Speicherlösungen für die Versorgungssicherheit seien.
 
Nach Einschätzung des Verbandes verschieben sich die Marktanteile zwischen den Segmenten deutlich. Während in den vergangenen Jahren vor allem Haushalte mit Photovoltaik und Heimspeicher das Marktwachstum angefacht hätten, sinke die Nachfrage in diesem Bereich inzwischen. Als Gründe nennt der Verband wieder sinkende Energiepreise und das Auslaufen vieler nationaler Förderprogramme infolge der Energiekrise. Der Anteil der Heimspeicher am Gesamtmarkt fiel laut der Analyse auf rund 50 Prozent. Für 2025 geht der Verband von einem weiteren Rückgang auf 33 Prozent aus.

Zugleich gewinnen Großbatterien im Industriemaßstab („utility scale“) an Bedeutung. Sie machen mittlerweile etwa 40 Prozent des Marktes aus. Für 2025 prognostiziert Solarpower Europe einen Zubau von 29,7 Millionen kWh, was ein Plus von 36 Prozent gegenüber dem Vorjahr bedeutet. 

Auch das industrielle Segment – kommerzielle und gewerbliche Speicher – soll leicht zulegen. Der Grund: Unternehmen reagierten zunehmend auf Energiepreisrisiken und nutzten die Kombination aus Photovoltaik und Speicher für mehr Unabhängigkeit.

Markt bleibt konzentriert – Spanien mit Potenzial

Die fünf größten Märkte Europas – Deutschland, Italien, Großbritannien, Österreich und Schweden – verantworteten 2024 rund 78 Prozent der neu installierten Kapazität. Deutschland hielt trotz rückläufiger Heimspeicherzahlen seine Spitzenposition. In Italien trug zum Wachstum vor allem der Ausbau von Großanlagen bei. Großbritannien musste projektbedingte Verzögerungen im Großspeichermarkt verkraften, lag aber weiter vor Österreich und Schweden, die jeweils erstmals GWh-Marken überschritten.

Trotz der Wachstumsprognosen bleibt der geplante Ausbau aus Sicht des Verbands hinter dem technisch notwendigen Niveau zurück. Der Verband erklärt: Um den wachsenden Flexibilitätsbedarf in einem erneuerbaren Energiesystem zu decken, müsse allein in der EU bis 2030 eine Speicherkapazität von 780 Millionen kWh installiert sein. Die aktuelle Prognose bis 2029 geht jedoch nur von 400 Millionen kWh in Europa insgesamt aus, davon 334 Millionen kWh in den EU-Mitgliedstaaten.

Empfehlungen an die Politik

Solarpower Europe empfiehlt vor diesem Hintergrund fünf politische Maßnahmen:

• Die EU-Kommission soll einen Aktionsplan für Speicher im Rahmen eines Flexibilitätspakets vorlegen. Auf diese Weise könnten Marktregeln harmonisiert und regulatorische Hürden abgebaut werden.
• Die Netzzugangsverfahren und die Preisgestaltung für Anschlüsse sollen reformiert werden – insbesondere zugunsten hybrider Anlagen aus Solar und Speicher.
• Speicherlösungen sollen vollständigen Zugang zu Strommärkten erhalten – inklusive transparenter Einnahmequellen, Herkunftsnachweisen und der Möglichkeit zur Kombination von Erlösströmen.
• Ausgleichsmärkte müssten für Speicher geöffnet und durch einheitliche technische Standards und transparente Ausschreibungen reformiert werden.
• Smart Metering und Datenstandards müssten verbessert werden, um Echtzeit-Management und Systemintegration zu ermöglichen.

Die 96-seitige Analyse „European Market Outlook for Battery Storage 2025-2029“ ist über die Internetseite der Solarpower Europe downloadbar.

„Der Verband bringt die Perspektive der Betreiberpraxis in politische und regulatorische Prozesse ein“, heißt es in einer Mitteilung. Ziel sei es, Verfahren zu beschleunigen, faire Marktbedingungen zu schaffen und den Ausbau der Ladeinfrastruktur in Deutschland nutzerorientiert voranzubringen. Der Verband Charger versteht sich als „unabhängige Plattform“ und Bindeglied zwischen Betreibern, Politik und Verwaltung.

„Unsere Mission ist es, die operativen Herausforderungen der Branche sichtbar zu machen und Lösungen mitzugestalten – sachlich, konstruktiv und mit Blick auf eine verlässliche Ladeinfrastruktur für alle“, so Eduard Schlutius, Vorsitzender von Charger. Die Vision sei eine emissionsfreie und klimaneutrale Mobilität, zu der alle Menschen – in der Stadt und auf dem Land – einfachen, zuverlässigen und bezahlbaren Zugang haben.

Der als Verein organisierte Verband vereint Akteure entlang der gesamten Wertschöpfungskette der Ladeinfrastruktur. Die vier Mitgliedsunternehmen sind nach eigenen Angaben in der Planung und dem Betrieb von Ladeinfrastruktur tätig, entwickeln Steuerungslösungen, bieten Hardware- und Plattformtechnologien sowie Schnellladeangebote vor allem im urbanen Raum. Diese Bandbreite ermögliche es, regulatorische Fragestellungen mit konkreten Erfahrungen aus Betreiberperspektive zu adressieren. 

Der Verband hat erste Themen definiert, die er als Kernanliegen sieht. „Sie zeigen auf, wo aus Sicht von Charger dringender politischer Reformbedarf besteht und welche Lösungsansätze der Verband vorschlägt“, heißt es weiter.

• Transparenz und Verbindlichkeit beim Netzanschluss schaffen
• Funktionalität der THG-Quote wiederherstellen
• Mit Entflechtung für fairen Wettbewerb sorgen
• Kommunen einen strukturierten Leitfaden an die Hand geben
• Kommunikation mit den Nutzern verbessern
• Ladeinfrastruktur in Mehrfamilienhäusern standardisieren

Der Vorstand setzt sich wie folgt zusammen: Vorsitzender ist Eduard Schlutius, Gründer des Unternehmens Reev. Als stellvertretender Vorsitzender fungiert Constantin Schwaab, Geschäftsführer von Wirelane. Hans Beck, Chief Commercial Officer bei Jolt Energy, übernimmt das Amt des Schatzmeisters. Charger strebt an, zeitnah weitere Mitglieder zu gewinnen, „um die Interessen der Branche noch breiter zu vertreten“.

Dass es auch zehn Tage nach dem Blackout noch keinen Hinweis auf die Ursachen gibt, machte es den Konservativen indes leicht, den Verdacht genau in diese Richtung zu lenken: Der Blackout sei die Folge einer ideologiegetriebenen Energiepolitik der sozialistischen Regierung in Madrid, die Kohle- und Atomkraftwerke heruntergefahren habe, um Windräder und Solaranlagen ans Netz zu bringen und ihre grünen Träume zu verwirklichen. Verantwortlich dafür sei nicht zuletzt die ehemalige spanische Umwelt- und Energieministerin, Teresa Ribera, heute Vizepräsidentin der EU-Kommission.

Erste Konsequenzen aus dem iberischen Blackout hat der Energiekommissar am Mittwoch vor dem Europäischen Parlament angekündigt. Die Mitgliedsstaaten müssten sich besser auf solche Krisen vorbereiten und mehr in den Ausbau der erneuerbaren Energien und in die Netze, insbesondere in die grenzüberschreitenden Interkonnektoren investieren. Ein stärker integrierter Elektrizitätsmarkt sei die beste Rückversicherung gegen regionale Systemausfälle. Anfang nächsten Jahres werde die Kommission außerdem Vorschläge vorlegen, mit denen sich die Mitgliedsstaaten wirksamer gegen physische Angriffe und Cyberattacken auf ihre Stromnetze zur Wehr setzen könnten.

Problem der Einstimmigkeit will die EU umgehen

Um die Versorgungssicherheit geht es auch bei den Plänen, sich endgültig vom russischen Erdgas zu lösen, die die Kommission am Dienstag vorgelegt hat. Darüber denkt man in Brüssel schon seit 2022 nach, aber im letzten Jahr deckte die EU immer noch 19 Prozent ihrer Importe durch Lieferungen aus Russland: 32 BCM über Pipelines und 20 BCM über LNG. Ende 2027 soll damit endgültig Schluss sein, aus Gründen der Versorgungssicherheit und weil man nicht mehr in Putins Kriegskasse einzahlen wolle, sagte Jörgensen.

Politisch ist die Operation nicht trivial, denn noch immer spielt russisches Erdgas für einige Länder im Südosten der Union eine wichtige Rolle, allen voran Ungarn und die Slowakei. Damit sie kein Veto einlegen können, will die Kommission den Gasimport nicht durch Sanktionen beschränken, sondern durch europäische Verordnungen. Sie können mit qualifizierter Mehrheit beschlossen werden, greifen aber möglicherweise in das Recht der Mitgliedsstaaten ein, über ihren Energiemix selber zu entscheiden. Eine juristische Lösung für dieses Problem hat die Kommission am Dienstag nicht vorgelegt.

Jörgensen versicherte, man werde die Importe von russischem Gas schrittweise zurückfahren und für Alternativen sorgen. Auf das Preisniveau werde der Ausstieg deswegen nur begrenzte Auswirkungen haben. Das internationale Umfeld für einen Lieferantenwechsel ist günstig. Auf dem Weltmarkt steigt das Flüssigerdgas-Angebot und China, der größte Kunde für LNG, benötigt in Zukunft voraussichtlich weniger Flüssigerdgas.

Schwieriger ist die Operation für die Unternehmen in der EU, die lange Lieferverträge mit Gazprom haben. Nicht selten sind darin Mindestmengen vereinbart, die sie auch dann bezahlen müssen, wenn sie das Gas nicht abnehmen. Ihre Verträge sollen spätestens Ende 2027 auslaufen. Die EU-Verordnung soll sie gegen Regressforderungen der Russen schützen.

Um den Ausstieg aus den russischen Gasimporten zu planen und zu managen will man die Unternehmen in Brüssel verpflichten, ihre Lieferverträge offenzulegen. Alle Lieferungen müssten transparent und nachverfolgbar sein, heißt es im Ausstiegsplan der Kommission. Auf dieser Grundlage sollen die Mitgliedsstaaten nationale Ausstiegspläne vorlegen. Darin müssen quantifizierte Ziele und Optionen zum Ersatz des russischen Gases enthalten sein.

In Brüssel geht man davon aus, dass die EU das russische Gas ohne größere Probleme ersetzen kann. Ihren Gasverbrauch werde die Union bis 2027 um 40 bis 50 BCM reduzieren. Gleichzeitig steige das Angebot auf dem Weltmarkt bis Ende 2026 um 85 bis 90 BCM und in den nächsten Jahren gingen neue LNG-Terminals mit einer Kapazität von 70 BCM in der EU ans Netz.

Beenden will die Kommission auch die Importe von angereichertem Uran und anderen nuklearen Produkten und Dienstleistungen aus Russland. Der Ersatz für jene Mitgliedsstaaten, die russische Atomtechnik nutzen, ist jedoch wesentlich schwieriger als beim Gas. Ein Datum für das Ende der nuklearen Zusammenarbeit dieser Länder mit Russland wollte Jörgensen deswegen nicht nennen.

 

Die Festlegung verfolgt für den Energiebereich das generelle Ziel, den angemessenen Schutz der Verfügbarkeit, Integrität und Vertraulichkeit der Systeme kritischer Infrastrukturen im Strom- und Gassektor zu gewährleisten und eine Gefährdung der öffentlichen Sicherheit zu verhindern. Die Kataloge fordern den angemessenen Schutz gegen Bedrohungen für Telekommunikations- und elektronische Datenverarbeitungssysteme.

Aktualisierung der Kataloge

Die geplante Festlegung ist eine Überarbeitung des IT-Sicherheitskatalogs für Betreiber von Strom- und Gasnetzen sowie des IT-Sicherheitskatalogs für Betreiber von Energieanlagen. Dabei werden die Inhalte konsolidiert und in einer gemeinsamen Festlegung neu veröffentlicht.

Ziel ist es, die Kataloge weitgehend zu vereinheitlichen und sie noch enger an den prozessorientierten Ansatz der ISO/IEC 27001 anzulehnen. Durch die neue Prozessorientierung werden effektivere und effizientere Risikoanalysen sowie eine noch stärkere Verzahnung von Informationssicherheit und Business Continuity Management (BCM), auch Notfallmanagement genannt, ermöglicht, so die Behörde.

Betreiber, die den IT-Sicherheitskatalog umsetzen, betreiben ein Informationssicherheitsmanagementsystem und verbessern durch kontinuierliche Risikoanalyse, Audits und Zertifizierung die Maßnahmen zum Schutz ihrer Systeme. Der neue IT-Sicherheitskatalog schafft einheitliche Begriffsdefinitionen für alle Betreiber und differenziert allgemeine Maßnahmen zu Cybersicherheit und Aufrechterhaltung der Betriebsfähigkeit (BCM) von spezifischen, durch Zertifizierung nachzuweisenden Sicherheitsanforderungen für Netze und Anlagen.

Hintergrund der Festlegung

Es ist Aufgabe der Bundesnetzagentur, im Benehmen mit dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) Mindeststandards für die IT-Sicherheit im Energiesektor festzulegen. Der IT-Sicherheitskatalog für Betreiber von Strom- und Gasnetzen wurde im August 2015 veröffentlicht. Der IT-Sicherheitskatalog für Betreiber von Energieanlagen, die nach der BSI-Kritisverordnung als Kritische Infrastruktur bestimmt wurden und an ein Energieversorgungsnetz angeschlossen sind, wurde im Dezember 2018 veröffentlicht.

Die Entwürfe der Bundesnetzagentur zur Cybersicherheit stehen im Internet bereit.

Allerdings gibt der Stadtwerkeverband zu bedenken: „Der Vorschlag bedarf einer deutlich tiefergehenden Begründung als bislang im Gutachten ausgeführt“. Insbesondere sei zu berücksichtigen, dass diejenigen Erdgaskunden, die mangels Alternativen bis zum Schluss auf die Erdgasversorgung angewiesen sind, dann die gesamten Netzkosten finanzieren müssten. „Dies dürfte wirtschaftlich kaum tragfähig sein“, mahnt der Verband.

Aus Sicht des VKU sei es daher für das Allgemeinwohl verträglicher, wenn die Kosten der Stilllegung beziehungsweise des Rückbaus von gekündigten Gasnetzanschlüssen kostenverursachungsgerecht von denjenigen übernommen werden, die sie veranlassen. „Eine dementsprechende Änderung der Niederdruckanschlussverordnung (NDVA) ist daher der bessere Weg“, meint der Verband. Insgesamt müsse eine Regelung mit der Bundesnetzagentur und dem Verbraucherschutz diskutiert werden.

Eigenes Positionspapier zum Gasausstieg

Der VKU-Rechtsausschuss hat soeben ein Papier „Gasnetztransformation – Rechtssicherheit schaffen, Risiken vermeiden“ beschlossen. Darin wird entworfen, wie die Gasnetztransformation sicher gestaltet werden kann, mit einem geordneten Rechtsrahmen und unter Vermeidung unnötiger Kosten.

Dem aktuell in Deutschland geltenden energierechtlichen Ordnungsrahmen liegt historisch der Gedanke der Versorgungssicherheit zugrunde, dass Gasverteilernetze dauerhaft zum Anschluss und zur Versorgung von Kunden errichtet und betrieben werden. Daher müssen Stilllegungs- und/oder Rückbauszenarien sowie Regelungen zum Weiterbetrieb oder zur Transformation erst entworfen werden, so der VKU.

Die noch angeschlossenen Letztverbraucher dürften nicht allein auf den Kosten sitzenbleiben und auch die Netzbetreiber nicht. „Die mehrheitlich kommunalen Verteilernetzbetreiber betreiben aktuell rund 550.000 Kilometer Gasverteilernetz“, erinnert der Verband. Die Transformation der Gasnetze in der Energiewende dürfe den wirtschaftlichen Bestand der Unternehmen im nationalen Interesse nicht gefährden.

Bestehende Gasverteilernetze sollten bestmöglich für einen künftigen Wasserstoffbetrieb oder andere Zwecke der öffentlichen Versorgung genutzt werden, schon um bislang getätigte Investitionen der Netzbetreiber nicht wirtschaftlich sinnlos zu vernichten. Zum Zeitpunkt einer Umwidmung ebenso wie bei der möglichen Stilllegung von Gasverteilernetzen müssten alternative Wärme- und Energieinfrastrukturen errichtet worden sein, erinnern die Rechtsexperten.

Zurzeit sei auch noch ungeklärt, wie Rückbaukosten in der Netzentgeltregulierung zum Tragen kommen und wie handelsrechtlich eine Rückstellung für bestehende Rückbauverpflichtungen gebildet werden kann. Damit liegt der Auftrag im Bundeswirtschaftsministerium, bald für entsprechende Regelungen zu sorgen.

Parallel dazu gingen die Abregelungen von Wind-, Solar- und Bioenergieanlagen an Land weiter zurück und lagen mit 828 Millionen kWh noch bei rund einem Viertel des bisherigen Höchststands von 2019. Damals waren es 3,35 Milliarden kWh. Dies sind zentrale Ergebnisse des aktuellen Berichts zum Stromnetz-Engpassmanagement, den Energieminister Tobias Goldschmidt (Grüne) auf dem 7. Infrastrukturforum Energieküste in Heide vorstellte.

„Schleswig-Holstein ist damit auf gutem Weg, nicht nur unser Ausbauziel von mindestens 45 TWh Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien an Land bis 2030 zu erreichen. Sondern diesen grünen Strom zum einen in Schleswig-Holstein immer stärker zu nutzen und zum anderen in die großen Verbrauchszentren der Republik zu leiten“, so Goldschmidt.

Engpass durch Netzausbau behoben

Im Jahr 2023 war die abgeregelte Strommenge aufgrund von Engpässen im Höchstspannungsnetz stark angestiegen. Bereits im Jahr darauf machte sich allerdings eine neue 380-kV-Leitung bemerkbar, mit welcher der Hauptengpass behoben werden konnte. Ebenso habe die schrittweise Stilllegung fossiler Kraftwerke im Norden mehr Platz für die Aufnahme regenerativen Stroms geschaffen.

Das Ministerium weist darauf hin, dass der Anteil der Abregelungen an der potenziellen Stromerzeugung insgesamt weiter rückläufig ist. Lediglich knapp 3 Prozent der Erneuerbaren-Erzeugung an Land seien in Schleswig-Holstein im vergangenen Jahr abgeregelt worden. Vor fünf Jahren seien es noch 17 Prozent gewesen.

„Als SH Netz haben wir in den letzten fünf Jahren weit über eine Milliarde Euro in den Aus- und Umbau der Energienetze investiert, insbesondere um Erneuerbare Energien anzuschließen und das Stromnetz fit für die Energiewende zu machen“, sagt Benjamin Merkt und verweist auf den Rückgang der Abregelungen um 75 Prozent im selben Zeitraum. „Dies zeigt, dass sich die Anstrengungen von SH Netz, Tennet und der Landesregierung gelohnt haben“, so der Technikvorstand bei der Hanse Werk AG, der Muttergesellschaft von SH Netz.
 
Laut Ministerium wurden 2024 von der SH Netz AG insgesamt 812 Millionen kWh von Erneuerbare-Anlagen an Land abgeregelt. Die damit verbundenen Kosten betragen voraussichtlich 78,4 Millionen Euro. Die 930 Millionen kWh im vorangegangenen Jahr lassen Kosten in Höhe von 94,6 Millionen Euro erwarten.

„Über 90 Prozent dieser Abregelungen werden von der SH Netz auf Anforderung des vorgelagerten Netzbetreibers Tennet durchgeführt und resultieren aus Engpässen im Übertragungsnetz (teilweise außerhalb Schleswig-Holsteins)“, heißt es auf der Internetseite der schleswig-holsteinischen Landesregierung.

Entsprechend werden auch die Kosten dieser Maßnahmen überwiegend auf bundesweit auf die Übertragungsnetzentgelte umgelegt. Angesichts der weiterhin notwendigen Abregelungen und des Ausbaus der dezentralen Erzeugung sei jedoch nach wie vor die zügige Umsetzung des Stromnetzausbaus notwendig.

Inflationsbereinigt liegen die Tarife ihm zufolge zurzeit zwar auf dem Niveau zur Zeit des Beginns der Strommarktliberalisierung vor mehr als 20 Jahren, bei manchen Netzbetreibern sogar um etwa die Hälfte unter den seinerzeitigen Werten. Dennoch sorgten die Steigerungen mit Jahresbeginn 2025 allein aufgrund ihrer prozentuellen Höhe für mancherlei Verunsicherung.

Der Grund für die Anhebung der Netztarife durch die Regulierungsbehörde E-Control ist laut Hengst klar: Die Errichtung von Windkraft- und Photovoltaikanlagen erfolgt im Wesentlichen im Osten des Bundesgebiets und damit auch in Niederösterreich.

Im vergangenen Jahr stieg die Leistung der dort installierten PV-Anlagen um 416 MW auf 1.789 MW. Bei der Windkraft war eine Steigerung der Kapazität um 118 MW auf 1.974 MW zu verzeichnen. Ferner sind in Niederösterreich mehr als 30.000 Batteriespeicher mit einer Gesamtkapazität von über 200 MW am Netz.

Die Netzhöchstlast liegt dagegen bei lediglich 1.500 MW: „Das heißt, wir müssen unsere Netze ausbauen.“ Bis dato habe die Netz Niederösterreich rund eine Milliarde Euro in entsprechende Vorhaben investiert. Bis 2030 kämen weitere etwa 2,25 Milliarden Euro hinzu.

Wirkleistung begrenzen

Als dringend notwendig erachtet Hengst daher Instrumente, um die Kunden zu netzdienlichem Verhalten zu veranlassen und vor allem Einspeisespitzen zu vermeiden: „Derzeit bauen wir die Netze nicht gemäß dem Strombedarf der Kunden aus, sondern nach der Einspeiseleistung.“ Wünschenswert wären daher die seit Jahren diskutierten leistungsabhängigen Tarife, aber auch Anreize für die Kunden, ihre Batteriespeicher während der Mittagszeit zu beladen, wo die Stromeinspeisung von PV-Anlagen üblicherweise ihr Maximum erreicht.

Einmal mehr forderte Hengst ferner, den Netzbetreibern gesetzlich die Möglichkeit einzuräumen, die Einspeisung von PV-Anlagen auf 70 Prozent der Nennleistung zu begrenzen. Wie er betonte, würde dies die Einspeisemengen der einzelnen Anlagen lediglich um etwa 3 Prozent verringern: „Das wäre kaum merkbar.“ Grundsätzlich gehe es darum, zu gewährleisten, dass Kunden, die die Netze stärker beanspruchen, entsprechend mehr zur Kostendeckung beitragen. Eine solche Verteilung der tendenziell steigenden Belastungen sei letztlich auch eine Frage der Fairness.

Regulatorisch bereits vorgesehen ist die sogenannte „Wirkleistungsbegrenzung“ für Erzeugungsanlagen ab 4 kW Leistung. Wie ein Vertreter der Netz Oberösterreich der Redaktion auf Anfrage erläuterte, sind die Wechselrichter von PV-Anlagen meist mit Lastschaltgeräten ausgestattet. Diese ermöglichen es den Netzbetreibern, die Wechselrichter zu deaktivieren, wenn dies technisch notwendig ist, nicht zuletzt bei der neuerlichen Inbetriebnahme eines Leitungsstrangs nach einer Störung.

Mit der Deaktivierung wird verhindert, dass der Betreiber der Erzeugungsanlage Strom ins Netz einspeist. Ferner ist er gezwungen, den von ihm benötigten Strom über das Netz zu beziehen. Der so generierte vermehrte Strombedarf ist für die erneute Stabilisierung des Netzes erforderlich. Hilfreich wäre laut Hengst, die Möglichkeit der Wirkleistungsbegrenzung auf auf sämtliche Anlagen ab 800 W Kapazität auszuweiten: „Ausgenommen wären faktisch nur mehr Balkonkraftwerke.“

Einspeisung anpassen

Sorgen bereitet den Netzbetreibern Hengst zufolge weiters, dass manche Betreiber von PV-Anlagen deren Existenz nicht melden oder Strom mit höherer Leistung ins Netz einspeisen, als vertraglich festgelegt. Wer Letzteres tut, erhält von der Netz Niederösterreich in Bälde ein Schreiben mit dem Ersuchen, sein Verhalten zu ändern. Auf Anfrage der Redaktion konstatierte Hengst, meist sei den Anlagenbesitzern das Problem nicht bekannt. Er rechne im Wesentlichen mit konstruktiven Reaktionen.

Diese Hoffnung sei berechtigt, verlautete die Netz Oberösterreich gegenüber der Redaktion. Üblicherweise passe der Kunde respektive dessen Elektriker die Einstellung des Wechselrichters binnen drei Monaten entsprechend an, und die Sache sei erledigt. Wenn der Kunde dagegen uneinsichtig und die Netzsicherheit gefährdet sei, habe der Netzbetreiber das Recht, die betreffende Anlage abzuschalten. Und benötige jemand mehr Leistung als vereinbart, bemühten sich die Netzgesellschaften um entsprechende technische Lösungen.

„Bei unserem Produkt wird die Ladeelektronik in die Maße eines handelsüblichen Bordsteins integriert, um das Laden von Elektrofahrzeugen direkt am Fahrbahnrand zu ermöglichen – ohne störende Poller, ohne Eingriffe in den Gehwegbereich, und ohne Kompromisse in puncto Sicherheit oder Ästhetik“, erklärte Christoph Müller, CEO der Rheinmetall-Division Power Systems.

Durchschnittlich 19 kWh pro Vorgang geladen

Die Fallstudie belegt nach Unternehmensangeben die Marktreife des Ladebordsteins. Geladen wurden insgesamt mehr als 50 mWh Energie – durchschnittlich rund 19 kWh pro Vorgang, was einer Reichweite von etwa 120 Kilometern entspricht. Die kompakte, modulare Bauweise ermöglicht nach den Angaben eine einfache und schnelle Wartung durch den Austausch des Lademoduls innerhalb des Bordsteins. So sei eine nahezu durchgehende Einsatzbereitschaft von mehr als 99 Prozent zu geringen Betriebskosten erreicht worden.

Begleitend zu der Felderprobung haben 100 Nutzerinnen und Nutzer zwischen August 2024 und März 2025 ihre Erfahrungen über einen Fragebogen geteilt. Im Durchschnitt bewerteten sie die Ladebordsteine mit 4,38 von 5 möglichen Gesamtpunkten, wobei das Urteil älterer Teilnehmer (über 60 Jahre) besonders positiv ausfiel. Die Nutzer schätzten insbesondere die Chance der flächendeckenden Einführung einer Lademöglichkeit vor Ort sowie die einfache Bedienbarkeit.

Mit der Studie wurde nach Einschätzung von Rheinmetall der Nachweis geführt, dass der Ladebordstein das Problem der fehlenden Verfügbarkeit von Flächen im städtischen Raum lösen kann – mit einer schnellen und kostengünstigen Installation von frei zugänglichen, öffentlichen Ladepunkten. Städten und Kommunen würde damit die Möglichkeit geboten, bisher unerschlossene Standorte in dicht bebauten Gebieten effizient zu elektrifizieren.

„Mit der neuen CLS-Management-Lösung schaffen wir eine essenzielle und moderne Schnittstelle zwischen der Energiewende im Netz und den Endkunden – ein hochrelevanter Baustein für eine moderne Energiewirtschaft“, erklärte Bettina Buchert, Geschäftsbereichsverantwortliche bei EnBW Utility Services.

Der Dienstleister, der sowohl Kunden innerhalb als auch außerhalb des EnBW-Konzerns hat, verspricht sich durch die Kooperation „die gleiche Stabilität und Qualität“ beim CLS-Management wie bei der Smart-Meter-Gateway-Administration. In dieser Funktion betreut der EnBW-Geschäftsbereich nach eigenen Angaben mehr als 150.000 intelligente Messsysteme.

Steuernde Eingriffe von Netzbetreibern bei Gefahr von Engpässen

Björn Heinemann, Geschäftsführer bei Robotron, bezeichnete die Zusammenarbeit mit EnBW als „großartige Gelegenheit“, die eigene Expertise im CLS-Umfeld weiter auszubauen. Sein Unternehmen verspreche einen „marktführenden Standard für CLS-Management“.

Das System soll sowohl internen als auch externen Kunden der EnBW Utility Services ermöglichen, gesetzliche Vorgaben zur Steuerbarkeit zu erfüllen und zugleich wirtschaftliche Perspektiven durch ein vermarktungsfähiges CLS-Management zu eröffnen.

Die zunehmende Verbreitung dezentraler Technologien wie Wallboxen, Wärmepumpen, PV-Anlagen und Batteriespeicher stellt große Herausforderungen an die Netzstabilität. Um diese zu gewährleisten, müssen gegebenenfalls Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen geregelt werden, um Engpasssituationen zu vermeiden.

Maßgeblich ist hierfür die Umsetzung des § 14a EnWG zur Netzintegration steuerbarer Verbrauchseinheiten. Konkretisiert wurde die Rechtsnorm durch eine Festlegung der Bundesnetzagentur. Demnach können Netzbetreiber im Fall eines drohenden Engpasses den Leistungsbezug von Verbrauchsanlagen begrenzen. Entweder können sie direkt auf Verbrauchsanlagen steuernd zugreifen oder sie geben dem Netzanschluss einen maximalen Leistungsbezug vor. Dahinter könnte dann ein Energiemanagementsystem das Zusammenspiel von PV-Anlage und Verbrauchern je nach Präferenz des Betreibers optimieren.

So auch beim gemeinsamen Frühjahrskongress der DGMK und ihrer Schwestergesellschaft auf der anderen Seite der Alpen, der Österreichischen Gesellschaft für Energiewissenschaften (ÖGEW). In Papenburg erhielt am 7. Mai Sebastian Hogeweg (30) den Georg-Hunaeus-Preis.
 
Sebastian Hogeweg legte während seines Studiums einen Schwerpunkt auf unterirdische Energiesysteme und Speicher. Dabei simulierte er zuletzt das Verhalten von Wasserstoff in porösen Gesteinsformationen. Diese Studien sind bedeutsam, da das Speichern des Gases in natürlicher Umgebung nicht zuletzt durch die Reaktion mit vorhandenen Mikroben beeinflusst ist. In diesem Zusammenhang ist die größtmögliche Reinheit des Energieträgers eine nach wie vor große Herausforderung für die Forschung.

Der neue Vorstandsvorsitzende der DGMK, Jens Müller-Belau, hob in seiner Laudatio die von vielen Auszeichnungen begleitete Forschung Sebastian Hogewegs hervor. Jens Müller-Belau, im Hauptberuf Geschäftsführer bei der Deutschen Shell Holding in Hamburg, würdigte den Ausgezeichneten als Paradebeispiel für den Brückenschlag zwischen Forschung und Industrie. Sebastian Hogeweg ist inzwischen bei der Uniper Energy Storage GmbH in der Speicherentwicklung angestellt.

Der Georg-Hunaeus-Preis ist der Förderpreis für Nachwuchswissenschaftler der DGMK und mit 5.000 Euro dotiert. Er erinnert an einen Vermessungsingenieur und Hochschullehrer. Ihm gelang im 19. Jahrhundert die erste Tiefbohrung nach Erdöl in Deutschland, an einem Ort, der im heutigen Landkreis Celle liegt.
 
Der Applaus der insgesamt knapp 600 Kongress-Teilnehmenden war auch Martje Timmermann gewiss. Sie erhielt den zum dritten Mal vergebenen Studienpreis von She Drives Energy (SDE), dem DGMK-Netzwerk zur Förderung von Frauen in der Energiebranche. Die mit 500 Euro dotierte Auszeichnung verfolgt das Ziel, Frauen in der Forschung und der Branche besser sichtbar zu machen.

DGMK-Geschäftsführerin Gesa Netzeband hob bei der Übergabe des Preises die Studienarbeit von Martje Timmermann an der Kieler Christian-Albrechts-Universität hervor, die einen Beitrag zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung leiste. Die Preisträgerin forscht zum Potenzial der großskaligen Speicherung von Wärme.

Wie Hunaeus-Preisträger Hogeweg stellt auch Martje Timmermann am Schlusstag der zweitägigen Frühjahrskonferenz in einem eigenen Vortrag ihr Forschungsgebiet vor. Sie spricht am 8. Mai zur „Quantifizierung der dynamischen Effizienz von Hochtemperatur-Aquiferwärmespeichern“. Sebastian Hogewegs Thema sind „Numerische Untersuchungen von reaktiven Transportprozessen bei der Speicherung von Wasserstoff im porösen Untergrund“.

Die Vergabe des Innovationspreises war der Höhepunkt der CO2-based Fuels and Chemicals Conference 2025, die sowohl in Köln als auch online stattfand.Die Konferenz gilt als eine der wichtigsten internationalen Treffen der Carbon Capture and Utilisation (CCU) und Power-to-X Branche und präsentierte in ihrer 13. Ausgabe aktuelle Entwicklungen. Insgesamt 230 Teilnehmerinnen und Teilnehmer sowie 45 Rednerinnen und Redner aus der ganzen Welt teil.

Sechs Finalistinnen und Finalisten stellten ihre wegweisenden CCU-Technologien einem breiten internationalen CCU-Fachpublikum vor. Die drei Gewinner des „Best CO₂ Utilisation 2025“ Innovationspreises wurden anschließend von den Teilnehmenden im Rahmen einer Live-Abstimmung gewählt. UP Catalyst, Far Eastern New Century Corporation und Oxylus Energy wurden mit dem Preis ausgezeichnet, weil sie „bedeutende Fortschritte auf dem Weg in eine Zukunft mit erneuerbarem Kohlenstoff“ erreichten.

Ausgezeichnete Innovationen

Der Innovationspreis geht an UP Catalyst, ein estnisches Unternehmen, das Batterie-Graphit aus CO2-Emissionen gewinnt. Das entwickelte Verfahren gewinnt mittels Molten Salt CO2 Capture and Electrochemical Conversion (MSCC-EC) aus CO2-Emissionen langlebige Kohlenstoffmaterialien wie Graphit und Kohlenstoffnanoröhren (CNTs). Die Methode zeichnet sich durch den geringsten Energieverbrauch pro Tonne produzierten Graphits aus, weil es deutlich niedrigere Temperaturen benötigt als herkömmliche.

Die Far Eastern New Century Corporation erhält den zweiten Preis für ihre innovative NIPU-Technologie. Das auf Taiwan ansässige Unternehmen entwickelte das weltweit erste nicht-isocyanathaltige Polyurethan (NIPU), das aus CO2 gewonnen wird und hochleistungsfähige elastomere Materialien ermöglicht. Es vermeidet die gesundheitsgefährdenden Stoffe wie Phosgen und Isocyanate die für konventionelle thermoplastische Polyurethane benötigt werden.

Den dritten Preis bekam das US-amerikanische Unternehmen Oxylus Energy für seine innovative elektrochemische Methode zur Herstellung von grünem Methanol. Das Unternehmen nutzt seinen sogenannten Methanol Producing Electrolyser, um industrielle CO2-Emissionen mithilfe ausschließlich erneuerbarer Energie und Wasser direkt in nachhaltiges Methanol umzuwandeln. Damit wird CO2-neutrales und sogar CO2-negatives Methanol hergestellt werden zu Kosten, die mit fossilem Methanol konkurrieren können.
 

„Der britische Markt bietet enormes Potenzial für den Windkraftausbau“, sagt Heiko Bartels, Geschäftsführer von Caeli Platform for Renewables, in einer Mitteilung. „Doch ohne digitale, datengetriebene und standardisierte Prozesse bleiben die Identifikation und Entwicklung von Flächen limitierende Faktoren.“ Die Plattform beschleunige den gesamten Ablauf – von der Analyse bis zum Vertragsabschluss – und reduziere dabei Risiken wie auch Unsicherheiten in der Projektierung.

Die britische Regierung will die Windenergie an Land deutlich ausbauen. Vor allem in England wächst die politische Unterstützung für neue Windkraftprojekte. Das sorgt für ein günstigeres Umfeld für Unternehmen, die Windräder errichten wollen. Doch auch dort gibt es viele Hürden. „Oft fehlt es oft an Struktur, Transparenz und qualifizierten Flächenangeboten – genau hier setzt Caeli Platform for Renewables an“, heißt es weiter.

Die Caeli-Plattform bietet eine datenbasierte Analyse potenzieller Standorte, unterstützt Grundstückseigentümer mit neutraler Beratung und ermöglicht den Vergleich von Angeboten. „Unsere Plattform ermöglicht fundierte Entscheidungen – ohne Risiko, aber mit großem Potenzial.“

Projektentwickler erhalten über die Caeli-Anwendung Zugang zu vollständig aufbereitete Flächen, die anhand fester Qualitätskriterien bewertet werden. Dazu gehören technische und wirtschaftliche Standortanalysen, Umwelt- und Genehmigungsprüfungen sowie Gespräche mit Gemeinden und Eigentümern. Die Plattform begleitet außerdem Eigentümermoderation, Vertragsgestaltung und strukturierte Angebotsprozesse bis zur Projektübergabe.

Auch für Projektentwickler aus Deutschland ergäben sich durch den Markteintritt in Großbritannien neue Perspektiven, so das Fazit aus Berlin. Sie erhalten Zugang zu qualifizierten Flächen, die bereits hinsichtlich ihrer Eignung und Umsetzbarkeit umfassend geprüft wurden.
 

Das Netz der mittelfränkischen Gemeindewerke umfasst insgesamt rund 45 Kilometer Nieder- und Mittelspannungsnetz, eine Schaltanlage sowie 20 Ortsnetzstationen. N-Ergie Netz garantiere mit einem 24-Stunden-Entstörungsdienst eine sichere Versorgung.

Markus Nehmer, Bürgermeister der Gemeinde Lichtenau, spricht von einer tragfähigen Lösung für die Zukunft: „Die Entscheidung, wie es nach dem Wegfall des jahrzehntelangen, treuen Elektro-Dienstleisters unserer Gemeindewerke langfristig weitergehen soll, war schwierig.“ Nach zahlreichen Gesprächen konnte der Gemeinderat schließlich die Stromversorgung in die Hände des vorgelagerten Netzbetreibers geben.

„Mit der N-Ergie Netz GmbH arbeiten wir schon seit vielen Jahren in unseren Ortsteilen vertrauensvoll und kooperativ zusammen“, bekräftigte Nehmer. Maik Render, Vorstandssprecher der N-Ergie ergänzte: „Unser Anspruch reicht über die vertragliche Verpflichtung des zuverlässigen Netzbetriebs hinaus: Wir sind Partner der Kommunen für die Region und für die Menschen, die hier leben.“

Das Stromnetz der N-Energie umfasst Hoch-, Mittel- und Niederspannungsleitungen und ist fast 29.000 Kilometer lang. Es erstreckt sich vom Würzburger Umland im Norden bis Eichstätt im Süden, sowie von Weikersheim im Westen bis nach Sulzbach-Rosenberg im Osten.
 

Konkret übernimmt die Mennekes Gruppe vom Start-up seine neu entwickelten Stand-alone-Ladesäulen Compact 80, Compact 160 und dem Dispenser Smart 500. Darauf aufbauend soll bei Mennekes eine eigene DC-Reihe entstehen. Fokus des zukünftigen DC-Portfolios soll es sein, Gesamtlösungen für das Laden in Industrie und Gewerbe inklusive der passenden Services anzubieten, teilte Mennekes dazu weiter mit.

Da sich das Portfolio aktuell in der Eichrechtszertifizierung befinde, könne Mennekes noch nicht genau sagen, wann das Produkt auf den Markt kommt. Der Launch einer eigenen DC-Reihe, mit wahlweise 80 kW oder 160 kW Ladeleistung, soll aber nach den Plänen des Unternehmens mit neuen Look im Jahr 2026 erfolgen.

Charge V mit derzeit 30 Mitarbeitenden wurde vor fünf Jahren gegründet und hat sich auf die Entwicklung intelligenter DC-Ladesysteme spezialisiert. „Die Übergabe des Ladeportfolios an Mennekes ist ein konsequenter Schritt, damit unsere DC-Produkte weiter skalieren können und unsere Kunden von einem starken Anbieter profitieren“, erklärt Christopher Lehne, Geschäftsführer von Charge V. 

Ladeinfrastruktur-Software von Siemens

Zuvor hatte Mennekes im März dieses Jahres eine Partneschaft mit Siemens Smart Infrastructure (wir berichteten). Mennekes nutzt künftig die Software Simaris von Siemens zur Planung und Umsetzung von Ladeinfrastruktur für E-Fahrzeuge. 

Die Software erstellt laut Siemens Planungsunterlagen sowie Leistungsverzeichnisse für Ausschreibungen und kalkuliert zudem das Budget. Zudem erleichtert sie den Datenaustausch durch die Bereitstellung von sogenannten BIM-Daten (Building Information Modeling). Dadurch lasse sich die Ladeinfrastruktur bereits frühzeitig in die digitale Bauplanung integrieren. Die Projekte und Daten aus den Simaris-Tools können zudem „übergreifend genutzt sowie exportiert und importiert werden“.

Zwar drückt der Windkrafthersteller Siemens Gamesa noch immer auf die Zahlen, doch in den Bereichen jenseits der Windkraft lief es so gut, dass Energy jüngst seine Prognose deutlich anhob. Das ist vor allem das Geschäft mit Turbinen für fossile Kraftwerke und Netztechnik. Und selbst die neuen US-Zölle bereiten nur überschaubare Sorgen. 

„Ärgerlich, aber beherrschbar“, nennt der Energy-Chef die erwarteten Auswirkungen der Zölle. Die erwartete Belastung in den verbleibenden zwei Quartalen des Geschäftsjahres schätzt das Unternehmen auf einen hohen zweistelligen Millionen-Euro-Betrag. Vergleicht man das mit den Werten, die zuletzt beispielsweise von deutschen Autoherstellern genannt wurden, ist das vergleichsweise wenig. Diese negativen Effekte werden von der zuletzt sehr starken Entwicklung aber mehr als überlagert. 

Die machte sich im zweiten Quartal auch bei Umsatz und Auftragseingang bemerkbar. Die Erlöse kletterten um rund ein Fünftel auf knapp 10 Milliarden Euro, der Auftragseingang lag mit 14,4 Milliarden Euro nicht nur deutlich darüber, sondern wuchs auch um mehr als die Hälfte. 

Konzernchef Bruch spricht von einem Auftragsboom. Geholfen hat dabei „die steigende Nachfrage nach Strom“. Als Folge erhöhte er zuletzt die Prognose - von einem Ergebnis um die Gewinnschwelle auf bis zu 1 Milliarde Euro Gewinn. „Der verbesserte Ausblick spiegelt unsere Zuversicht in die anhaltenden Marktchancen wie auch unsere hervorragende Projektabwicklung wider.“

In der Vergangenheit hatten immer wieder Probleme bei einzelnen Projekten - insbesondere bei Gamesa - die Zahlen für den ganzen Konzern nach unten gerissen. Inzwischen ist man bei Energy zuversichtlich, diese Probleme in den Griff bekommen zu haben. 

Ganz vorbei sind die Schwierigkeiten bei Gamesa aber noch nicht. Auch im zweiten Quartal sorgte die Tochter in ihrem Bereich für ein dickes Minus, das allerdings von starken Zahlen im Geschäft mit Turbinen und ihrer Wartung sowie mit Stromnetztechnologie mehr als ausgeglichen werden konnte. Noch drücken bei Gamesa die Probleme bei zwei wichtigen Windkraftanlagentypen an Land - doch kommendes Jahr soll dort die Gewinnschwelle erreicht werden. Laufen die Geschäfte in den anderen Bereichen dann immer noch so gut wie zurzeit, könnte Energy beim Ergebnis dann neue Höhen erklimmen.

Wie es weiter heißt, sei dies die neunte Investition von Octopus Energy Generation in Deutschland in weniger als drei Jahren. Die Transaktion wurde über den Octopus Energy Development Partnership (OEDP) Fonds abgewickelt.

Nicht nur die Erzeugungsleistung baut das Unternehmen aus. Neben dem Erzeugungsportfolio wächst auch das Energievertriebsgeschäft der Octopus Energy Group in Deutschland. So habe sich die Zahl der Stromkunden innerhalb eines Jahres verdoppelt. So sollen aktuell rund 800.000 Kunden beliefert werden. Octopus Energy sei in 32 Ländern aktiv und beliefere weltweit 9 Millionen Haushalte mit Energieprodukten.

 
Der Kohleausstieg in Deutschland kommt. Bis zum Jahr 2038 soll der komplette Ausstieg aus der Kohle zur Stromgewinnung in Deutschland abgeschlossen werden. Dies hat auch starken Einfluss auf die Kohleförderung. Im Jahr 2024 wurden rund 91,9 Millionen Tonnen Braunkohle in den Tagebauen der vier Bundesländer Nordrhein-Westfalen, Brandenburg, Sachsen und Sachsen-Anhalt gefördert. In den deutschen Kohlekraftwerken wurden in diesem Jahr etwa 80,9 Millionen Tonnen eingesetzt.

Strom: Tendenziell fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag präsentiert. Der Day-ahead allerdings verlor wegen der für den Freitag erwarteten höheren Erneuerbaren-Einspeisung und der niedrigeren Last im Base 22,00 auf 81,25 Euro je Megawattstunde und im Peak 41,75 auf 49,00 Euro je Megawattstunde. Der Day-ahead wurde mit 81,11 Euro in der Grundlast und 48,69 Euro in der Spitzenlast ermittelt.

Von 12 bis 15 Uhr waren auf Stundenbasis dabei im Börsenhandel leicht negative Preise angefallen. Die Meteorologen von Eurowind rechnen für den Freitag mit einem Erneuerbaren-Aufkommen im Base von 18,4 Gigawatt gegenüber 16,8 Gigawatt am Berichtstag. Für den Peak ist die Differenz von Freitag zu Donnerstag jedoch höher. Eurowind erwartet 31,1 Gigawatt für den letzten Tag der Arbeitswoche in der Spitzenlast gegenüber nur 26,3 Gigawatt am Donnerstag. Auch die Last nimmt laut den Berechnungen von MBI Research am Freitag von 53,3 Gigawatt auf 52,3 Gigawatt ab und trägt somit zu dem Preisrückgang im Day-ahead bei. Das US-Wettermodell geht für die kommenden Tage von einer moderaten bis allenfalls durchschnittlichen Windeinspeisung aus. Allerdings soll es bei durchschnittlichen Temperaturen zunächst relativ sonnig bleiben.

Am langen Ende verlor das Stromfrontjahr 0,01 auf 87,18 Euro.

CO2: Etwas leichter haben sich die CO2-Preise am Donnerstag nach dem Gewinn am Vortag gezeigt. Der Dec 25 notierte gegen 13.27 Uhr mit einem Minus von 0,18 auf 70,88 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt moderate 15,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 71,76 Euro, das Tief bei 70,40 Euro. Der Vortagesschluss oberhalb des gleitenden 200-Tages-Durchschnitts hat die technische Situation laut den Angaben von Redshaw Advisors für den Benchmark-Kontrakt deutlich verbessert. Die CO2-Bullen dürften versuchen, den positiven Impuls bis ins Wochenende weiter - zutragen, hieß es. Bernadett Papp, Head of Market Analysis von Pact Capital, sieht eine Unterstützung für den Dec 25 bei 70,69 Euro, dann bei 68,82 Euro. Einen ersten Widerstand hat die Analystin bei 72,08 Euro aus­gemacht, danach folgt eine Marke bei 74,23 Euro.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Donnerstag uneinheitlich gezeigt. Bis gegen 12.45 Uhr gewann der TTF-Frontmonat 0,770 auf 35,170 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE indessen ging es für den Day-ahead um 0,050 auf 35,800 Euro nach unten. Händler führten die befestigten Preise weiter auf die LNG-Käufe asiatischer Adressen und auf die Hoffnungen auf eine Deeskalation im amerikanisch-chinesischen Handelsstreit zurück. Der Gasflow aus Norwegen betrug am Berichtstag laut dem Fernleitungsnetzbetreiber Gassco rund 284,6 Millionen Kubikmeter, ein nur leichtes Plus gegenüber dem Vortageswert von 278,9 Millionen Kubikmeter.