Glaubt man der Kommission, dann werden trotz dieser Vereinfachung immer noch 99 Prozent der CO2-Importe vom CBAM erfasst. Aber das muss nicht so bleiben. Denn die Einführung des CBAM erfolgt schrittweise. Zunächst ist der Klimazoll auf wenige Produkte beschränkt: Aluminium, Eisen, Stahl, Zement, Düngemittel, Wasserstoff und Strom. Auf der Grundlage der Erfahrungen, die mit diesen Produkten gemacht werden, soll der Klimazoll später auch komplexere Produkte treffen.

Russland hat Beschwerde bei der WTO eingelegt

Ob der Klimazoll den Regeln des Welthandels entspricht, wird demnächst in Genf überprüft. Russland hat bei der Welthandelsorganisation WTO Beschwerde gegen die Pläne der EU eingelegt.

Die Achillesferse des CBAM sind die Daten, die für die Erhebung des Klimazolls benötigt werden. Auch sie soll vereinfacht werden. Die Berechnung der Importabgabe erfolgt auf der Grundlage der „direkten Emissionen“, die unmittelbar bei der Herstellung, zum Beispiel einer Tonne Stahl, entstehen, und der „indirekten Emissionen“, die bei der Erzeugung des notwendigen Stroms entstehen. Diese Daten werden seit Oktober 2023 erhoben.

Seit Januar 2025 können Unternehmen aus Drittstaaten bei der Kommission beantragen, als „autorisierter CBAM Anmelder“ zugelassen zu werden. Vom nächsten Jahr an dürfen nur noch Produkte (gilt nicht für Strom) dieser Unternehmen in die EU eingeführt werden.

Bei der Datenerhebung ist die Kommission auf die Angaben der Hersteller angewiesen. Ihre Angaben müssen von akkreditierten Prüfgesellschaften zertifiziert werden. Seine Lenkungswirkung entfaltet der Klimazoll nur dann, wenn er herstellerspezifisch ist. Das eröffnet einem Land wie China die Möglichkeit, Produkte aus neuen, klimafreundlichen Fabriken zu exportieren und jene aus alten Anlagen − mit hohem CO2-Ausstoß − im Inland abzusetzen.

Der Klimazoll der EU wird erst ab 2027 erhoben. Im ersten Jahr nur in Höhe von 10 Prozent des ETS-Preises, im Gegenzug erhalten die Unternehmen, die innerhalb der EU etwa Stahl oder Zement produzieren, nur noch 90 Prozent ihrer Zertifikate gratis. In den Folgejahren wird der CBAM dann schrittweise angehoben und die Gratiszertifikate werden im gleichen Maß zurückgeführt.

Großbritannien soll wieder Teil des ETS-Handels werden

Zur Vereinfachung des Emissionshandels trägt auch das Kooperationsabkommen bei, das die EU in dieser Woche mit Großbritannien abgeschlossen hat. Es sieht vor, dass die Briten wieder in den europäischen Emissionshandel (ETS) integriert werden. Sie sind damit das erste Drittland, das bereit ist, einen „Klimaclub“ mit der EU zu bilden. Damit entfällt der Klimazoll für Waren und Strom aus Großbritannien. Die Briten können in Zukunft auch wieder gleichberechtigt am Stromhandel mit der EU teilnehmen.

Damit gelangt mehr emissionsarmer Strom auf den europäischen Elektrizitätsmarkt. Der britische Strom wird zu rund 70 Prozent aus erneuerbaren Energien oder Kernkraft erzeugt, nur 26,6 Prozent aus Erdgas. Die Regierung will die Windenergie weiter ausbauen und den grünen Strom auch exportieren.

Belgien steigt wieder bei Atomkraft ein

Die Atomkraft wird auch in Belgien wieder salonfähig. Das belgische Parlament hat jetzt den endgültigen Ausstieg aus dem Ausstieg beschlossen. Bereits Ende Februar hatte die Regierung beschlossen, die Laufzeit der letzten beiden Reaktoren, die in diesem Jahr vom Netz gehen sollten, bis 2035 zu verlängern.

Dafür sind umfangreiche Investitionen notwendig, zu denen der Betreiber Engie offenbar nur bereit ist, wenn der belgische Staat stabile Einnahmen bis 2035 garantiert. Dafür soll ein Differenzvertrag (CfD) sorgen, den die EU-Kommission genehmigt hat. Der zusätzlich entstehende Atommüll würde für 15 Milliarden Euro vom belgischen Staat entsorgt. Die Kommission sieht darin zwar eine staatliche Beihilfe. Die sei jedoch gerechtfertigt, weil sie der Versorgungssicherheit diene.

Der „Strike-Preis“ sei so gewählt, dass der Betreiber mit einer marktüblichen Rendite rechnen könne und die Risiken zwischen dem belgischen Staat und den Investoren geteilt würden. Ob Engie das auch so sieht und breit ist, den Betrieb der Altreaktoren nach 2025 fortzusetzen, steht aber noch nicht fest.

Die Regierung will jetzt auch den Bau neuer Reaktoren prüfen, nicht zuletzt, um die europäischen Klimaziele zu erreichen. Vertragspartner dafür sind aber noch nicht in Sicht. 

Die RED III baut auf Regelungen der EU-Notfallverordnung auf, die noch bis zum 30. Juni 2025 gültig ist. Eine nationale Umsetzung der Richtlinie hätte laut Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) die bisherigen Verfahrensvereinfachungen über diesen Zeitpunkt hinaus sichern können. „Wenn ihre Inhalte nicht schnellstmöglich in nationales Recht überführt werden, droht mit dem Auslaufen der Notfallverordnung ein Rückfall in langwierige Verfahren und neue Rechtsunsicherheiten − gerade im Bereich des Artenschutzes“, erklärte Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung.

Nach Angaben des BDEW habe sich das Genehmigungsvolumen für Windenergie an Land von rund 4.000 MW im Jahr 2022 auf 8.000 MW im Jahr 2023 verdoppelt und liege 2024 bereits bei 15.000 MW. Andreae fordert daher, diesen Fortschritt nicht zu gefährden. Neben der RED III müssten auch andere Vorhaben wie das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz oder das geplante Geothermie- und Wärmepumpengesetz zügig auf den Weg gebracht werden.

Rechtsunsicherheit könnte Ausbau lähmen
Auch der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) mahnt die schnelle Nachbesserung der Bundesregierung an. Laut BEE-Präsidentin Dr. Simone Peter führt das Fehlen eines einheitlichen Rechtsrahmens zu Unsicherheit bei den zuständigen Behörden: „Für laufende Verfahren würde weiterhin das beschleunigte Verfahren der EU-Notfallverordnung gelten, während neu eingereichte Anträge wieder unter dem alten Regime behandelt würden.“

Dieses Nebeneinander widersprüchlicher Vorgaben führe zu zusätzlicher Belastung der Verwaltung und gefährde den zügigen Ausbau der Erneuerbaren. Der BEE fordert, die nationale Umsetzung in enger Abstimmung mit der Branche vorzunehmen, um auf die Spezifika einzelner Technologien − insbesondere Windenergie und Photovoltaik − einzugehen. Ziel müsse es sein, die durch die EU-Notfallverordnung eingeführten Beschleunigungen dauerhaft zu sichern und gegebenenfalls auszuweiten.

Biotreibstoffe ausbauen

Neben der RED III sieht der Verband auch im Kraftstoffsektor Handlungsbedarf. So fordert der BEE eine frühzeitige Anhebung der Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) im Verkehr ab dem Jahr 2027. Nur so könne die Rolle erneuerbarer Kraftstoffe im Klimaschutz stabilisiert und perspektivisch ausgebaut werden. Ohne klare Perspektiven fehle der Branche die notwendige Planungssicherheit.

Dies unterstützt der Bundesverband der deutschen Bioethanolwirtschaft (BDBe). Die Umsetzung der RED III in deutsches Recht müsse schnell Klarheit über die mittelfristige Entwicklung der erneuerbaren Energien im Verkehrssektor schaffen. Gleichzeitig müsse den betrügerischen Aktivitäten von vermeintlich als nachhaltig zertifizierten Biokraftstoffen-Importen aus Fernost endlich wirksam begegnet werden.

Der BDBe-Vorsitzende Alois Gerig fordert: „Der neue Bundesumweltminister Carsten Schneider sollte das Thema ganz oben auf seine Prioritätenliste setzen und die deutsche Treibhausgasminderungs-Quote jetzt schnell an die EU-Vorgaben anpassen“. Notwendig sei nach Ansicht des BDBe neben der deutlichen Anhebung der THG-Quote deren Fortschreibung über das Jahr 2030 hinaus.

Außerdem sollten die aktuell geltenden Mehrfachanrechnungen für bestimmte Erfüllungsoptionen in der THG-Quote kritisch geprüft und angepasst werden, um Fehl- und Betrugsanreize zu mindern und die Anteile erneuerbarer Energien im Verkehr tatsächlich und nicht nur rechnerisch zu erhöhen. „Wie in allen EU-Mitgliedsstaaten sollte die gesetzliche Verpflichtung, E5 an allen Verkaufsstellen anbieten zu müssen, entfallen. Dies schafft Platz im Angebot für neue alternative Kraftstoffe“, fordert Gerig abschließend.

Mit Blick auf den stockenden Ausbau der Erneuerbaren mahnen die Verbände insgesamt eine kohärente und ambitionierte Gesetzgebung an. Die neue Bundesregierung stehe in der Pflicht, zentrale Beschleunigungsvorhaben umzusetzen und bestehende Verzögerungen rasch zu beheben, um die Erreichung der energiepolitischen und klimapolitischen Ziele nicht zu gefährden.

Dazu gehören unter anderem der beschleunigte Zubau von Großbatteriespeichern, Wind-Wärme-Speichern und Elektrolyseuren für die Wasserstoffproduktion. „Wir begrüßen das Ziel der Koalition, Flexibilitätshemmnisse zügig abzubauen“, sagte BWE-Präsidentin Bärbel Heidebroek. Dies sei zum jetzigen Zeitpunkt dringend geboten. Flexibilisierungen würden die Stromkosten senken, die Systemsicherheit erhöhen und seien eine Voraussetzung zur Erreichung der Klimaschutzziele, zu denen sich die neue Bundesregierung bekannt habe.

Stromspeicher und Elektrolyseure

Laut dem BWE sollte insbesondere der geplante Hochlauf von Stromspeichern als zentrales Instrument verstanden werden. Die angekündigte Einordnung von Speichern als im „überragenden öffentlichen Interesse“ sei ein richtiger Schritt. Um den Ausbau weiter zu fördern, schlägt der Verband vor, systemdienliches Speicherverhalten von Netzentgelten zu befreien und die Netzanschlüsse von Speichern zu beschleunigen.

Auch die Wasserstoffwirtschaft rückt in den Fokus. Der BWE fordert, Wasserstoffprojekte im Außenbereich baurechtlich zu privilegieren und Baukostenzuschüsse für Elektrolyseure an systemdienlichen Standorten abzusenken. Der mit grünem Strom erzeugte Wasserstoff sei unerlässlich für die Dekarbonisierung energieintensiver Industrieprozesse.

Flexiblen Verbrauch belohnen

Auf Verbrauchsseite plädiert der BWE für Anreize, die systemdienliches Verhalten honorieren. Eine zentrale Forderung ist eine grundlegende Reform der Netzentgelte. Das derzeitige Bandlastprivileg, das gleichmäßigen Stromverbrauch bevorzugt, müsse überarbeitet werden. Zukünftig sollten Verbraucherinnen und Verbraucher profitieren, wenn sie Lastspitzen ausgleichen und so die Netze entlasten.

Wichtig sei zudem ein zügiger und breiter Rollout intelligenter Messsysteme (Smart Meter). Nur mit einer flächendeckenden Einführung ließen sich dynamische Stromtarife sinnvoll umsetzen. Der BWE regt an, bestehende Standards zu überdenken, um die Umsetzung zu erleichtern. Die Vorschläge des Verbandes decken sich in wesentlichen Punkten mit den Plänen der Bundesregierung aus dem Koalitionsvertrag. Diese plant unter anderem, dynamische Stromtarife zu stärken, den Smart Meter Rollout zu forcieren, bidirektionales Laden zu ermöglichen und das Energy Sharing − also gemeinschaftliche Nutzung von selbst erzeugtem Strom − auszubauen.

„Der Ausbau der Windenergie schwenkt auf die Zubauziele des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ein“, so Heidebroek. Diese Entwicklung müsse genutzt werden, um Technologien der Sektorenkopplung zu integrieren und jede erzeugbare Kilowattstunde effizient zu nutzen. Dafür brauche es mehr Flexibilität und konkrete Maßnahmen, wie sie der BWE nun vorgelegt habe.

Die Vorschläge des BWE zur Flexibilisierung stehen als PDF zum Download bereit.

Neben der Stromversorgung werden die Menschen in der Region auch finanziell von den Windrädern profitieren: „Es sind Anlagen in Bürgerhand – einmal indirekt durch die Beteiligung der vier Gemeinden, einmal ganz direkt durch eine Bürgerbeteiligung“, sagt Katharina Habersbrunner, Co-Geschäftsführerin der Bürgerwindpark Forstenrieder Park GmbH und Co. KG.

Kurz nach Einreichen des Gebots bei der Ausschreibung für die EEG-Vergütung Anfang Mai wurde nun eine Klage gegen das Projekt eingereicht, teilte die Gesellschaft Bürgerwindpark Forstenrieder Park am 22. Mai mit. Der Klagegrund wurde bislang nicht öffentlich benannt. Laut Projektgesellschaft sei der juristische Schritt durch den Verein für Landschaftspflege, Artenschutz & Biodiversität (VLAB) erfolgt, der bereits gegen andere Windprojekte vorgegangen sei. 

Bürgerbeteiligung geplant

Ungeachtet der Klage werden die organisatorischen Vorbereitungen fortgesetzt, teilte die Projektgesellschaft weiter mit. Die finanzielle Beteiligung der Bevölkerung erfolgt gestaffelt: Zunächst sollen Mitglieder der drei beteiligten Genossenschaften, die in den angrenzenden Kommunen wohnen, Anteile zeichnen können. In einem zweiten Schritt können auch weitere Mitglieder der Genossenschaften beteiligt werden, sofern Anteile verfügbar sind.

Wenn in den kommenden Wochen das Ergebnis der EEG-Ausschreibung vorliegt, sollen auch die genauen Konditionen festgelegt werden. „Sind dann noch Anteile übrig, können sich auch die übrigen Mitglieder unserer Genossenschaften beteiligen“, erläutert Habersbrunner den Beteiligungsprozess.

Nach Angaben der Geschäftsführung haben bereits über 1.000 Personen ihr Interesse bekundet. Das Projekt zielt auf eine breite regionale Verankerung ab. Die beteiligten Genossenschaften − BENG eG, Bürger-Energie Unterhaching eG und Energiegenossenschaft Fünfseenland eG − verantworten die Organisation der Beteiligung.

Windstrom für Strom- und Wärmewende
Die Projektgesellschaft verweist auch auf den Beitrag des Windparks zur regionalen Versorgungssicherheit. Der Strom soll nicht nur Haushalte versorgen, sondern auch für den weiteren Ausbau der kommunalen Wärmeinfrastruktur genutzt werden. In Pullach soll etwa die Geothermie weiter ausgebaut werden, wofür zusätzliche Strommengen benötigt werden.

Ob und wann die Klage Auswirkungen auf den Projektzeitplan hat, bleibt offen. „Wir haben bei der Planung das aus unser Sicht Bestmögliche hinsichtlich des Arten- und Umweltschutzes getan. Doch in einem demokratischen Miteinander müssen wir Klagen und Proteste gegen Energieprojekte für unsere Region akzeptieren“, sagt Habersbrunner. Die Projektgesellschaft will trotzdem die nächsten Schritte wie Beteiligungsangebote und Detailplanungen vorantreiben.

Nach Angaben der Deutschen Umwelthilfe (DUH) in Berlin, unterstreicht die Havarie bestehende Sicherheitsbedenken rund um den Betrieb des LNG-Terminals vor Rügen (Mecklenburg-Vorpommern). Die DUH fordert einen sofortigen Stopp aller weiteren LNG-Lieferungen an den Standort sowie eine unabhängige Überprüfung des dort geltenden Sicherheitskonzepts.

„Mit dem Thema Sicherheit darf es keinen leichtfertigen Umgang geben. Das gilt insbesondere für Lieferung und Entladung von Flüssigerdgas“, erklärte DUH-Bundesgeschäftsführer Sascha Müller-Kraenner. Der Vorfall zeige deutlich, dass es beim Betrieb des Terminals erheblichen Nachholbedarf gebe.

Fracking Gas besonders kritisiert

Die Organisation kritisiert speziell den Import von LNG aus den USA, das dort in der Regel mithilfe der Fracking-Technologie gewonnen wird. Fracking-Gas gilt wegen des hohen Methan-Ausstoßes und der Eingriffe in Natur und Grundwasser als besonders umwelt- und klimaschädlich. Die DUH verweist zudem darauf, dass sich die Havarie zu Beginn der touristischen Hauptsaison ereignet hat. Für die Tourismusinsel Rügen habe ein solcher Vorfall besondere Brisanz, so Müller-Kraenner weiter.

Schon in der Vergangenheit hatte die Umweltorganisation wiederholt auf Sicherheitsrisiken beim Import und der Anlandung von LNG in Deutschland hingewiesen − hauptsächlich beim Standort Mukran, wo das schwimmende Terminal „Neptun“ derzeit als temporäre Anlandestation dient.
Die Bundesregierung und die Betreiber des LNG-Terminals haben sich bislang nicht zu dem aktuellen Vorfall geäußert. Ob es zu einer unabhängigen Überprüfung kommen wird, ist offen. Auch das Bundesverkehrsministerium machte auf Anfrage zunächst keine Angaben zu möglichen Konsequenzen. Die DUH kündigte an, die Situation weiter zu beobachten und auf Transparenz bei der Ursachenklärung sowie bei künftigen Sicherheitsmaßnahmen zu drängen.

Mayen (Landkreis Mayen-Koblenz) sowie sieben Städte und Ortsgemeinden des Landkreises Ahrweiler, namentlich Bad Breisig, Remagen, Sinzig, Grafschaft, Gönnersdorf, Burgbrohl und Brohl-Lützing, haben ihre Konzessionen neu an die EVM vergeben. Das Leitungsnetz der Tochter Energienetze Mittelrhein (ENM) wachse dadurch um mehr als 20 Prozent, so die EVM in einer Mitteilung.

Der Koblenzer Energiekonzern sieht in der Übernahme laut Vorstand Christoph Hesse einen Vorteil für die Kunden vor Ort. Sie hätten es künftig nur noch mit einem Netzbetreiber zu tun. Die EVM-Gruppe ist dort bereits für die Erdgasnetze verantwortlich.

Der Übergang von Westnetz zur EVM ist von diversen Umstellungen begleitet. Neben den Leitungen fallen dem neuen Netzbetreiber auch die Kabelverteilerschränke, Transformatoren und mehr als 450 Ortsnetzstationen zu. Ferner übernehmen die Koblenzer 14.000 Zähl- und Messgeräte in Mayen sowie rund 40.000 in den anderen Kommunen.

Die neue Zuständigkeit trifft die EVM-Gruppe nicht unvorbereitet, sie habe sich bereits personell verstärkt, so Christoph Hesse. Für die Modernisierung der neuen Stromnetze will das Unternehmen mehrere Millionen Euro in die Hand nehmen.

Mit dem Projekt setzen die Beteiligten auf das Prinzip „vor Ort erzeugt, vor Ort verbraucht“. Die Idee: Strom aus nahegelegenen Photovoltaik- und Wasserkraftanlagen soll ohne Umweg über zentrale Strukturen an Haushalte in der Region fließen. Rund 41 Gemeinden, die Mitglied in der „KERL“ sind, können künftig mit dem Tarif „RegioEnergie Regensburg“ versorgt werden, wie die Partner in einer Mitteilung vom 21. Mai bekannt geben. Der Strom stammt laut Bayernwerk ausschließlich aus zertifizierten, erneuerbaren Quellen.

„Wir müssen von der Energieerzeugung her denken, die findet in den ländlichen Regionen statt. Aber sie muss auch dort zur Anwendung kommen“, sagte Egon Westphal, Vorstandschef der Bayernwerk mit Sitz in Regensburg. Verbrauchsnahe Erzeugung entlaste die Infrastruktur und schaffe zugleich regionale Wertschöpfung. Das Unternehmen gehört zur Eon-Gruppe und betreibt seit Jahren regionale Strommärkte an verschiedenen Standorten in Bayern − der neue Markt ist der 17. seiner Art.

Tarif unter dem Bundesdurchschnitt

Nach Angaben der Projektpartner kostet eine Kilowattstunde Strom aus dem neuen Angebot 29,97 Cent − ein Preis, der laut Bayernwerk unter dem aktuellen Bundesdurchschnitt liege. Neben ökologischen Vorteilen soll das Modell damit auch wirtschaftlich attraktiv sein. Der Strompreis enthält bereits alle Umlagen, Netzentgelte und Steuern.
Landrätin Tanja Schweiger (Freie Wähler) sieht die Initiative als wichtigen Beitrag für die Energiewende vor Ort: „Jetzt machen wir einen weiteren Schritt beim Miteinander in der Energiewende. Denn es geht darum, das, was vor Ort erzeugt wird, auch vor Ort zu verkaufen.“ Für die Bürger biete das neue Produkt einen konkreten Bezug zur sonst oft abstrakt wirkenden Energiewende. „KERL“-Geschäftsführer Bela Szabo betonte, dass eine hohe Akzeptanz in der Bevölkerung entscheidend sei: „Wenn wir Energie, die vor der Haustür erzeugt wird, auch direkt anbieten, schaffen wir greifbaren Nutzen und damit Vertrauen.“

Einspeisung aus der Region geplant

Die benötigten Strommengen sollen überwiegend aus bestehenden Photovoltaik- und Wasserkraftanlagen im Landkreis kommen. Bayernwerk und „KERL“ führen dazu derzeit Gespräche mit Anlagenbetreibern in der Region. Weitere Betreiber, auch aus umliegenden Gebieten, können sich am Markt beteiligen und ihren Strom direkt vor Ort vermarkten.

Mit dem regionalen Strommarkt setzt Bayernwerk seinen Kurs zur Dezentralisierung der Energieversorgung weiter fort. Neben Stromnetzen betreibt das Unternehmen auch Infrastrukturen für Elektromobilität und Wasserwirtschaft. Die Bayernwerk-Gruppe sieht sich als regional verwurzelter Partner für Kommunen und Bürger auf dem Weg zur Energiewende.

Im Jahr 2024 verzeichnete Deutschland laut Bericht eine historische Höchstmarke bei der Erzeugung erneuerbarer Energien. Mit einem Anteil von 60 Prozent an der Nettostromerzeugung wurde dies vor allem durch den enormen Zubau bei Photovoltaik erreicht. Insgesamt kamen 16.700 MW neue PV-Kapazitäten hinzu, sodass die installierte Leistung in Deutschland nun bei über 100.000 MW liegt. Dem gegenüber stand ein Zuwachs von 700 MW Offshore- und 2.600 MW Onshore-Windkapazitäten, die ans Netz gingen. Gleichzeitig wurden rund 6.000 MW Leitung von Braunkohle- und Steinkohlekraftwerken stillgelegt.

„Unser Marktbericht zeigt deutlich, dass wetterbedingte Schwankungen im Strommarkt und Netz zunehmen. Um diese Schwankungen zukünftig abzufedern und das Stromsystem resilient und klimaneutral zu gestalten, sind der zügige Netzausbau und die netzdienliche Integration von erneuerbaren Energien und Batteriespeichern entscheidend“, folgerte der CEO von Amprion, Christoph Müller.

Deutschland erneut Nettostromimporteur
Im zweiten Jahr in Folge ist Deutschland Netto-Importeur von Strom, mit Importen von rund 67 Milliarden kWh gegenüber Exporten von etwa 38 Milliarden kWh. Dies stellt eine Wende gegenüber 2022 dar, als Deutschland noch netto exportierte. Dieser Wandel verdeutlicht laut Amprion die funktionierende Integration des europäischen Strommarktes und den volkswirtschaftlichen Nutzen eines intensiven Stromhandels. Das Unternehmen arbeite weiter mit Hochdruck am Ausbau des Übertragungsnetzes sowie an der Optimierung der länderübergreifenden Handelskapazitäten.

Das Jahr 2024 war durch ungewöhnliche Wetterbedingungen geprägt. Es gab lange Phasen mit kaum Wind und wenig Sonneneinstrahlung, darunter die längste Dunkelflaute seit 1982, die fast 11 Tage dauerte. Auf der anderen Seite gab es häufiger Hellbrisen, also sehr hohe Wind- und Solareinspeisung, die das Netz vor Herausforderungen stellen.

Diese Extremwetterlagen führten zu hoher Volatilität auf den Strommärkten, mit Preisen zwischen -135,5 Euro/MWh und +936 Euro/MWh. Während die Durchschnittspreise im Jahr 2024 moderat blieben, zeigen die Preisspitzen den dringenden Handlungsbedarf auf: Im Sommer entsteht oft ein Überangebot an erneuerbaren Energien, im Winter kann es hingegen zu Energieknappheit kommen.

Regulatorik gefordert

Die EnWG-Novelle, die kurz vor Ende der vergangenen Legislaturperiode verabschiedet wurde, enthält wichtige Maßnahmen, um mit diesem Überangebot zukünftig umgehen zu können. Hier gelte es, weiter nachzuschärfen, fordert Amprion. „Die Netzdienlichkeit klimafreundlicher Technologien muss rechtlich verbindlich verankert werden“, sagte Müller. Besonders Photovoltaikanlagen müssten künftig auf Preissignale reagieren − und im Rahmen der gesetzlichen Anforderungen durch die Netzbetreiber steuerbar sein, fordert er.

„Auch Batteriespeicher werden künftig verstärkt dazu beitragen, das System durch flexible Einsatzmöglichkeiten zu stützen“, sagte Amprion-CTO Hendrik Neumann. Der Übertragungsnetzbetreiber plädiert für klare Regelungen, die den Speichern ein wirtschaftlich attraktives Umfeld ermöglichen und gleichzeitig den Bedarf des Stromsystems abdecken.

Die neue Bundesregierung habe nun die Gelegenheit, die notwendigen Maßnahmen auf den Weg zu bringen, um Dunkelflauten zukünftig bestmöglich abzufedern. Amprion-CEO Müller betont: „Um die Versorgungssicherheit während Zeiten geringer Wind- und Sonnenenergie sicherzustellen, benötigen wir zusätzliche Kraftwerke sowie eine umfassende Reservekraftwerksstrategie, die diese Übergangsphase absichert.“

Der Amprion-Marktbericht für 2024 steht als PDF zum Download bereit

 
Im Jahr 2024 ist der Treibhausgasausstoß in Deutschland nach Meldung des Umweltbundesamts erneut zurückgegangen, allerdings nicht mehr so stark wie im Vorjahr. Ein deutlicher Rückgang wurde erneut in der Energiewirtschaft verzeichnet, er beruht auf einer geringeren Stromerzeugung aus Kohle, mehr Strom aus Erneuerbaren und einem erhöhten Stromimport. Neue Hochrechnungen der Entwicklung bis 2030 zeigten, dass das Ziel, die jährlichen THG-Emissionen bis dahin um 65 Prozent gegenüber 1990 zu mindern, erreichbar sei, wenn konsequent darauf hingearbeitet werde. Der Verkehr- und Gebäudesektor zeichnen sich hingegen durch deutliche Zielverfehlungen aus, die Klimaschutzbemühungen reichen hier nicht aus. Ohne stärkere Anstrengungen für eine klimafreundlichere Mobilität und Wärmewende drohen nicht nur hohe Strafzahlungen aufgrund des Verfehlens europäischer Vorgaben, sondern auch das Scheitern der mittel- und langfristigen Zielsetzung, Deutschland klimaneutral zu machen.

Auf Anfrage der Redaktion teilte eine Sprecherin des Ministeriums mit, dass für den aktuellen Förderaufruf insgesamt 1,5 Millionen Euro zur Verfügung stehen.

„Gerade in ländlichen Regionen sind die Menschen auf das Auto angewiesen − deshalb wollen wir eine flächendeckende Ladeinfrastruktur auch dort ermöglichen, wo ein wirtschaftlicher Betrieb der Ladesäulen heute noch schwierig ist“, sagt Wirtschafts- und Verkehrsminister Kaweh Mansoori (SPD).

Mit der Abwicklung der Fördermaßnahme hat das Ministerium die landeseigene Wirtschaftsförderungsgesellschaft „HA Hessen Agentur“ beauftragt. Diese muss auch darauf achten, dass sich der Ort, an dem die Ladeinfrastruktur errichtet wird, auch tatsächlich im ländlichen Raum befindet. Dafür ist ein Abgleich mit der Karte „Zentrale Orte und Strukturräume in Hessen“ des Wirtschaftsministeriums notwendig. Außerdem muss auch gewährleistet sein, dass die Ladeinfrastruktur öffentlich zugänglich ist. Dies bedeutet, sie muss jederzeit uneingeschränkt (24/7) allen E-Mobilisten zur Verfügung stehen.

Alle Bereiche des öffentlichen Lebens erfasst
Grundsätzlich sollen alle Bereiche des öffentlichen Lebens dadurch erfasst werden, etwa öffentliche Parkplätze und der Straßenraum in Kommunen, Sport- und Kultureinrichtungen, touristische Ziele, öffentlich zugängliche Parkplätze von Hotels und Gaststätten, öffentlich zugängliche Parkplätze des lokalen Einzelhandels oder öffentlich zugängliche Stellflächen von privatwirtschaftlichen Parkplatzbetreibern und Immobilienunternehmen. Förderfähig sind zum einen die Ladeinfrastruktur selbst sowie deren Installation, aber auch der notwendige Netzanschluss inklusive der Erdarbeiten können bezuschusst werden.

Wenn Schellladestationen mit einem Pufferspeicher gekoppelt sind, können auch Ladeleistungen von 300 oder 400 kW in der Niederspannung gewährleistet werden. Ein Netzanschluss für 110 kW, gegebenenfalls auch eine Anbindung nur mit 50 kW können dann schon ausreichen. Was den Netzanschluss überlasten würde, wird von der Batterie gepuffert. Deshalb eignet sich eine solche Kombination besonders für ländliche Gebiete mit weniger gut ausgebauten Netzen. Auch solche Pufferspeicher sind im Förderprogramm für die Schnellladeinfrastruktur berücksichtigt. Schnellladeinfrastruktur im Sinne der Förderbedingungen ist allerdings schon alles, was eine Ladeleistung über 22 kW bietet.

Das hessische Wirtschaftsministerium hat vor mehr als zehn Jahren, damals unter der grün-schwarzen Landesregierung die Initiative „Strom bewegt“ ins Leben gerufen, die sich an Kommunen, Verbände und Unternehmen wendet und mit ihrer Geschäftsstelle bei der Landesenergieagentur Hessen vor allem Beratung rund um das Thema Elektromobilität anbietet.

Seit 2016 läuft auch das „Förderprogramm Elektromobilität“, das über mehrere Einreichefristen pro Jahr, Anträge auf Zuschüsse zu entsprechenden Projekten entgegennimmt. Die Frist zum 6. Juni dieses Jahres bezieht sich auf den aktuellen Förderaufruf „Ladeinfrastruktur Sprint 2025 im ländlichen Raum“ zum Aufbau von Schnellladeinfrastruktur in weniger dicht besiedelten Gebieten.

„Der Umbau des Energiesystems stellt die Netzstabilität vor grundlegende Herausforderungen“, sagt Ralf Petri, Geschäftsführer der ETG. Früher seien Frequenzschwankungen durch die Trägheit der konventionellen Kraftwerke gedämpft worden. Nun würden solche Abweichungen direkter wirken und die Synchronität des Verbundnetzes gefährden. Neue technische Antworten seien deshalb nötig, um das komplexe Zusammenspiel aus Leistungselektronik, langen Übertragungswegen und dezentraler Einspeisung zu beherrschen.

Die Energietechnische Gesellschaft ist gemeinsam mit dem Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE und der VDE Normierungsorganisation seit 2023 an der Roadmap Systemstabilität des Bundeswirtschaftsministeriums beteiligt. Diese soll bis Ende 2035 alle notwendigen Maßnahmen einleiten und umsetzen, um einen sicheren Betrieb von Stromnetzen mit 100 Prozent erneuerbarer Energie zu gewährleisten.

Dezentrale Einspeisung über Umrichter erzeugt Oberschwingungen

In einem vierseitigen Hintergrundpapier hat die ETG beschrieben, welchen Gefahren die Sicherheit und Stabilität der Netze ausgesetzt sind und welche Voraussetzungen für einen sicheren Netzbetrieb erforderlich sind.

Die Autoren betonen, je größer ein Netz sei, desto länger dauere es, bis sich Schwankungen ausgleichen lassen. Dies begünstige Leistungspegelungen zwischen verschiedenen Regionen. Übermäßige Pendelbewegungen, ausgelöst etwa durch Netzumschaltungen, schwankende Einspeisung oder neue Netzverbindungen, können Leitungen überlasten und im Extremfall Kettenreaktionen mit regionalen Ausfällen verursachen.

Da Windräder, PV-Anlagen oder Batteriespeicher nicht direkt, sondern über Umrichter ihren Strom in das Netz einspeisen. Die Autoren weisen darauf hin, dass dabei neben der normalen Netzfrequenz von 50 Hertz zusätzliche Schwingungen entstehen. Sofern sich viele dieser Oberschwingungen im Netz überlagern, können Grenzwerte der Netzspannungsqualität verletzt werden. Dies könne zur Überlastung von Betriebsmitteln führen und schlimmstenfalls sogar zu deren Beschädigung und anschließenden Abschaltung. Für diesen neuen Typ von Instabilität fehlen derzeit noch erprobte Gegenmaßnahmen, warnen die Verfasser des Hintergrundpapiers. Neue Überwachungs- und Schutzmaßnahmen seien hier erforderlich.

Nach Überzeugung der Netzspezialisten der ETG ist ein Entwicklungssprung in der Netzüberwachung und -steuerung notwendig, um die komplexen technischen Herausforderungen meistern zu können. Resiliente digitale Leitstellen könnten die dezentralen Einspeisung und den Verbrauch koordinieren. Den Autoren zufolge wird die künftige Netzstabilität überhaupt wesentlich von Digitalisierung, Echtzeitdatenverarbeitung, Cybersicherheit und der Steuerbarkeit dezentraler Erzeuger abhängen. Besonders weisen sie auf die Bedeutung der Schwarzfallfestigkeit der Kommunikationssysteme hin, über die in einer Krisensituation die entsprechenden Gegenmaßnahmen eingeleitet und koordiniert werden müssen.

Für einen solchen Krisenfall wappnet sich die Energiewirtschaft durch den Aufbau eines 450-MHz-Netzes, über das einerseits die Anbindung von Smart-Grid-Komponenten und andererseits die Krisenkommunikation im Notfall erfolgen kann.

Das Hintergrundpapier mit dem Titel „Sicherheit und Stabilität im europäischen Stromsystem“ steht im Internet zum Download zur Verfügung.

„Der Data Act betrifft so gut wie jedes Unternehmen, aber die meisten haben sich damit noch gar nicht ernsthaft befasst“, moniert Bitkom-Präsident Ralf Wintergerst. „Beim Data Act darf sich das Drama der Datenschutz-Grundverordnung nicht wiederholen. Die DS-GVO ist durch jahrelange Unsicherheiten und Umsetzungsschwierigkeiten zu einem echten Innovationshemmer geworden. Das Management muss jetzt aufwachen und die Politik muss besser unterstützen.“ 

Der EU Data Act wurde im November 2023 beschlossen und wird nach einer Übergangsfrist ab 12. September 2025 anwendbar. Er beinhaltet eine Vielzahl von unterschiedlichen Regelungen, die etwa den Wechsel von Cloud-Anbietern erleichtern sollen. Er macht aber auch Vorgaben für Vertragsklauseln rund um Daten und gibt vor allem Nutzerinnen und Nutzern sowie Dritten Rechte an Daten von vernetzten Geräten. 

Der Data Act soll beispielsweise festlegen, wann Unternehmen und Privatpersonen Informationen von vernetzten Geräten erhalten und weitergeben dürfen. Bislang werden solche Daten häufig ausschließlich von den Herstellern der Geräte gesammelt − also beispielsweise von einem Unternehmen, das ein vernetztes Auto baut, oder dem Hersteller eines Smart-Home-Gerätes. 

Datenökonomie bleibt hinter Erwartungen zurück

Bitkom kritisiert auch die mangelnde politische Vorbereitung. Noch immer ist unklar, welche Behörde für die Umsetzung in Deutschland zuständig sein wird. Wintergerst: „Das muss die neue Regierung umgehend nachholen. Daten sind in vielen Bereichen entscheidend für den Geschäftserfolg, ob bei Training und Nutzung von KI, in der Medizintechnik oder in der Automobilbranche.“

Trotz steigender Bedeutung datengetriebener Geschäftsmodelle gilt Deutschland nicht als Vorreiter. Zwei Drittel der befragten Unternehmen erwarten zwar, dass Daten in Zukunft für Wohlstand und Wachstum entscheidend sein werden. Dennoch sehen nur sechs Prozent Deutschland an der Spitze. Die USA (32 Prozent) und China (28 Prozent) werden als führend wahrgenommen. Nur sieben Prozent der Unternehmen nutzen das eigene Datenpotenzial vollständig aus. 41 Prozent nutzen es kaum oder gar nicht. 

Bitkom geht allerdings davon aus, dass das Geschäft mit Daten auch in Deutschland in den kommenden Jahren massiv ausgeweitet wird. Heute sind bereits 41 Prozent der Unternehmen auf Datenmärkten als Daten-Abnehmer aktiv, 16 Prozent bieten dort Daten an. Allerdings wollen weitere 34 Prozent künftig auf Datenmärkten Daten beziehen und 43 Prozent Daten anbieten. Die Zahl der Daten-Abnehmer könnte so künftig auf 75 Prozent und die der Daten-Anbieter auf 59 Prozent steigen. „In wenigen Jahren wird jedes zweite Unternehmen in Deutschland eigene Daten bereitstellen“, sagt Wintergerst. Eine Datenökonomie braucht jedoch „Rechtssicherheit und eine Regulierung, die datengetriebene Geschäftsmodelle aktiv fördert“.

„Generell gibt es in Deutschland noch eine relativ hohe Skepsis gegen das Elektroauto“, sagt Studienautor Martin Wietschel, der am Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschung (ISI) die Abteilung Energietechnologien und Energiesysteme leitet. „Viele Gründe dafür können wir aus wissenschaftlicher Perspektive aber nicht nachvollziehen.“ Mehr als 70 Studien und andere wissenschaftliche Quellen haben er und seine Mitautoren ausgewertet, um aus wissenschaftlicher Perspektive den Sachstand zusammenzufassen. Es ist die Neuauflage eines ähnlichen Überblicks aus dem Jahr 2020. „Seither hat sich viel getan, gerade bei den Batterien“, sagt der Experte. 

„Bei den Treibhausgasemissionen gehen die Einschätzungen nicht mehr so weit auseinander wie früher“, sagt Wietschel. Bei einer ganzheitlichen Betrachtung von der Herstellung bis zur Entsorgung attestieren die Forschenden einem heute in Deutschland gekauften Mittelklasse-Stromer bei durchschnittlicher Fahrleistung rund 40 bis 50 Prozent weniger Treibhausgas-Ausstoß als einem vergleichbaren Verbrenner. In der Herstellung kommen die Stromer demnach zwar je nach Energiequelle, Energieeffizienz der Produktion und der Batteriegröße auf Treibhausgasemissionen, die um 60 bis 130 Prozent höher sind als bei Verbrennern. Beim Fahren ist der CO2-Ausstoß dann aber deutlich geringer. Geht man vom deutschen Strommix und einem Anhalten der Energiewende aus, kommt man auf lange Sicht zum oben genannten Vorteil. 

Allerdings verschweigen die Forscher auch nicht, dass es Ausnahmen gibt: „Wird ein schweres, wenig effizientes E-Fahrzeug mit großer Batteriekapazität und geringer jährlicher Fahrleistung bilanziert, welches generell nur mit dem derzeitigen deutschen Strommix lädt, so ist die Treibhausgasbilanz kaum besser gegenüber einem entsprechenden konventionellen Fahrzeug.“ Und mit einem Voranschreiten der Energiewende und damit grünerem Strom werde der Vorteil der Stromer größer, heißt es. 

„Schon heute kann ein Elektroauto günstiger sein als ein Verbrenner, wenn Sie auf die kompletten Kosten schauen − nicht nur auf den in der Regel höheren Anschaffungspreis“, sagt Wietschel. „Wir gehen dabei von Neuwagen aus, mit billigeren Gebrauchtwagen könnte das noch deutlicher zugunsten des Elektroautos ausfallen.“ Insgesamt kommt es aber auf verschiedene Faktoren an, unter anderem darauf, wo und wie man lädt. Habe man zu Hause oder am Arbeitsplatz eine Lademöglichkeit, „dann können E-Fahrzeuge bereits nach drei Jahren Haltedauer wirtschaftlicher sein als vergleichbare Verbrenner“, heißt es in der Studie. Insgesamt spricht sie von schon heute ähnlichen Kilometerkosten bei durchschnittlichen Fahrleistungen in der Mittelklasse. „Die derzeit noch höheren Anschaffungskosten werden durch die geringeren laufenden Kosten ausgeglichen.“ 

Bidirektionales Laden als Kostensenker

Einerseits gehen die Forscher von sinkenden Preisen für die Elektroautos und besseren und günstigeren Batterien aus. Andererseits bringt bidirektionales Laden nicht nur etwas für die Umwelt, sondern auch für den Geldbeutel. Die Möglichkeit, dass das Auto Energie aufnimmt und später wieder ins eigene Haus oder sogar ins Netz abgibt, könne ein starker weiterer Schub für die Wirtschaftlichkeit sein, sagt Wietschel. „Im Idealfall kann man dadurch bis zu 1.000 Euro im Jahr sparen. Und auch für die Umwelt wäre das gut, weil beispielsweise Sonnenstrom dann besser genutzt werden kann.“

Sorgen, dass die Batterien des Autos dadurch schneller kaputtgehen könnten, halten die Forscher für unberechtigt. „Und spätestens in ein paar Jahren werden wir wahrscheinlich ohnehin den Punkt erreichen, bei dem die Batterie deutlich länger hält als der Rest des Autos“, sagt Wietschel. Noch gebe es wenige Autos, mit denen bidirektionales Laden möglich sei, schränkt er allerdings ein. „Was schon jetzt funktioniert ist gesteuertes Laden am Smart Meter.“ Auch das verbessere Umweltfreundlichkeit und Wirtschaftlichkeit.

„Es gibt umweltfreundlichere Arten, sich fortzubewegen als ein Elektroauto“, fasst Wietschel zusammen. „Aber ein Elektroauto ist immer noch klar umweltfreundlicher als ein vergleichbarer Verbrenner.“

Spotmyenergy hat eine „Installer App“ entwickelt, die Monteure durch den Einbauprozess intelligenter Messsysteme und Energiemanagementsysteme führen soll − Schritt für Schritt, wie es in einer Mitteilung des Unternehmens heißt. Sie könnten damit auch ihre Vertriebsprozesse anreichern und dabei einen integrierten Vorteilsrechner nutzen. Darüber hinaus wirbt Spotmyenergy für seine Prozessoptimierung rund um den Zählerwechsel. Die anfallende Kommunikation mit dem örtlichen Verteilnetzbetreiber übernehme das Start-up ebenfalls, heißt es weiter.

Auch Handwerker können ihr Leistungsspektrum erweitern

Spotmyenergy ist wettbewerblicher Messsystellenbetreiber und bietet Energiemanagementösungen an. Gerade vor dem Hintergrund der Umsetzung des §14a EnWG zur Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen sind Energiemanagementsysteme relevant. Denn die Bundesnetzagentur hat in ihrer Festlegung zur Ausgestaltung des Paragrafen neben der direkten Steuerung eines Geräts oder einer Anlage auch die Option eröffnet, dass dem Netzanschlusspunkt ein maximaler Leistungsbezug vorgegeben wird. Dahinter kann dann ein Energiemanagementsystem je nach Präferenz des Nutzers das Zusammenspiel beispielsweise zwischen Speicher, Photovoltaikanlage, Wärmepumpe und Wallbox optimieren.
Voraussetzung für die Flexibilisierung der Nachfrage ist unter anderem ein intelligentes Messsystem. Das Gerät, das aus einem elektronischen Zähler und einem Smart Meter Gateway besteht, ist für Kunden mit mehr als 6.000 kWh Jahresverbrauch an Strom verpflichtend. Aber auch die Nutzung variabler beziehungsweise dynamischer Tarife ist meist an ein intelligentes Messsystem, das eine minutengenaue Abrechnung ermöglicht, gekoppelt. Dies ist ein Weg, wie auch Haushalte mit weniger als 6.000 kWh Jahresverbrauch auf freiwilliger Basis zu einem intelligenten Messsystem kommen können.

Es komme Spotmyenergy nicht darauf an, die letzte Meile zu kontrollieren und zu monopolisieren, betont Schwill. Es sollten nur möglichst viele unabhängige Installateursbetriebe befähigt werden, „Smart Energy in jeden Haushalt zu bringen“, so der Gründer und CEO.

Wie andere wettbewerbliche Messstellenbetreiber, einige davon nennen sich „digitale Energieanbieter“ hat auch Spotmyenergy ein Komplettpaket im Produktportfolio, dass einen Smart Meter, ein Energiemanagement und einen dynamischen Stromtarif einschließt.

Die Partner des Start-ups berichten von einer einfachen und schnellen Installation der intelligenten Messsysteme, auf die man „nicht mehr Monate“ warten müsse, bis sie der grundzuständige Messstellenbetreiber vornimmt. Außerdem könne man das eigene Leistungsspektrum erweitern und neben PV-Anlagen nun auch selbst Smart Meter und Energiemanagementsysteme anbieten.

„Insgesamt verfügen wir über eine gesicherte Projektpipeline von 2.700 MW, davon entfallen über 1.700 MW auf Windenergie. Unser Repowering-Portfolio umfasst derzeit 600 MW“, sagte Claus Urbanke von Statkraft, verantwortlicher VP für Wind, Solar & Storage Development, zur Redaktion auf der diesjährigen „The smarter E“ in München. Das erste PV-Hybrid-Bauprojekt von Statkraft hierzulande werde voraussichtlich Ende des Jahres fertiggestellt und ab nächstem Jahr Strom ins Netz einspeisen. Es handelt sich um ein Kombinationsprojekt auf einer ehemaligen Kiesgrube in Zerbst in Sachsen-Anhalt, mit 47 MW PV-Leistung und einem 16 MW Zwei-Stunden-Batteriespeicher.

Bereitstellung von Flexibilitäten im Fokus

Weitere solcher Projekte sind bereits in der Pipeline. Statkraft setzt insbesondere bei Solar auf Freiflächenanlagen mit Speichersystemen. Die Norweger sind im Jahr 2019 hierzulande als Projektentwickler gestartet, getrieben durch eine Änderung der Unternehmensstrategie, in der es darum ging, konzernweit das Wind-, Solar- und Speichergeschäft stark auszubauen. „Wir haben in den vergangenen Jahren recht schnell eine große Position mit einem entsprechenden Team in Deutschland aufgebaut“, freut sich Urbanke.

Insbesondere bei der Bereitstellung von Flexibilitäten sieht der Projektentwickler und Direktvermarkter Potenzial. „Daher legen wir einen Schwerpunkt auf Batteriespeicher. Hier können wir für den Markt attraktive Gesamtangebote bieten“, sagte Klaas Bauermann zur Redaktion. Er verantwortet bei Statkraft den Bereich New Business, zu dem auch die Flexibilitätsvermarktung gehört. Bauermann: „Wir vermarkten eigene Projekte wie in Zerbst, konkret in der EEG-Innovationsausschreibung, aber auch Projekte von Dritten, ob in Kombination von Solar und Speicher oder Speichern stand-alone.“

Gerade die Kombination aus Photovoltaik und Speicher sei wirtschaftlich attraktiv. Die Kombination lohnt sich laut Statkraft vor allem dort, wo Synergien genutzt werden können - etwa ein bestehender Netzanschluss. Auch bei Stand-Alone-Speichern ist der Netzanschluss für die Wirtschaftlichkeit bedeutend und daher entscheidend für die Standortauswahl. „Derzeit prüfen wir an unseren Kraftwerksstandorten den Bau von Großspeichern. Denn hier können wir wahrscheinlich, die vorhandenen Netzanschlüsse und Umspannwerkkapazitäten nutzen“, ergänzte Urbanke.

Bauermann: „Aus marktlicher Sicht sehen wir, dass Speicher in Kombination mit Photovoltaik gegenüber der Kombination mit Windenergie derzeit wirtschaftlich bevorzugt werden. Speicher und PV ergänzen sich gut, da sie sich preislich nicht in die Quere kommen. Wind ist hingegen sehr standortspezifisch, was die Angebotserstellung erschwert.“
Nichtsdestotrotz bleibe auch die Windkraft für den Direktvermarkter attraktiv. Von der zuvor angesprochenen gesicherten Projektpipeline von 2.700 MW werden laut Urbanke die Wind-Repowering-Projekte wohl schneller ans Netz gehen als die Greenfield-Projekte, auch weil die deutsche Bundesregierung hier die Genehmigungsverfahren beschleunigt habe.

Anhaltendes Wachstum bei PPA

Im Bereich der Power Purchase Agreements (PPAs) beobachtet Statkraft ein anhaltendes Wachstum, insbesondere bei kleineren Unternehmen. Hätten anfangs den Schritt eher große Unternehmen unternommen, etwa aus der Automobilindustrie, würden dies nun auch Mittelständler machen. „Wir bieten heute flexiblere Produkte an, die besser auf die Bedürfnisse der Unternehmen zugeschnitten sind“, sagte Bauermann im Gespräch.

Die Entwicklung neuer Wasserstoffprojekte in Europa stellt Statkraft hingegen vorerst ein. Als Grund nennt das Unternehmen eine auf unbestimmte Zeit verschobene wirtschaftliche Tragfähigkeit grüner Wasserstofftechnologien.

In Deutschland betrifft der Strategiewechsel insbesondere den Standort Emden in Niedersachsen. Dort arbeiten die Norweger aktuell an zwei Wasserstoffvorhaben: Zum einen an dem Bau eines 10-MW-Pilot-Elektrolyseurs, zum anderen an einem deutlich größeren Projekt mit einer Elektrolyseleistung von 200 MW. Für das 200-MW-Projekt hat das Unternehmen bereits eine Zusage über 107 Millionen Euro aus dem EU-Innovationsfond erhalten. Dennoch sei die Umsetzung des Projektes nach wie vor offen. Die Fortführung der Emdener Wasserstoffprojekte durch Investoren werde geprüft, so Statkraft.

Die Steuerung erfolgt laut den beiden Unternehmen automatisiert und basiert auf aktuellen Wetterdaten, Gebäudethermodynamik, Verbrauchsmustern sowie Signalen aus den Wärmenetzen. So würden sich bis zu 30 Prozent Heizenergie einsparen lassen. Auch der CO2-Ausstoß könne reduziert werden. Die Technik ist für den Einsatz in Neu- und Bestandsgebäuden konzipiert und lässt sich nach Informationen von Eon One ohne strukturelle Eingriffe installieren.

Pilotprojekte ab dem zweiten Quartal 2025

Die strategische Partnerschaft startet mit Pilotprojekten in Deutschland. Weitere Installationen bei Energieversorgern und Wohnungsunternehmen sind ab dem dritten Quartal 2025 geplant. Eine Markteinführung in Polen, Schweden und Finnland soll bis Ende des Jahres folgen, 2026 ist eine Ausweitung auf weitere europäische Länder vorgesehen.

Die IHC Box erfasst kontinuierlich Messdaten im Heizungsraum, etwa Außen-, Vorlauf- und Rücklauftemperaturen. Diese Daten werden an die Leanheat-Software übermittelt, die auf Basis von KI-Algorithmen Heizkurven individuell für jedes Gebäude anpasst. Die Software wird bereits in über 200.000 Wohneinheiten, vor allem in Nordeuropa, eingesetzt und soll nun auf zentraleuropäische Märkte skaliert werden, schreiben die Partner in ihrer Mitteilung weiter.

Gebäudeeigentümer erhalten über ein Dashboard Zugriff auf alle relevanten Monitoring- und Steuerungsfunktionen. Ist ein Gebäude an ein Wärmenetz angeschlossen, kann es als virtueller Wärmespeicher fungieren. Diese Flexibilitäten ermöglichen es Versorgern, ihre Netze effizienter zu betreiben und Lastspitzen zu glätten.

Strom: Überwiegend schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead hingegen gewann im Base 21,25 Euro auf 82,75 Euro je Megawattstunde und im Peak 31,50 Euro auf 54,25 Euro je Megawattstunde. Die Erneuerbaren-Einspeisung soll am Freitag ein Stück niedriger ausfallen als noch am Donnerstag, mit etwa 30.000 MW aber noch immer recht hoch ausfallen. Für das Wochenende und die ersten Tage der neuen Arbeitswoche werden dann weiter rückläufige Werte in Aussicht gestellt.

Das US-Wettermodell sieht in seiner jüngsten Prognose aber dennoch bis Anfang Juni zumeist überdurchschnittliche Windstrommengen. Die Spitze dürfte dabei am 31. Mai erreicht werden. Was die Temperaturen angeht, so haben die US-Meteorologen ihre Prognose nach unten korrigiert. Bis zum Ende des Prognosezeitraums am 6. Juni werden fast durchgehend leicht unterdurchschnittliche Werte erwartet. Am langen Ende des deutschen Strommarktes verlor das Frontjahr bis zum frühen Nachmittag 1,53 Euro auf 89,23 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag weiter nachgegeben. Der Dec 25 verlor bis gegen 14.00 Uhr um 0,46 Euro auf 72,28 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 17,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 73,63 Euro, das Tief bei 71,75 Euro je Tonne CO2. Nachdem zu Wochenbeginn bekannt geworden war, dass die EU und das Vereinigte Königreich ihre Emissionshandelssysteme verknüpfen wollen, waren die Preise im EU ETS und vor allem im UK ETS zunächst gestiegen, beruhigten sich aber im Laufe der Woche wieder, wie die Analysten von Belektron berichten.
Auch wenn es schon Spekulationen über entsprechende Pläne gegeben habe, hätte die Ankündigung den Märkten die Unsicherheit genommen, so die Analysten. Nun bleibt noch abzuwarten, wann die Details geklärt sind. Analysten gehen davon aus, dass die vollständige Verknüpfung 2028 in Betrieb sein wird. Den wöchentlichen CoT-Berichten zufolge zeigen die Investmentfonds großes Vertrauen in das britische ETS-System, da sie weiterhin Geld in den Markt stecken. Der jüngste Bericht zeigte einen weiteren Anstieg der Nettolongpositionen im Wochenvergleich, die jetzt 19 Millionen Tonnen überschritten hat. Die Anleger in EUAs sind dagegen vorsichtiger geblieben und halten eine Netto-Longposition von rund 17 Millionen Tonnen.

Erdgas: Etwas schwächer haben die europäischen Gaspreise sich am Donnerstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,30 auf 36,20 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 0,325 Euro auf 37,15 Euro nach unten.

Am Mittwoch hatten die Gasnotierungen unter anderem aufgrund von Wartungsarbeiten an der norwegischen Gasinfrastruktur im Tagesverlauf zugelegt. Im späten Handel zeigte sich dann aber, dass der bullishe Effekt dieser Nachricht nicht sehr nachhaltig war, zumal es sich um einen angekündigten Ausfall gehandelt hatte. Die Nachfrage am asiatischen Spotmarkt zieht unterdessen laut Marktbeobachtern weiter an. Das bedeutet tendenziell eine Unterstützung für die europäischen Gaspreise, die wettbewerbsfähig bleiben müssen.