Minister: Festkultur könnte an Strompreisen scheitern

Bisher würden für Volksfeste die höchsten Stromtarife gelten, obwohl sie nur für kurze Zeit Strom beziehen. „Ich appelliere an die Kommunen und Stadtwerke, ihre Tarife zu überprüfen. Gerade dort, wo Stromversorger in kommunaler Hand sind, sollte es möglich sein, günstigere Tarife anzubieten“, wird Aiwanger in der Mitteilung zitiert. Er wisse um die angespannte finanzielle Situation vieler Kommunen. Es gelte aber auch, „die gesellschaftliche und kulturelle Bedeutung dieser Veranstaltungen im Blick zu behalten“.

Gerade in kleineren Gemeinden sieht Aiwanger die Gefahr, „dass sich aufgrund der steigenden Kosten keine Festzeltbetreiber mehr finden lassen“. Dies würde nicht nur den Verlust eines wichtigen Teils unserer Kultur bedeuten, sondern auch den Wegfall eines bedeutenden Wirtschaftsfaktors vor Ort.

Die Befürchtung, dass die Festkultur, wie es sein Ministerium formuliert, an Strompreisen scheitert, teilt Martin Lechner nicht. „Billiger wäre besser“, sagt der Sprecher der Festzeltwirte des Gäubodenvolksfestes in Straubing im Gespräch mit der Reaktion. Doch die Energiepreise spielten keine so entscheidende Rolle. Der Anteil an den Gesamtkosten für Festzeltwirte liege etwa zwischen ein und zwei Prozent, sagt er. Gleichwohl habe man die Energiepreisentwicklung zu spüren bekommen. Von 2023 auf 2024 seien Energiepreise um etwa 15 bis 20 Prozent gestiegen, berichtet Lechner.

Stromlieferant des zweitgrößten Volksfestes in Bayern sind die Stadtwerke Straubing. Die Preise mit dem kommunalen Versorger handelt die Straubinger Ausstellungs- und Veranstaltungs-GmbH aus, die sich ebenfalls in städtischer Hand befindet.

Energiekosten machen nur geringen Anteil aus

Lechner ist hauptberuflicher Festwirt, betreibt aber noch ein weiteres Gastro-Unternehmen. Auch das bezieht den Strom von den Stadtwerken. Die Preise seien „so ähnlich“ wie die für das Festzelt, berichtet der niederbayerische Gastronom.

Auffällig ist, dass Aiwanger vor allem an kleine Kommunen und deren Energieversorgungsunternehmen appelliert. Im Freistaat beziehen viele Kommunen ihren Strom von privaten Unternehmen wie etwa den Lechwerken – eine Tochter von Eon. Ein Hinweis an solche Unternehmen findet sich in der Mitteilung des Wirtschaftsministeriums nicht.

Und was sich kommunale Versorger womöglich fragen, bevor sie einem Festwirt, der mit seinen anderen Gaststättenbetrieben bis dato kein Kunde ist, einen vergünstigten Tarif einräumen: Wird er nach dem Volksfest fester Kunde, oder bleibt seinem bisherigen Anbieter?

Offen lässt das Ministerium auch die Frage nach der rechtlichen Umsetzung eines speziellen Stromtarifs für weiß-blaue Volksfeste. Es wäre nicht das erste Mal, dass Brüsseler Wettbewerbshüter ein Grund sehen könnten, sich einzuschalten.

Bereits vor einigen Wochen hatte Reiche angekündigt, „schnell“ neue Gaskraftwerke in Deutschland auf den Weg bringen zu wollen. Sie betonte jetzt, dass Bayern sowohl von der Kraftwerkstrategie als auch „von der Ausschreibung der ersten 20 GW, die wir uns in Deutschland vorgenommen haben“, profitieren werde. Die Bundesregierung sei wegen der Ausschreibung bereits in intensiven Gesprächen mit der EU-Kommission. 

Ziel der neuen Bundesregierung sei, die hohen Strompreise für Unternehmen zu senken, damit diese wieder wettbewerbsfähig werden, sagte Reiche. Noch vor der Sommerpause werde das Bundeskabinett die ersten Entlastungsmaßnahmen beschließen. 

Dazu zähle die Senkung der Stromsteuer, die Entlastung von Netzentgelten und die Gasspeicher-Umlage. Derzeit führten die hohen Energiekosten dazu, dass neue Investitionen in Länder gingen, wo Strom- und Energiepreise günstiger seien. 

„Versorgungssicherheit, Klimaschutz und Bezahlbarkeit müssen wieder in ein ausgewogenes Dreieck zusammenkommen“, sagte Reiche. Wichtig sei zudem, für energieintensive Industrien dafür zu sorgen, dass geltende Ausnahmetatbestände weiter genehmigt würden, etwa die Strompreiskompensation.

In der Studie berücksichtigt das Forschungsteam erstmals systematisch sozio-politische Risiken wie politische Instabilität, Korruption, schwache Rechtssysteme oder unzureichende Infrastruktur – etwa fehlende Stromnetze, Häfen oder Wasserversorgung. Die Forschenden legen dar, dass bisherige Modellrechnungen diese Faktoren ignoriert und dadurch die realen Kosten erheblich unterschätzt haben.

Insgesamt analysierten die Wissenschaftler in den 31 Ländern über 10.000 potenzielle Projektstandorte. Das Ergebnis: Nur rund 200 Standorte könnten bis 2030 für den Export nach Europa infrage kommen – und auch das nur unter der Bedingung staatlich abgesicherter Abnahmeverträge zu festen Preisen. Ohne solche Garantien bleibe Wasserstoff aus Afrika zu teuer, um mit Angeboten aus anderen Weltregionen mitzuhalten.

„Die gängigen Modelle für Grüner-Wasserstoff-Anlagen setzen meist pauschale Finanzierungskosten an“, sagt Florian Egli, Professor für Public Policy for the Green Transition an der TUM. „Sie ignorieren damit länderspezifische Investitionsrisiken, die in vielen afrikanischen Staaten erheblich sind.“ Diese Risiken schlagen sich direkt in den Zinssätzen nieder, die Projektbetreibende für die Finanzierung ihrer Vorhaben zahlen müssen.

Viele Risiken für Investoren

Grundlage der Berechnungen der TU sind vier Szenarien, in denen Leitzinsen sowie politische Sicherheiten variieren. In einem ungünstigen Szenario – hohe Zinsen, keine Garantien – steigen die Finanzierungskosten auf bis zu 27 Prozent. Bisherige Studien gingen hingegen nur von vier bis acht Prozent aus.

Entsprechend verteuert sich die Produktion: Müssen Investoren alle Risiken selbst tragen, kostet ein Kilogramm Wasserstoff mindestens fünf Euro. Erst wenn europäische Staaten langfristige Abnahmeverträge schließen und das Zinsniveau deutlich sinkt, sinkt der Preis in einzelnen Regionen auf etwa drei Euro pro Kilogramm – ein Wert, der gerade ausreicht, um mit subventionierten europäischen Projekten zu konkurrieren. Zum Vergleich: Die jüngste Ausschreibung der Europäischen Wasserstoffbank brachte Gebote von unter drei Euro.

Von den über 10.000 untersuchten Standorten liegen die wenigen mit wirtschaftlichem Exportpotenzial bis 2030 vor allem in einzelnen Regionen von Algerien, Kenia, Mauretanien, Marokko, Namibia und dem Sudan. Diese Länder bieten vereinzelt günstige Bedingungen für die Erzeugung und den Export grünen Wasserstoffs – etwa durch gute Solar- und Windressourcen oder Nähe zu europäischen Märkten. Die Studie betrachtet jedoch Sicherheitsrisiken nur auf nationaler Ebene. Lokale Instabilität, schwache Verwaltung oder fehlende Infrastruktur könnten die tatsächliche Eignung von Standorten erheblich einschränken.

Vor überhöhten Erwartungen warnt Stephanie Hirmer, Professorin für Climate Compatible Growth an der University of Oxford: „Grüner Wasserstoff aus Afrika ist deutlich teurer als bisher angenommen. Ohne stabile politische Rahmenbedingungen riskieren wir Projekte, die ökonomisch scheitern und lokal keinen Nutzen bringen.“

Auch langfristig sehen die Autoren politischen Handlungsbedarf. Damit der Handel mit grünem Wasserstoff zwischen Afrika und Europa entsteht, brauche es neben Abnahmeverträgen auch Instrumente wie Kreditausfallgarantien, etwa durch die Weltbank. „Nur so können Kostenrisiken begrenzt und Vertrauen bei Investoren aufgebaut werden“, so Egli. Nachhaltige Partnerschaften seien nicht nur eine wirtschaftliche, sondern auch eine entwicklungspolitische Frage.

Der Artikel „Mapping the cost competitiveness of African green hydrogen imports to Europe“ zur Studie ist über den Internetauftritt der Fachzeitschrift Nature Energy abrufbar.

Dass Deutschland derzeit bei weitem noch nicht auf Kurs ist zeigt ein Blick auf die Zahlen. Derzeit sind unter den knapp 49 Millionen zugelassenen Autos in Deutschland nur etwa 1,5 Millionen batterieelektrisch betriebene Fahrzeuge (BEV). Unter den aktuellen Rahmenbedingungen könnte diese Zahl bis 2030 auf 8,9 Millionen steigen, zitiert die Studie Prognosen von Agora Verkehrswende.

Einem stärkeren Anstieg stehen den Studienautoren zufolge diverse Hindernisse entgegen: Ökonomische Faktoren wie die im Vergleich zu Verbrennern höheren Anschaffungskosten und die noch mangelhafte Verfügbarkeit kleinerer E-Autos, infrastrukturelle Hemmnisse wie der geografisch ungleich veteilte Ausbau der Ladeinfrastruktur und kulturelle Hemmnisse wie eine generelle Skepsis gegenüber E-Autos und die sogenannte „Reichweitenangst“. 

Um das 15-Millionen-Ziel dennoch zu erreichen, müsse den Hindernissen durch staatliche Eingriffe begegnet werden, folgern die Autoren und untersuchten acht Förderinstrumente anhand von fünf Kriterien: Klimaschutzwirkung, fiskalische Wirkung, Verteilungswirkung, wirtschaftliche Impulse und (administrative) Umsetzbarkeit. 

Drei Empfehlungen für die Politik

Auf Basis dieser Ergebnisse schlagen die auftraggebenden Verbände eine Kombination verschiedener Instrumente vor:

• Bonus-Malus-System: Die Einführung eines Malus, der mit dem CO2-Wert des Autos progressiv ansteigt, über die Jahre verschärft wird und als Hebesatz der Kfz-Steuer im ersten Jahr erhoben wird. Die Einnahmen sollen für den Bonus verwendet werden, mit dem BEV mit einem Preis von maximal 35.000 Euro und einem Gewicht von maximals 2 Tonnen gefördert werden könnten. Der Bonus soll an weitere Umweltaspekte geknüpft und degressiv ausgestaltet sein.
• Social Leasing: Das Ermöglichen von monatlichen Leasingraten von 70 bis 150 Euro pro Fahrzeug nach französischem Vorbild. Finanziert werden könnte das Programm aus den Malus-Einnahmen für Verbrenner. Für die Förderfähigkeit der Pkw sollten die gleichen fahrzeugbezogenen Kriterien gelten. Zusätzlich sollten personenbezogene Kriterien (Nettoäquivalenzeinkommen, Haushaltsgröße, ÖPNV-Verfügbarkeit) berücksichtigt und die Förderung ausschließlich für die untere Einkommenshälfte gewährt werden.
• Dienstwagenbesteuerung: Die Berechnung des monatlichen geldwerten Vorteils für Verbrenner-Dienstwagen (inkl. PHEV) mit 2 Prozent statt derzeit 1 Prozent. Die monatliche Steuerhöhe für E-Autos sollte perspektivisch von derzeit 0,25 Prozent bzw. 0,5 Prozent auf den aktuellen Regelsteuersatz von1 Prozent angehoben werden (möglicherweise nach Gewicht, Preis oder anderen fahrzeugbezogenen Kriterien differenziert), um den „Gewöhnungseffekt“ von Steuervergünstigungen zu vermeiden.

Die vollständige Studie mit dem Titel „E-Mobilitat auf Erfolgskurs bringen: Instrumente für eine sozial gerechte Antriebswende“ ist im Internet verfügbar. 

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 2,76 und 2,94 Euro/Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.
 

Laut eigener Mitteilung hat das in Ettlingen ansässige Unternehmen beim Amtsgericht Karlsruhe einen Antrag auf Eröffnung eines Insolvenzverfahrens gestellt. Anfang des Jahres hatten die Baden-Württemberger noch verlautbart, das „Wachstum vorantreiben“ zu wollen. Dafür hatte Emovy den Vorstand um Gründungsmitglied Manuela Hotop auf ein Trio erweitert.

Jetzt gibt Matthias Kerner, Finanzchef bei Emovy, im Wesentlichen zwei Gründe für die wirtschaftliche Schieflage an. Zuvorderst nennt der CFO das Insolvenzverfahren des Biomethanhändlers Landwärme GmbH. Ausbleibende „Auszahlungen und Leistungen“ von Landwärme hätten zu einer „finanziellen Lücke“ bei Emovy geführt, „die das Unternehmen nicht auffangen konnte“, so Matthias Kerner.

Prämien für Stromer liegen derzeit bei unter 100 Euro

Den weiteren Grund für die Insolvenz sieht Emovy in neuen gesetzlichen Regelungen zum THG-Quotenhandel, die die damalige Bundesregierung „ohne Vorankändigung eingeführt“ habe. Dies habe die Lage bei Emovy „erheblich verschärft“. Auf eine Anfrage beim vorläufigen Insolvenzverwalter Olaf Spiekermann, Rechtsanwalt in der Kanzlei Brinkmann & Partner, zu dem Sachverhalt erhielt diese Redaktion zunächst keine Rückmeldung. Der Zusammenhang mit der neuen Gesetzgebung ist durchaus von Interesse, zielte die Bundesregierung doch Ende 2024 gerade darauf ab, den darbenden Quotenhandel wieder in Fahrt zu bringen.

Zum Hintergrund: Über THG-Quoten können Privatleute, aber vor allem Unternehmen mit Firmenfahrzeugen, Betreiber von öffentlichen Ladesäulen und andere Unternehmen, die für eigenen Kunden die THG-Quote einsammeln, mit vollelektrisch betriebenen Stromern Geld verdienen. Das System funktioniert dann, wenn zum Beispiel Mineralölfirmen zur Verbesserung ihrer Ökobilanz ausreichend THG-Zertifikate auf dem Markt einkaufen. Also etwa bei Emovy. Nutzfahrzeuge mit Elektroantrieb erzielen dabei höhere Erlöse, weil ihre CO2-Kompensation höher ist.

Allerdings rutschte bereits der pro Elektro-Wagen zu erzielende Preis von anfänglich über 400 Euro auf unter 100 Euro in diesem Jahr. Ein Grund, dass etwa der Automobilclub ADAC für 2025 seinen Mitgliedern kein Angebot mehr das Vermarkten ihrer E-Autos machte. Mineralölfirmen konnten sich inzwischen auf andere Art mit THG-Zertifikaten eindecken. Die Herkunft der Zertifikate rief dabei allerdings auch Kritik hervor.

Auch viele Stadtwerke Kunden bei Emovy

Die ehemalige Ampel-Koalition setzte für 2025 und 2026 die Möglichkeit aus, das Übererfüllen von THG-Quoten von einem Jahr auf das nächste übertragen zu können. Damit hätten Unternehmen, die verpflichtend Zertifikate zu erwerben haben, sich neu am Markt bedienen müssen und so neues Geld ins System gepumpt.

Auch viele Stadtwerke übertrugen in guten Zeiten das Geschäft mit den THG-Quoten an Emovy – und hielten sich mit so genannten „White Label“-Lösungen die Bürokratie mit dem Beantragen und Makeln der Prämien vom Leibe. Ende 2022 sprach Emovy noch davon, für mehr als 400 Firmenkunden tätig zu sein. Was von diesen Aufträgen letztlich noch übrig ist, war zunächst nicht in Erfahrung zu bringen. Es ist offenbar nicht genug nicht, um den Ausfall von Landwärme zu kompensieren.

CFO Matthias Kerner jedenfalls glaubt laut Mitteilung nach wie vor an das „tragfähige Geschäftsmodell“ von Emovy, „das die Basis für einen nachhaltigen Neustart bilden soll“. Den Geschäftsbetrieb wolle das Unternehmen während des vorläufigen Insolvenzverfahrens weiterführen. Ziel ist es, „alle Optionen zur Restrukturierung des Geschäftsbetriebes“ zu prüfen und gleichzeitig „mit dem vorläufigen Insolvenzverwalter die Suche nach möglichen Investoren“ zu beginnen.

Ein Indiz für das generell schlechter laufende Geschäft mit THG-Quoten ist auch die Anzahl von Unternehmen, die überhaupt noch als Vermarkter auftreten. Das Vergleichsportal Verivox nennt für das laufende Jahr 2025 aktuell nur sechs Anbieter. Ende 2022 waren es noch 67 Unternehmen. 90 Euro lassen sich mit dem E-Auto erzielen, für Privatleute wohlgemerkt. Ihr Antrag muss beim zuständigen Umweltbundesamt bis zum 15. November eingegangen sein.

Seit Anfang Mai fehlt CNG an den Zapfsäulen von Q1 in der Stadt. Das in Osnabrück ansässige Unternehmen teilt auf Anfrage dieser Redaktion mit, die „wirtschaftliche Tragfähigkeit“ für den Betrieb der CNG-Säule habe gefehlt.

Der Vertragspartner von Q1 an der Tankstelle in Eschwege habe daher einen Schlussstrich gezogen. Die Suche nach einem Nachfolger sei nicht erfolgreich gewesen, so Marvin Kröcher, Koordinator Nachhaltige Energien bei Q1. Anders als bei herkömmlichen Tankstellen mit Mineralölen betreibe Q1 Zapfsäulen mit CNG nicht in Eigenregie.

CNG vor allem bei Nutzfahrzeugen weiterhin gefragt

Die Nachfrage nach dem Treibstoff hat also offenbar so stark nachgelassen, dass sich der Verkauf nicht mehr lohnt.In Deutschland gibt es jedoch auch einen gegenläufigen Trend zum Erhalt von CNG-Tankanlagen. So ist das aus den Niederlanden stammende Unternehmen OG Clean Fuels bemüht, Standorte zu übernehmen (wir berichteten).

Allerdings funktioniert der Vertrieb von CNG vor allem dann gut, wenn eine Art Ankerkunde in der Nähe seinen Sitz hat. Damit ist ein wirtschaftlicher Absatz gewährleistet, wenn Industrie und Gewerbe über einen mit Erdgas betriebenen Fuhrpark an Nutzfahrzeugen verfügen. Zugleich ist die Umstellung auf Bio-CNG in vollem Gange, hierbei entsteht klimafreundlicheres Methan aus der Verarbeitung von biologischen Reststoffen und Gülle.

Die Nachfrage nach CNG im privaten Mobilitätssektor ist dagegen rückläufig. Dies liegt nicht zuletzt daran, dass die Autobauer keine mit CNG betriebenen Wagen mehr auf den Markt bringen. Die Neuzulassungen beliefen sich nach einer Statistik des Kraftfahrzeugbundesamtes (KBA) im Jahr 2024 auf gerade noch 137. Das ist ein Minus von 89,7 Prozent gegenüber 2023. Der Anteil am PKW-Gesamtmarkt ist dabei nur noch weit hinter dem Komma feststellbar, diese Mühe macht das KBA sich allerdings nicht und weist nur noch 0,0 Prozent an allen Zulassungen aus.

Dagegen sind mit verflüssigtem Gas (LNG) betriebene Autos nach wie vor in Mode. Im Jahr 2024 wuchs dieser Markt um 4,3 Prozent auf 13.711 Neufahrzeuge. Sie machen insgesamt 0,5 Prozent aller in Deutschland zugelassenen Pkw aus.

Wer in Eschwege weiter auf CNG als Treibstoff angewiesen ist, muss nun aufwändige und kostspielige Wege auf sich nehmen. Der Tankstellen-Atlas des CNG-Clubs, eines Vereins zur Förderung der „umwelt- und ressourcenschonenden CNG-Mobilität“, etwa hilft weiter. Er weist alternative Tankangebote zum Beispiel in Bebra, Eisenach oder Kassel aus. Die nächste CNG-Zapfmöglichkeit ist dabei weder näher als 60 Kilometer Wegstrecke noch unter einer Stunde Fahrzeit (jeweils für Hin- und Rückfahrt) zu erreichen.

Die Trianel Gasspeicher Epe ist eine Tochter der Stadtwerke-Kooperation Trianel. Diese ist seit Jahren im Speichermarkt aktiv und hatte bislang ausschließlich unterbrechbare Speicherprodukte angeboten – also Kapazitäten, deren Nutzung etwa bei Netzengpässen oder Vorrang anderer Nutzer zeitweise eingeschränkt werden kann. Mit den nun ausgeschriebenen Produkten mit fester Vertragslaufzeit und definierter Leistung bietet das Unternehmen erstmals verlässlich planbare Speicherverträge an. Wie Trianel mitteilt, werde damit den Marktakteuren mehr Versorgungssicherheit und Flexibilität gegeben.

Geschäftsführer Carsten Haack sieht in der Produkterweiterung eine Reaktion auf die veränderten Anforderungen am Energiemarkt. Die neue Produktstruktur solle Marktreaktionsfähigkeit, Arbitrageoptionen und Versorgungssicherheit besser miteinander verbinden. „Das hat auch die erfolgreiche Vermarktung unserer unterbrechbaren Kapazitäten im Mai dieses Jahres gezeigt“, so Haack. Dabei waren innerhalb weniger Tage rund 300 Millionen kWh Arbeitsgasvolumen vollständig vermarktet worden.

Die neuen Speicherprodukte unterscheiden sich vor allem durch ihre Umschlagdauer – also die Häufigkeit, mit der die Speicherkapazitäten jährlich befüllt und entleert werden können – sowie durch ihre Ein- und Ausspeiseleistung. Jedes Produkt umfasst 25 Millionen kWh Arbeitsgasvolumen (AGV):

• Flexomic: 104 Tage Umschlagdauer, 20 MW Einspeiseleistung (ESL), 40 MW Ausspeiseleistung (ASL), zwei Jahre Laufzeit
• Flexomic fast: 53 Tage Umschlagdauer, 39 MW ESL, 78 MW ASL, 1 Jahr Laufzeit
• Flexomic super fast: 44 Tage Umschlagdauer, 47,5 MW ESL, 95 MW ASL, 2 Jahre Laufzeit

Insgesamt werden 16 Lose a 25 Millionen kWh ausgeschrieben. Acht davon entfallen auf „Flexomic super fast“, jeweils vier auf „Flexomic“ und „Flexomic fast“. Alle Produkte starten zum 1. April 2026.

Marktgebiet und Ausschreibungsrahmen

Die Speicherprodukte sind eingebunden in das Marktgebiet Trading Hub Europe (THE). Technisch erfolgt die Einspeisung über den Punkt „EPE-III (UGS-E)“ und die Ausspeisung über „EPE-IV (UGS-A)“. Beide Leitungen sind an die Fernleitungsnetze der Open Grid Europe und der Thyssengas angebunden.

Gebote können laut Trianel bis zum 17. Juni 2025 um 12:00 Uhr (CET) abgegeben werden. Die Vergabe erfolgt auf Basis eines diskriminierungsfreien Auktionsverfahrens. Bieter können auf einzelne oder mehrere Lose und Produkte bieten. Rabatte bei vorzeitiger Nutzung der Kapazitäten sind möglich.

Trianel sieht die neuen Speicherprodukte als Ergänzung zum bestehenden Portfolio. Während unterbrechbare Kapazitäten weiterhin Flexibilität bieten, richten sich die jetzt ausgeschriebenen Produkte an Marktteilnehmer mit klaren Anforderungen an Planbarkeit und garantierte Leistung.

Einige Themen der Juni-Ausgabe vom 2. Juni 2025:

• Titel: KWK-Branche fordert klare Perspektiven
• Neue Bundesregierung: Seit knapp einem Monat ist die neue Regierung im Amt. Erste Kurssetzungen für die Energiewirtschaft sind absehbar
• Netze: 450 Connect baut derzeit ein bundesweites 450-MHz-Funknetz auf. E&M gibt einen Zwischenstand zum Aufbau einer schwarzfallfesten Kommunikation
• Interview: Wilken hat die IT-Komplettlösung GY entwickelt. Damit soll ein neues Kapitel aufgeschlagen werden, erklärt CEO Dominik Schwärzel im Gespräch mit E&M
• Agri-PV: Stefan Berkenhoff berät Landwirte in Sachen Agri-PV. Im Interview schildert er seine Sicht der Dinge
• Photovoltaik: Solarmodule „made in Germany“ bleiben schwierig – aber machbar. Ab Herbst sollen im Spessart wieder Module vom Band laufen
• BHKW des Monats: Die Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm haben für ein Neubauquartier eine KWK-Anlage mit einem hohen erneuerbaren Wärmeanteil errichtet
• RechtEck: Die Nachfrage nach Netzanschlusskapazitäten steigt deutlich. Da kommt einiges auf die Netzbetreiber zu

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„Schnelles und effizientes Laden für E-Antriebe ist im Transportbereich immens wichtig, denn vor allem in dieser Branche ist Zeit Geld“, erklärt Felix Faber, Vorsitzender der Geschäftsführung von Shell in Deutschland, die Idee hinter dem Projekt. „Genau dort setzen wir mit unserem Testzentrum für Megawatt-Charging an. Hier können Lösungen weiter ausreifen, Industriepartner zusammenkommen und mit uns gemeinsam einen Beitrag zur Elektrifizierung und damit Dekarbonisierung des gesamten Sektors leisten.“

Das Testzentrum, das im „Shell Technology Centre Hamburg“ entstehen soll, ist ausgelegt auf Ladeleistungen von bis zu 5 MW im Mittelspannungsbereich und soll beispielsweise schnelles Aufladen von Batterien für Schwerlastfahrzeuge wie Lkw, Busse, Traktoren und Baufahrzeuge oder auch für Schiffe mit Elektroantrieb sowie Batteriespeichersysteme unter verschiedenen Klimabedingungen (-40 bis +50 Grad Celsius bei variabler Luftfeuchtigkeit) prüfen. Dafür sollen auf 3.500 Quadratmetern neben einem Büro- und Elektroinstallationsgebäude ein externes Testfeld, ein Testhangar und ein Werkstattbereich entstehen. Weitere 500 Quadratmeter sind als Ausbaureserve vorgesehen.

Geplant ist die Installation einer Schaltanlage mit 10 kV AC und 3,6 kV DC (Mittelspannung) sowie eines bi-direktionalen DC-Emulators mit bis zu 5,2 MW (3,6 kV), was auch simultanen Testbetrieb mit sechsmal 800 kW (1.000 V) ermöglicht. Damit auch das Zusammenspiel von Hard- und Software-Komponenten geprüft werden kann, sollen auch Energie- und Power-Management, automatisierte Back-Office-Akzeptanztests, Interoperabilität und Effizienztests unter variablen Klimabedingungen, automatisierte Batterietests bis Gefahrstufe 6 sowie Hardware-in-the-Loop(HIL)-Simulationen möglich sein. Die Energieversorgung erfolgt mit Strom aus regenerativen Quellen, teilt Shell mit.

Auch US-Produktion gestoppt

Im Stadtteil Thalheim von Bitterfeld-Wolfen (Sachsen-Anhalt) stellt Meyer Burger Industries Solarzellen her. Dort arbeiten 331 Personen. Die Schwesterfirma in Hohenstein-Ernstthal (Sachsen) beschäftigt 289 Mitarbeitende im Bereich Maschinenbau und Technologieentwicklung. Laut Unternehmensangaben scheiterten bisherige Sanierungsverhandlungen zum Erhalt der deutschen Standorte. Diese sollen nun im Rahmen der vorläufigen Insolvenzverfahren fortgesetzt werden – gemeinsam mit einem gerichtlich bestellten Insolvenzverwalter.

Das Amtsgericht Chemnitz hat unterdessen Sachverständige für die Unternehmen in Sachsen und Sachsen-Anhalt eingesetzt. Die Experten der Flöther & Wissing
Insolvenzverwaltung wurden beauftragt, ein Gutachten über die Insolvenzgründe zu erstellen, wie eine Gerichtssprecherin informierte. Über eine vorläufige Insolvenzverwaltung werde in den kommenden Tagen entschieden, hieß es. Meyer Burger hat bereits seit längerer Zeit mit finanziellen Schwierigkeiten zu kämpfen. Die Fertigung in Deutschland war zuletzt von Kurzarbeit betroffen. Ungeachtet der Insolvenzverfahren in Deutschland will Meyer Burger Teile des Unternehmens weiterführen.

Der Insolvenantrag in Deutschland erfolgt nur wenige Tage nach dem Stopp des Aufbaus einer Solarmodulproduktion in Goodyear im US-Bundesstaat Arizona. Die geplante Fertigung in den USA sollte ursprünglich mit in Deutschland hergestellten Zellen beliefert werden.

Die Tochtergesellschaft Meyer Burger (Switzerland) AG mit rund 60 Mitarbeitenden in Thun soll bestehen bleiben. Auch die US-amerikanische Einheit Meyer Burger (Americas) Ltd. soll nicht aufgelöst werden, obwohl sie alle Beschäftigten zum 29. Mai 2025 entlassen hat.

Geschäftszahlen für 2024 kommen verspätet

Parallel zur Insolvenzanmeldung beantragte Meyer Burger bei der zuständigen Börsenaufsicht eine Fristverlängerung zur Vorlage der Geschäftszahlen für das Jahr 2024. Die ursprünglich gesetzte Frist lief am 31. Mai 2025 aus. Zur Begründung verwies das Unternehmen auf weiterhin laufende Finanzierungsgespräche im Rahmen der Restrukturierung.

Meyer Burger hatte sich in den vergangenen Jahren von einem Maschinenbauer für die Solarindustrie zu einem Hersteller von Solarzellen und -modulen gewandelt. Im Wettbewerb mit chinesischen Anbietern und angesichts schwieriger Marktbedingungen in Europa geriet das Unternehmen zunehmend unter Druck.

Der Versorger hatte befürchtet, eine neue Aussetzungsregelung von Bund und Land könnte die Pläne durchkreuzen (wir berichteten). Nun aber liegt das Ja-Wort des Kreises Warendorf für den sechs Turbinen großen Park in Sendenhorst vor. Damit dürfen die Stadtwerke die beantragten 6,6-MW-Anlagen des Herstellers Siemens Gamesa, am obersten Rotorpunkt jeweils 250 Meter hoch, errichten.
Ziel ist es, den Sendenhorster Windpark 2027 in Betrieb zu nehmen. Für diese Anlagensammlung hatte Münster ein beschleunigtes Genehmigungsverfahren angestrengt, das sich letztlich nicht mit den Landesgesetzen und den Regionalplänen für den Windkraftzubau biss.

Zuletzt die Bürgereinlagen mit 5,25 Prozent verzinst

Auch für die Standortkommunen lohnen sich die Investitionen der Münsteraner. Bei einem vergleichbaren Projekt weiter westlich, in Südlohn-Eschlohn an der Grenze zu den Niederlanden, profitieren die umliegenden Gemeinden mit 0,2 Cent je erzeugter kWh Ökostrom, sofern sie sich in einem Radius von 2,5 km zu den Anlagen befinden. Die drei Öko-Kraftwerke dort sind im Mai ans Netz gegangen, teilen die Westfalen mit.

Die Bevölkerung in und um Südlohn hatte binnen weniger Wochen zudem Anteile in Höhe von insgesamt 4 Millionen Euro über Nachrangdarlehen gezeichnet. Die Einlagen von mindestens 500 bis maximal 25.000 Euro verzinsen die Stadtwerke mit jährlich 5,25 Prozent. Ob eine vergleichbare Ausschüttung auch in Sendenhorst greift, wollte die Sprecherin nicht vorhersagen. Dafür sei es noch zu früh, die Bürgerbeteiligung öffnen die Stadtwerke meist während der Bauphase. Diese zeichnet sich für 2026 ab.

In Sendenhorst schütten die Stadtwerke künftig noch eine andere Zuwendung an Privatleute aus. „Nachbarschaftsgeld“ nennt der Versorger jährliche Zahlungen in Höhe von 2.500 Euro für Menschen, deren Wohnungen bis zu 750 Meter von den Anlagen entfernt liegen, und 2.000 Euro für Anwohnende im Umkreis von 750 bis 1.000 Meter.

Auch für das in Warendorf-Milte geplante Windkraftanlagen-Quartett (insgesamt 23,5 MW) habe Münster nun die Genehmigung vorliegen, so die Sprecherin auf Nachfrage. In diesem Fall seien aber zunächst noch Details zu klären, bevor der Versorger mit weiteren Informationen nach außen treten wolle. Und im Falle eines acht Turbinen großen Windparks (54,8 MW) in Nottuln sind die Stadtwerke noch zurückhaltender. Hier gebe es zwar einen positiven Vorbescheid, das aufwändige Genehmigungsverfahren sei aber noch nicht gestartet.

Die Stadtwerke Münster sind darüber hinaus noch an weiteren Orten im Umland umtriebig. Für fünf Windkraftanlagen in Dülmen liegt nach Angaben des Versorgers eine Genehmigung vor. Im ostwestfälischen Lemgo befinde sich eine Anlage bereits im Bau.

Geschäftsführer Sebastian Jurczyk kommentiert die Ökoenergie-Entwicklung so: „Wir halten Kurs bei unserem Vorhaben, bis 2030 doppelt so viele Anlagen am Netz zu haben wie noch zu Beginn des Jahrzehnts.“ 2020 waren es 20 Anlagen, derzeit sind es 25. Mit insgesamt über 40 Turbinen will Münster dann jährlich mindestens 280 Millionen kWh Grünstrom produzieren.

Im Fokus stehen insbesondere Standorte mit eingeschränktem oder verzögertem Netzzugang. Hier wollen die Partner durch eine dezentrale Energieversorgung kurzfristig zusätzliche Versorgungskapazitäten schaffen. Erste Projekte sind in Frankfurt am Main geplant, „sowie in weiteren Regionen Europas“. Neben der lokalen Energieerzeugung ist auch eine Zusammenarbeit in den Bereichen Netzdienstleistungen und Stromlieferverträge, vor allem PPA, sowie bei der Nutzung von Abwärme vorgesehen.

„Unsere skalierbare Plattform wird ein reproduzierbares Modell für zukünftige Rechenzentren bieten und damit das Tempo für europäische Innovationen im Bereich nachhaltiger Infrastruktur vorgeben“, erklärte Matthew Pullen, Executive Vice President bei Cyrus One.

Ein erstes Projekt ist die Erweiterung der mit Erdgas betriebenen Versorgung des Rechenzentrums „Cyrus One FRA7“ in Frankfurt-Griesheim. Dort soll ein lokales Stromerzeugungssystem zusätzlich 61 MW elektrische Leistung bereitstellen. Damit kann die IT-Kapazität des Campus um weitere 45 MW auf insgesamt 126 MW ausgebaut werden. Das Rechenzentrum ist Teil des Frankfurt Westside Campus, einer 73 Hektar großen Entwicklungsfläche für Gewerbe und Industrie, dessen Betreiber Cyrus One ist. Das Rechenzentrum soll bis zu 40 MW Abwärme in das Campus-Heiznetz einspeisen.

Das gemeinsam von Eon und Cyrus One entwickelte Erzeugungsystem nutzt Erdgas als Brennstoff. Die Anlage sei jedoch H2 ready und könne bereits mit bis zu 25 Prozent Wasserstoff betrieben werden. Eine Umrüstung auf 100 Prozent Wasserstoff sei vorgesehen, so Eon.

Ziel des Gemeinschaftsunternehmens, das noch keinen Namen hat, ist der Aufbau eines Handels- und Vertriebsangebots für Strom aus erneuerbaren Quellen im Raum Paderborn. Perspektivisch ist auch die Einbindung kommunaler Partner wie Stadtwerke in die Strombeschaffung und -vermarktung vorgesehen, heißt es in einer gemeinsamen Mitteilung. Nächste Schritte sind die Ratsbefassungen der kommunalen Gesellschafter und die Entscheidung der Gesellschafterversammlung voraussichtlich im September. Der operative Start des Joint Ventures ist für das vierte Quartal 2025 vorgesehen.

„Wir wollen uns gemeinsam mit einem regionalen Partner direkt im Handel mit erneuerbaren Energien und in der strukturierten Vermarktung an Kunden in der Region engagieren“, erklärte Westfalen-Weser-Geschäftsführer Jürgen Noch.

Andreas Schmitt, Geschäftsführer von Westfalenwind Strom, betonte die langjährige Vermarktungserfahrung des Unternehmens im Bereich erneuerbare Energien. „Westfalen Weser ist in der Region hervorragend vernetzt und bringt eine hohe kaufmännische Kompetenz mit.“

Die Westfalen-Wind-Gruppe, zu der auch die Westfalenwind Strom GmbH gehört, betreibt rund 120 Windenergieanlagen in der Region und ist auch in der Projektentwicklung aktiv. Darüber hinaus gehören Planung und Bau von Photovoltaikanlagen sowie ein eigener zertifizierter Ökostromvertrieb zum Leistungsportfolio.

Die Westfalen Weser Energie GmbH & Co. KG (WWE) ist ein kommunales Unternehmen und zu 100 Prozent im Besitz von 56 Kommanditisten, die ausschließlich Kreise, Städte und Gemeinden der Region sowie deren Eigengesellschaften sind.

Laut einer Mitteilung der OMV belief sich der Verkaufspreis auf rund 594 Millionen US-Dollar (523,5 Millionen Euro) abzüglich einer Transaktionsgebühr von umgerechnet 88,1 Millionen Euro. Auf die Bitte der Redaktion um Erläuterungen zu den Zahlungsabwicklungen teilte die OMV mit, sie habe in ihrer Aussendung vom 30. Mai alles gesagt, was sie zu sagen hatte: „Darüber hinaus kommentieren wir den Sachverhalt nicht weiter. Beste Grüße.“ 

Lukoil nicht auf der EU-Sanktionsliste

Rechtlich gesehen, ist die Transaktion kein Problem: Anders als etwa den staatlichen russischen Gaskonzern Gazprom hat die EU die im Privateigentum befindliche Lukoil bislang nicht auf ihre Sanktionsliste gesetzt. Somit hat die Lukoil nach wie vor auch Zugang zu den internationalen Kapitalmärkten. Keinen Abbruch tut dem, dass die USA und Großbritannen das Unternehmen sehr wohl mit Sanktionen belegt haben.

Lukoil hielt bereits seit Oktober 2019 einen Anteil von 5 Prozent an Ghasha und stockte diesen nun auf 10 Prozent auf. Bemerkenswert ist: Für ihren seinerzeitigen Einstieg hatte sie umgerechnet rund 188,6 Millionen Euro bezahlt. Der fünfprozentige OMV-Anteil war ihr nun das 2,8-Fache wert. 

Im vergangenen Jahr erwirtschaftete die Lukoil einen Umsatz von rund 90 Milliarden Euro, knapp 9 Prozent mehr als 2023. Allerdings sank ihr Nettogewinn um 26,3 Prozent auf 8,9 Milliarden Euro. Russische Analysten bezeichneten dieses Ergebnis angesichts des wirtschaftlichen Umfelds als „anständig“.

Laut ihrem Jahresbericht förderte die Lukoil 2024 täglich rund 2,2 Millionen Barrel Erdöleinheiten, um 2,8 Prozent weniger als 2023. Ihre Öl- und Gaskondensatproduktion sank um 2,8 Prozent auf 1,7 Millionen Barrel, ihre Gasproduktion um 2,6 Prozent auf 552.000 Barrel. 

Die Ghasha-Konzession umfasst insgesamt acht Felder. Außer Ghasha selbst handelt es sich um Hail, Dalma, Nasr, Satah al Razboo, Bu Haseer, Shuweihat und Mubarraz. Sie liegen alle etwa 40 Kilometer westlich von Abu Dhabi in Wassertiefen bis zu 24 Metern. Vergeben wurde die Konzession im November 2018 auf 40 Jahre. Geplant ist, täglich 378.000 Barrel Erdgas und 120.000 Barrel Erdöl sowie Gaskondensate zu fördern.

Großprojekt mit acht Feldern 

Der größte Konzessionsnehmer ist die staatliche Abu Dhabi National Oil Company (Adnoc) mit 55 Prozent. Sie traf im Herbst 2023 die endgültige Investitionsentscheidung bezüglich der Felder Ghasha und Hail. Weitere Anteilseigner sind die italienische Eni mit 25 Prozent, die thailändische PTTEP mit 10 Prozent und die Lukoil mit nun ebenfalls 10 Prozent. Die PTTEP erwarb ihren Anteil zum 11. Juni 2024 von der Wintershall Dea. 

Die Adnoc preist das Vorhaben in den höchsten Tönen. Erstmals werde eine Offshore-Förderung von Kohlenwasserstoffen vollautomatisch betrieben. Zum Einsatz kämen Roboter und Drohnen, die von einer Zentrale in Al Manayif in der Stadt Dubai gesteuert würden. Überdies werde auch künstliche Intelligenz angewandt. 

Gefördert wird übrigens „ultrasaures“ Erdgas mit einem Schwefelwasserstoffanteil von rund 20 Prozent sowie einem Kohlendioxidanteil von etwa 10 Prozent. „Saures“ sowie „ultrasaures“ Erdgas sind die im arabischen Raum am häufigsten vorkommenden Gassorten. Ihre Aufbereitung gilt als technisch anspruchsvoll, aber mit heutigen Mitteln gut beherrschbar. Jährlich möchte die Adnoc 1,5 Millionen Tonnen CO2 abscheiden und in untermeerischen Gesteinsformationen lagern. Damit soll die Förderung in Ghasha klimaneutral erfolgen. 

Umweltschutzorganisationen wiesen in den vergangenen Jahren mehrfach darauf hin, dass die Ghasha-Konzession Gebiete im Biosphärenreservat Marawah umfasst, das von der UNESCO anerkannt ist. Dort finden sich unter anderem Korallenriffe, Seegrasfelder und Mangroven. Überdies gilt das Reservat als Heimat der zweitgrößten Population der Welt an Seekühen.

Laut dem Unternehmen umfasst das Team durch die Fusion nun auch den Energieexperten Andreas Döhrer sowie sieben weitere Beraterinnen und Berater. Döhrer ist Energiewirtschaftler und war zuletzt bei dem Tech- und Consultingunternehmen Exxeta aus Karlsruhe als Director Management Consulting Energy tätig. Er bringt langjährige Branchenerfahrung mit und hat laut Sterr-Kölln & Partner bislang mehr als 150 Projekte im Bereich strategische Wärmewende und Aufbau nachhaltiger Geschäftsmodelle begleitet.

Mit der Fusion hat das Unternehmen außerdem sein Leistungsportfolio im Bereich Mergers & Acquisitions (M&A) gestärkt. Dafür stehen unter anderem der Volkswirt Maik Wassmer und der M&A-Experte Nicola Kyburz. Wassmer war unter anderem von 2007 bis 2020 Finanzvorstand beim Regionalversorger Badenova in Freiburg. Kyburz ist bereits seit März 2025 als Partner im Unternehmen aktiv. Er war zuvor rund neun Jahre für die Elektrizitätswerke der Stadt Zürich tätig. 

Sterr-Kölln & Partner ist seit mehr als 30 Jahren beratend im Bereich der erneuerbaren Energien tätig. Das rund 40-köpfige Team besteht aus Unternehmensberaterinnen und -beratern, Juristinnen und Juristen, Steuer- sowie Wirtschaftsprüferinnen und -prüfern. Ein Schwerpunkt der Tätigkeit liegt laut Unternehmensangaben in der Begleitung von Projekten sowie bei rechtlichen und finanziellen Fragestellungen – auch in grenzüberschreitenden Vorhaben zwischen Deutschland und Frankreich.

Strom: Uneinheitlich hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag gezeigt. Der Dienstag wurde mit 72,00 Euro je Megawattstunde im Base und 33,75 Euro je Megawattstunde im Peak bewertet. Börslich wurde der Day-ahead mit 71,69 Euro in der Grundlast und nur 33,41 Euro in der Spitzenlast gesehen. Ursächlich für die relativ schwachen Day-ahead-Preise ist die Erneuerbaren-Einspeiseleistung von 23,6 Gigawatt im Base, die für den Dienstag erwartet wird. Für den Peak erwarten die Meteorologen von Eurowind sogar knapp 40 Gigawatt, entsprechend niedrig zeigte sich daher der Day-ahead-Preis für diesen Zeitraum. An der Börse wurden auf Stundenbasis zwischen 11 und 16 Uhr leicht negative Preise gesehen.
Für den Mittwoch prognostizieren die Meteorologen von Eurowind einen Beitrag von Wind- und Sonnenstrom in ähnlicher Höhe wie am Dienstag. Danach sollen die Erneuerbaren-Mengen zulegen. Für den Freitag werden Wind- und Solarbeiträge von 40 Gigawatt prognostiziert. Das etwas längerfristiger orientierte US-Wettermodell rechnet bis Mitte der nächsten Woche mit hohen Windeinspeisemengen und relativ bedecktem Himmel. Die Temperaturen in Deutschland dürften sich laut den US-Meteorologen volatil doch tendenziell als überdurchschnittlich erweisen. Am langen Ende des deutschen Strommarktes verlor das Cal 26 um 0,39 auf 86,87 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben zum Wochenstart im Verbund mit Gas zugelegt. Der Dec 25 gewann bis gegen 14.45 Uhr 0,78 auf 71,19 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 19,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 72,14 Euro, das Tief bei 70,01 Euro. Laut den Analysten von Vertis dürfte der Markt in der Spanne zwischen 70 Euro und 75 Euro verharren. Etwas bearish dürften sich die für die kommenden Tage vorhergesagten recht hohen Einspeisemengen von Erneuerbaren-Strom auf die CO2-Preise auswirken. Bullish hingegen haben sich die am Berichtstag gemeldeten PMI-Daten aus der Eurozone ausgewirkt.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Montag etwas zugelegt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.45 Uhr 0,770 auf 34,920 Euro je Megawattstunde. Der Day-ahead am deutschen THE zog 1,200 auf 35,950 Euro an. Neben dem positiven Impuls aus den PMIs für die Eurozone dürften sich auch die geplanten Wartungsarbeiten an Turk Stream positiv auf die Gaspreise ausgewirkt haben. Die Pipeline, über die auch Ungarn versorgt wird, soll ab dem 10. Juni für einige Tage außer Betrieb genommen werden. Unterdessen meldet der Transportnetzbetreiber Gassco für den Berichtstag einen Gasflow aus Norwegen heraus von 291,2 Millionen Kubikmeter, was in etwa den Mengen der vergangenen Tage entspricht.