10. Dezember 2025
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
POLITIK: Studien formulieren Anforderungen an „European Grids Package“
WINDKRAFT OFFSHORE: Bundesamt ändert Flächennutzungsplan auf See
STROMNETZE: Vorletztes Verfahren für landseitige Offshorewind-Leitungen
REGULIERUNG: Österreich: Behörden publizieren „Fairnesskatalog“ für Energieversorger
HANDEL & MARKT
GAS: Sefe importiert LNG aus Argentinien
GASNETZ: Frühzeitige Gasnetzplanung als Kostensenker
E-FAHRZEUGE: Elektroautos bereiten Fahrzeugbauern etwas Vorfreude
PPA: Süddeutscher Solarstrom für die Deutsche Bahn
TECHNIK
TECHNIK: Turbolader-Update bei MAN Engines
HANDEL: EnBW gibt Batteriebau in Philippsburg frei
STATISTIK DES TAGES: Neuzulassungen von E-Autos bis Oktober 2025
UNTERNEHMEN
UNTERNEHMEN: Spie kauft Cybersecurity-Anbieter
SPEICHER: EEW Premnitz integriert Batteriespeicher in Abfallheizkraftwerk
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TOP-THEMA
Regierungsberater befürworten Gebotszonentrennung
Die Expertenkommission (v.l.): Anke Weidlich, Veronika Grimm, Andreas Löschel und Felix Matthes. Quelle: Susanne Harmsen
KLIMASCHUTZ.
Die Expertenkommission zum Energiewende-Monitoring hat in Berlin ihren Bericht an das BMWE übergeben. Sie fordert klarere Prioritäten für Strommarkt, Energieträger und Förderpolitik.
Die unabhängige Expertenkommission zum Energiewende-Monitoring hat ihren aktuellen Bericht an Staatssekretär Frank Wetzel im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) übergeben. Die Bundesregierung hatte das Gremium aus vier Energieexpertinnen und Energieexperten im Jahr 2011 eingesetzt.
Auf über 500 Seiten rät die Kommission der Politik drei Handlungsfelder stärker zu priorisieren. Dies seien ein weiterentwickeltes Marktdesign, Strategien für Energieträger wie Wasserstoff und einen konsistenten Rahmen für Fördermaßnahmen.
Die Kommission verweist darauf, dass der Stromsektor bereits mehr als die Hälfte seines Stroms aus erneuerbaren Energien erzeugt. Nach ihrer Einschätzung braucht dieses System Preissignale, die den effizienten Betrieb von Erzeugungsanlagen, Speichern und flexiblen Verbrauchern unterstützen.
Der Kommissionsvorsitzende Andreas Löschel sagte, der Bericht verweise weiterhin auf Herausforderungen bei Versorgungssicherheit, Netzinfrastruktur und Energieeffizienz. Er betont, dass ein stabiler politischer Rahmen nötig sei, um die Energiewende verlässlich zu steuern.
Stoffliche Energieträger sichern
Die Experten sehen zudem großen Bedarf an einer klaren Strategie für stoffliche Energieträger. Beim Wasserstoff gehe es um den weiteren Aufbau von Erzeugung, Infrastruktur und Nachfrage. „Wenn wir den Hochlauf nicht besser organisieren, wird es keine Klimaneutralität geben“, mahnte Felix Matthes. Dagegen werde der Verbrauch von Erdgas und Mineralöl nach ihren Einschätzungen in den kommenden Jahrzehnten deutlich sinken.
Folgen ergeben sich laut Kommission vor allem für die Erdgasinfrastruktur, die nur begrenzt auf Wasserstoff umstellbar ist. Dennoch müsse die Versorgungssicherheit gewährleistet bleiben, etwa durch vielfältige Bezugsquellen und ausreichend gefüllte Speicher. Matthes sagte, Deutschland müsse den Erdgasverbrauch im Rahmen der Klimaziele langfristig auf null senken und dafür eine flexible Strategie entwickeln. Ähnliches gelte für die Mineralölwirtschaft und den Raffineriesektor.
Energie muss bezahlbar bleiben
Ein weiterer Schwerpunkt liegt für die Kommission auf bezahlbarer Energie. Sie hebt hervor, dass stabile Preise für Haushalte und Unternehmen entscheidend seien, um Akzeptanz für die Energiewende zu sichern und Abwanderung energieintensiver Industrien zu vermeiden. Aus Sicht der Experten sollten Maßnahmen, die Systemkosten senken, Vorrang vor staatlich finanzierten Entlastungen haben.
Die Mitglieder der Kommission verweisen zudem auf die Bedeutung von Marktpreisen als zentrales Instrument zur Koordination des Stromsystems. Deutschland verfüge über sehr unterschiedliche Standortbedingungen für die Stromerzeugung, sodass regionale Preisunterschiede wichtige Investitionssignale setzen könnten. Veronika Grimm betont, dass die Politik stärker auf Marktsignale setzen sollte, um Investitionen zu lenken und Fehlanreize zu vermeiden. Dazu zählten ein angepasstes Strommarktdesign und die Bepreisung von Emissionen.
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| Entwicklung des deutschen Stromverbrauchs (zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken) Quelle: AG EE Stat 2025 |
Strompreiszonen trennen?
Beim Ausbau der erneuerbaren Energien sieht die Kommission Fortschritte. Zugleich trete das Stromsystem in eine Phase ein, in der erneuerbare Energien bald zwei Drittel der Stromproduktion ausmachen könnten und weitere Bereiche wie Wärme, Mobilität und Industrie stärker elektrifiziert würden.
Anke Weidlich unterstrich, dass zusätzliche Anreize für systemdienliche Investitionen nötig seien, um Erzeugungsanlagen, Speicher und flexible Nachfrage besser in das Gesamtsystem einzubinden und damit die Integration der erneuerbaren Energien voranzubringen.
Eine sinnvolle Möglichkeit wäre die Aufspaltung der heute einheitlichen Gebotspreiszone, sagte sie. Damit würden Stromerzeugung und Verbrauch in tatsächlich mit Netzen verbundenen Gebieten besser aufeinander abgestimmt, so Weidlich.
Nach Einschätzung der Kommission sollte die Politik Fördermaßnahmen künftig effizienter und klarer aufeinander abstimmen. Maßnahmen, die aus ihrer Sicht nicht zur Wirksamkeit der Energiewende beitragen oder kontraproduktive Effekte haben, sollten reduziert werden.
Die Mitglieder betonen, dass es für die nächste Phase der Energiewende eine verlässliche und langfristige Orientierung brauche, um Klimaneutralität zu erreichen und gleichzeitig die wirtschaftlichen Auswirkungen für Haushalte und Unternehmen im Blick zu behalten.
Die Expertenkommission zum Energiewendemonitorein besteht aus den drei Professoren Andreas Löschel, Veronika Grimm und Anke Weidlich sowie Felix Matthes.
Der Bericht der Expertenkommission zum Energiewende-Monitoring 2025 steht als PDF zum Download bereit.
Quelle: Pixabay / NakNakNak
Studien formulieren Anforderungen an „European Grids Package“
POLITIK. Am 10. Dezember will die EU ihre Ideen zur Beschleunigung des Netzausbaus vorstellen. Zwei Thinktanks beschreiben, was nötig ist, um die Ziele der EU beim Strombinnenmarkt zu erreichen.
Die europäische Stromnetzinfrastruktur bleibt deutlich hinter dem notwendigen Ausbautempo zurück. Damit kommt dem „European Grids Package“ der EU eine besondere Bedeutung zu, klare politische Leitlinien und Finanzierungsstrukturen für den Netzausbau zu setzen. Dies zeigt eine Analyse von Aurora Energy Research, die zentrale Engpässe und Investitionslücken im europäischen Netzsystem bewertet.
Demnach steigen Netzengpässe und Abregelungen erneuerbarer Energien rapide, während gleichzeitig mehr als 1.300 GW an Solar-, Wind- und Batteriespeicherprojekten auf Netzanschlüsse warten. Auch grenzüberschreitende Stromkapazitäten reichen nicht aus, was jährlich dreistellige Millionenbeträge an Systemkosten verursache.
Der Ausbaubedarf ist laut Aurora erheblich: Bis 2050 müssten europaweit rund 576.000 Kilometer neue Übertragungsleitungen, 7,8 Millionen Kilometer Verteilnetzleitungen sowie bis zu 350 Konverter für die Umwandlung von Hochspannungswechselstrom in Gleichstrom errichtet werden.
Aurora identifiziert außerdem für die kommenden Jahre erhebliche Investitionslücken. Zwar sind die Netzausgaben zuletzt gestiegen, sie bleiben aber weit unter dem Niveau, das für eine Net-Zero-kompatible Infrastruktur nötig wäre.
European Grids Package soll am 10. Dezember kommen
Vor diesem Hintergrund komme dem European Grids Package, das die EU für den 10. Dezember angekündigt hat, eine Schlüsselrolle zu. Es müsse eine langfristig integrierte Netzplanung durchsetzen, die Übertragungs- und Verteilnetze gemeinsam betrachtet und klare Ausbaupfade bis 2050 vorgibt.
Die Studie fordert zudem europaweit harmonisierte Steuerungs- und Redispatch-Regeln, transparente Anschlussprozesse sowie verbindliche Koordinationsmechanismen zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern. Auch beim Finanzierungsrahmen sieht Aurora dringenden Handlungsbedarf. Das Grids Package solle neue Modelle für gemeinsame Beschaffung, kollektive Finanzierung und die Einbindung nicht-leitungsgebundener Alternativen ermöglichen.
Aus Sicht der Autoren entscheidet sich damit in naher Zukunft, ob Europa ein Stromnetz erhält, das die Energiewende trägt – oder ob Engpässe und hohe Systemkosten zum dauerhaften Bremsklotz werden.
Grid Package soll drei Prioritäten setzen
Eine Studie des britischen Thinktanks Ember von Anfang Dezember kommt ebenfalls zu dem Ergebnis, dass Europa seine Interkonnektivität bis 2040 deutlich ausweiten muss, um ein kosteneffizientes und sicheres Stromsystem zu erreichen.
Die aktuellen Projekte reichten dafür bei Weitem nicht aus: Bis 2040 fehlen rund 55 GW grenzüberschreitender Leitungen. Vor diesem Hintergrund formuliert die Analyse klare Erwartungen an die europäische Politik – insbesondere an das European Grids Package und das nächste Finanzierungsinstrument, die Connecting Europe Facility for Energy (CEF-E).
Im Mittelpunkt steht die Empfehlung, das European Grids Package zur beschleunigten Umsetzung strategischer Interkonnektoren zu nutzen. Das Paket sollte nach Einschätzung der Studie drei Prioritäten setzen:
Erstens müsse die EU die grenzüberschreitende Systemplanung stärken, indem der Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) verbindlicher mit energiepolitischen Zielsetzungen verknüpft wird.
Zweitens sollten politische Leitlinien für vorausschauende Investitionen weiter konkretisiert werden, damit Netzbetreiber Interkonnektoren auch dann realisieren können, wenn zukünftige Bedarfe noch nicht vollständig abgesichert sind.
Drittens sei ein klarer europäischer Rahmen nötig, der Engpassprojekte von hohem strategischem Wert identifiziert und ihre Genehmigungsprozesse priorisiert.
Ein zentrales Element des Grids Package müsse zudem sein, die Finanzierungsmöglichkeiten stärker auf Grenzkapazitäten auszurichten. Da der zu erwartende Förderrahmen des CEF-E von rund 17 Milliarden Euro nur etwa ein Drittel des voraussichtlichen Zuschussbedarfs decke, empfiehlt die Studie, die im Grids Package vorgesehenen Mechanismen so auszugestalten, dass Kombinationsmodelle aus Zuschüssen, EU-Darlehen und privaten Investitionen erleichtert werden.
Dazu gehöre auch, Interkonnektoren klarer als europäische Infrastrukturprojekte von gemeinschaftlichem Nutzen einzuordnen, um Zugang zu langfristigen Finanzierungen – insbesondere durch die Europäische Investitionsbank – zu verbessern.
Nähere Informationen zur Ember-Studie und zur Aurora-Studie stehen im Internet zur Verfügung.
Bundesamt ändert Flächennutzungsplan auf See
Quelle: Shutterstock / Thampapon
WINDKRAFT OFFSHORE. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie hat ein Verfahren zur Änderung des Flächenentwicklungsplans 2025 für die Nordsee gestartet. Stellungnahmen sind erwünscht.
Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) mit Sitz in Hamburg und Rostock hat ein Verfahren zur Anpassung des Flächenentwicklungsplans 2025 (FEP) eingeleitet. Laut der Behörde betrifft die Aktualisierung ausschließlich zeitliche Anpassungen und eine technische Ergänzung zur Netzanbindung in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone in der Nordsee. Grundlage ist Paragraf 8 des Gesetzes zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See.
Der Flächenentwicklungsplan, zuletzt im Januar 2025 aktualisiert, legt fest, wann Ausschreibungen stattfinden, zu welchem Zeitpunkt Windenergieanlagen in Betrieb gehen und wie die technische Anbindung der Projekte erfolgt. Nach Angaben des BSH haben sich seit der Veröffentlichung neue Anforderungen ergeben. Diese betreffen die Kalenderjahre der Ausschreibungen, die geplanten Termine zur Inbetriebnahme von Windenergieanlagen auf bezuschlagten Flächen sowie den vorgesehenen Einzug der parkinternen Verkabelung.
Verkürztes Verfahren
Zudem müssten die Zeitangaben für die Inbetriebnahme der Offshore-Anbindungsleitungen ergänzt werden. Darüber hinaus plant die Behörde, das sogenannte 66-kV-Direktanbindungskonzept für das Netzanbindungssystem NOR-12-4 umzusetzen. Weil die Änderungen nur diese Punkte betreffen, verzichte das BSH auf einzelne Schritte des regulären Verfahrens.
Das Windenergie-auf-See-Gesetz erlaubt diesen verkürzten Ablauf, wenn ausschließlich klar abgegrenzte Anpassungen vorgenommen werden. Die Behörde hat das Verfahren im Einvernehmen mit der Bundesnetzagentur gestartet. Im weiteren Verlauf will das BSH den Entwurf der Änderungen sowie die Vorprüfung zur Notwendigkeit einer Strategischen Umweltprüfung veröffentlichen. Die Vorprüfung basiert auf dem Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung. Nach Angaben des BSH zeigt der Entwurf, dass über die bereits abgeschlossene Strategische Umweltprüfung zum FEP 2025 hinaus keine weitere Prüfung erforderlich ist.
Stellungnahmen angefordert
Behörden, Träger öffentlicher Belange, anerkannte Umweltvereinigungen nach dem Umweltrechtsbehelfsgesetz sowie die Öffentlichkeit können sich bis zum 18. Dezember 2025 äußern. Die Behörde weist darauf hin, dass die Frist nicht verlängert werden kann, da die Anpassung rechtzeitig vor den gesetzlichen Terminen für die Ausschreibungen im Jahr 2026 erfolgen muss. Stellungnahmen sollen sich ausschließlich auf die benannten Änderungspunkte beziehen. Nach Abschluss der Beteiligung will das BSH eine Liste aller eingegangenen Stellungnahmen veröffentlichen.
Die Behörde stimmt die weiteren Schritte mit der Bundesnetzagentur, dem Bundesamt für Naturschutz, der Generaldirektion Wasserstraßen und Schifffahrt sowie den Küstenländern ab. Nach derzeitiger Planung soll das Verfahren im Januar 2026 abgeschlossen werden. Die Bundesnetzagentur hat nach Angaben des BSH ihr Einvernehmen zum zeitlichen Ablauf und Umfang des Änderungsverfahrens bereits am 3. Dezember 2025 erteilt.
Der Änderungsentwurf zum FEP 2025 steht auf der Internetseite des BSH bereit.
Vorletztes Verfahren für landseitige Offshorewind-Leitungen
So sieht an Land die offene Bauweise für HGÜ aus. Quelle: Amprion
STROMNETZE. Amprion hat den Bauantrag für den vorletzten Landabschnitt der HGÜ Balwin 1 und 2 abgegeben. Balwin 2 soll Windstrom von einer Seefläche ableiten, deren Vergabe geplatzt ist.
Der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Amprion hat am 8. Dezember bekanntgegeben, die Planfeststellungsanträge für zwei zentrale Abschnitte der Offshorewind-Netzanbindungen Balwin1 und 2 gestellt zu haben.
Damit starten die Genehmigungsverfahren für die 92 Kilometer langen Erdkabel-Strecken zwischen Bösel im niedersächsischen Oldenburger Land und der Landesgrenze zu Nordrhein-Westfalen. Die Pläne liegen demnächst online und bei der Niedersächsischen Landesbehörde für Straßenbau und Verkehr aus. Einwände werden bis Ende Januar 2026 angenommen. Der Baubeginn ist derzeit für Ende 2026 / Anfang 2027 vorgesehen.
Es sei das vorletzte landseitige Planfeststellungsverfahren für Balwin 1 und 2, teilte ein Projektsprecher von Amprion auf Nachfrage mit. Es fehle sonst nur noch der Abschnitt direkt weiter nördlich von der Küste bis Bösel.
Die verlustarmen Höchstpannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ) Balwin 1 und 2 verlaufen weitgehend parallel. Balwin 1 oder NOR-9.1 soll 2030 bis zu 2.000 MW Windstrom von dem künftigen Windpark „Offshore Wind Four“ auf der Nordseefläche 9.1 ableiten, die RWE im August 2024 ersteigert hatte.
Balwin 2 soll 2031 das Gleiche für die Fläche N-10.1 tun (siehe Karte unten). Allein, für diese Fläche hatte sich in der Versteigerung in diesem August niemand mehr interessiert. Die vier ÜNB hatten daraufhin den Bund zusammen mit den Offshorewind-Verbänden aufgefordert, die für Juni 2026 vorgesehenen Ausschreibungen in die zweite Jahreshälfte zu verschieben und vorher das auf höchste Zahlungsbereitschaft eingestellte Auktionierungssystem auf Differenzverträge (CFD) umzustellen.
Momentan neigen das Wirtschaftsministerium und die Koalitionsfraktionen aber dazu, die geplatzten Flächen N-10.1 und N-10.2 mit zusammen 2.500 MW einfach 2026 nochmal zu versteigern, aber dann als einzige Flächen des Jahres.
Genehmigt ist nur der Abschnitt Küstenmeer
Balwin 1 würde den Windstrom von N-10.1 um die reservierte Wasserstoffzone (SEN) und die bestehenden Windparks „EnBW Albatros“, „EnBW Hohe See“ sowie „Global Tech 1“ herum ableiten und sich dann mit Balwin 2 vereinigen und dann noch das teilweise bestehende, teilweise geplante Norderney-Windparkcluster umgehen.
Für diesen Meeresabschnitt bis zur Zwölf-Seemeilen-Grenze, wo das Küstenmeer anfängt, läuft das Plangenehmigungsverfahren für Balwin 1 „seit Längerem“ (wir berichteten) und für Balwin 2 „seit Kurzem“ beim Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH), wie es der Projektsprecher formulierte.
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| Der geplante Trassenverlauf von Balwin 1 und Balwin 2 Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: Amprion |
Dagegen gibt es bereits Baurecht des Landes für den Abschnitt im Küstenmeer, wo Balwin 1 und 2 unter der Insel Norderney verlaufen und beim ostfriesischen Hilgenriedersiel an die Küste kommen. Im Südteil von Norderney hat Amprion im Sommer die Bohrungen fürs Erdkabel abgeschlossen, 2026 kommt der Nordteil dran.
In Hilgenriedersiel geht es parallel Richtung Südsüdost weiter bis zum Alfsee nordlich von Osnabrück, wo Balwin 1 nach Osten bis zum Netzverknüpfungspunkt Bohmte-Wehrendorf an der Grenze zu NRW abzweigt. Balwin 2 zweigt beim Alfsee nach Westen und dann nach Süden bis zum NRW-Netzverknüpfungspunkt Westerkappeln ab. Die weitgehend parallele Leitungsführung soll den Aufwand und die Umweltbelastung für die Erdarbeiten minimieren, sagte der Amprion-Projektsprecher.
Ab Westerkappeln soll eine bestehende Leitung bis zu dem 2021 stillgelegten und im Abbruch befindlichen Kohlekraftwerk Ibbenbüren führen. An dessen Standort soll der Konverter stehen, der die Elektrizität aus der HGÜ in Wechselspannung umwandelt.
Die verschiedenen Realisierungstermine
Ursprünglich sollten Balwin 1 oder NOR-9-1 sowie Balwin 2 oder NOR-10-1, die, um die Verwirrung perfekt zu machen, ursprünglich Lanwin 1 und 3 hießen, erst 2031 und 2033 fertig werden. Mit der Erweiterung der Offshorewind-Ausbauziele Ende der Groko wurden die Fertigstellungstermine auf 2029 und 2030 vorverlegt. Nach der Vergabe der Gewerke stellte sich dies als unrealistisch heraus, sodass nun 2030 und 2031 angepeilt sind.
Dann sind auch die Konverter fertig, die in den anzuschließenden Windparks Balwin Alpha und Beta heißen, versicherte Amprion diesen Juli. Für die landseitigen Konverterstationen soll 2026 das immissionsrechtliche Genehmigungsverfahren starten; Amprion heißt an den Standorten auch Abwärme-Abnehmer willkommen. „Wir reden insgesamt immer noch von einer vorzeitigen Fertigstellung“, sagte der Projektsprecher dieser Redaktion.
Österreich: Behörden publizieren „Fairnesskatalog“ für Energieversorger
Quelle: Shutterstock / DC Studio
REGULIERUNG. Unter den nicht rechtsverbindlichen Empfehlungen sind optionale Monatsabrechnungen sowie die wesentlichsten Inhalte einer Musterrechnung.
Bis einschließlich 20. Januar 2026 können in Österreich tätige Strom- und Gasversorger sowie sonstige Interessierte zum sogenannten „Fairnesskatalog“ Stellung nehmen, dessen Entwurf die Regulierungsbehörde E-Control und die Bundeswettbewerbsgehörde (BWB) am 9. Dezember veröffentlichten. Die finale Version soll im Februar vorliegen.
Die Erarbeitung des Katalogs hatten die E-Control und die BWB bei der Präsentation des Abschlussberichts ihrer gemeinsamen „Taskforce Energie“ am 24. Juni angekündigt. Wie die E-Control nunmehr festhält, ist der Katalog nicht rechtsverbindlich. Möglichkeiten, die Einhaltung der darin enthaltenen Verhaltensregeln durchzusetzen, gibt es nicht. Laut E-Control-Vorstand Wolfgang Urbantschitsch besteht das Ziel des Katalogs darin, „faire und verlässliche Rahmenbedingungen zu gewährleisten und wettbewerbsfreundliches Verhalten der Unternehmen zu fördern“.
Das 14 Seiten umfassende Dokument listet acht „Fairnessgrundsätze“ mit entsprechenden Handlungsempfehlungen auf, die in anderer Form im Wesentlichen bereits mehrfach kommuniziert wurden. Zum „1. Fairnessgrundsatz: Wettbewerb leben“ etwa heißt es: „Alle österreichischen Strom- und Gaslieferanten stehen unabhängig von allfälligen gesellschaftsrechtlichen Verflechtungen oder Kooperationen miteinander im Wettbewerb und leben den Wettbewerb. Die Kreuzbeteiligungen (wechselseitige Unternehmensbeteiligungen der Strom- respektive Gasversorger, Anmerkung) werden sukzessive reduziert und abgebaut.“
Die Beteiligungen abzubauen, liegt freilich nicht in der Kompetenz der Versorger. Zuständig sind vielmehr ihre (Mehrheits-)Eigentümer, das heißt, im Wesentlichen der Bund und die neun Bundesländer, die sich derlei Ansinnen bis dato stets verschlossen hatten.
Konzept für Musterrechnung
Wenig überraschend formulieren die E-Control und die BWB in ihrem Katalog Forderungen, die sie unter anderem in das wann auch immer kommenden Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) aufgenommen wissen wollten. Darunter ist jene nach der zumindest optionalen monatlichen Abrechnung des Strombezugs. Dazu heißt es in dem Katalog: „Der Stromlieferant weist Kundinnen und Kunden gezielt und wiederholt darauf hin, dass es neben einer Jahresrechnung auch die Möglichkeit einer elektronischen Monatsabrechnung gibt.“
Um die Transparenz der Rechnungen zu erhöhen, schlagen die E-Control und die BWB ein „Best-Practice-Modell der Tarifgestaltung“ vor. Im Grunde handelt es sich bei dem Modell um die Zusammenfassung der wesentlichsten Inhalte einer Musterrechnung. Diesem zufolge sollen der Grund- sowie der Arbeitspreis klar abgegrenzt werden. Die Marge wiederum „wird als konstanter Cent/kWh Aufschlag eingepreist und nicht mit Energiepreisindizes erhöht“.
Ferner sollen „Sondersituationen“ definiert werden, in denen „prozentuelle zusätzliche Aufschläge“ zu den Kosten zum Tragen kommen können. Grundsätzlich empfiehlt die E-Control: „Der Lieferant hält das Best-Practice-Modell der Tarifgestaltung ein und kommuniziert dieses entsprechend an Kundinnen und Kunden, sodass diese ihren aktuellen Preis nachvollziehbar aus der Preisformel ableiten können.“
Fairness in Krisenzeiten
Darüber hinaus legen die E-Control und die BWB den Versorgern nahe, ihre Kunden über bevorstehende Preisänderungen „früh und verständlich“ zu informieren, nicht zuletzt anlässlich des bevorstehenden Auslaufens befristeter Verträge „Transparenz über den Anschlusstarif und günstigere Alternativen“ sicherzustellen und ihre „Rabattpolitik klar und sachlich (zu) gestalten“.
Überdies raten die Behörden: „Der Lieferant nimmt seine Verantwortung für die Versorgungssicherheit der Bevölkerung ernst und verlangt auch in Krisenzeiten nur sachlich gerechtfertigte und faire Preise.“ Durch allfällige Versorgungsprobleme bedingte Preiserhöhungen sollen „nachvollziehbar“ begründet werden.
Der Entwurf des „Fairnesskatalogs“ ist auf der Website der E-Control verfügbar.
Quelle: Shutterstock / Igor Grochev
Sefe importiert LNG aus Argentinien
GAS. Deutschland will LNG aus Patagonien einführen. Quelle sind Ölschiefervorkommen, die per Fracking erschlossen werden. Menschen vor Ort sorgen sich um ihr Trinkwasser.
Neuer deutscher Handelspartner für die Gasversorgung: Die staatliche Gesellschaft Securing Energy for Europe (Sefe) in Berlin hat mit dem argentinischen Unternehmen Southern Energy Anfang Dezember eine Absichtserklärung über eine achtjährige LNG-Lieferpartnerschaft unterzeichnet.
Sefe will ab 2027 über einen Zeitraum von acht Jahren jährlich bis zu zwei Millionen Tonnen (rund 30 TWh) verflüssigtes Erdgas (LNG) aus dem südamerikanischen Land beziehen. Das entspricht laut Sefe etwa einem Drittel der zukünftigen LNG-Jahresproduktion von Southern Energy.
Southern Energy ist ein Konsortium aus fünf Unternehmen, zu denen die staatliche Öl-Gesellschaft YPF gehört. Das Konsortium soll dem Vernehmen nach das erste groß angelegte LNG-Exportprojekt realisieren. Basis dafür sollen schwimmenden LNG-Terminals (FLNG) werden. Die Terminals sollen eine Gesamtkapazität von rund sechs Millionen Tonnen Verflüssigungsleistung jährlich haben.
Produktionsstart für Ende 2027 geplant
Der Produktionsstart für das erste FLNG ist für Ende 2027 vorgesehen. Beide Terminals chartert Southern Energy von Golar LNG, einem seiner Anteilseigner, wie es heißt. Die Terminals sollen 20 Jahre lang im Golf San Matias in der argentinischen Provinz Rio Negro zum Einsatz kommen.
Das Erdgas wird laut Medienberichten im patagonischen „Vaca Muerta“ (deutsch: Tote Kuh) gewonnen. „Vaca Muerta“ gehört geologisch zum Neuqunbecken. Das Becken gilt als eines der größten Ölschiefervorkommen weltweit. Um das Gas zu fördern, muss das Schiefergestein gefrackt werden.
Bewohner protestieren seit Langem gegen das Fracking, weil dadurch das Grundwasser beeinträchtigt werden kann. Und das in einer Region, die ihren Namen Tote Kuh nicht zuletzt der Tatsache verdankt, die sie weitgehend trocken ist und es an Trinkwasser mangelt.
Sefe will Umweltstandards verbindlich festgelegen
Sefe betont auf Anfrage der Redaktion, dass man „Umwelt- und Sozialbelange sehr ernst“ nehme. „Die unterzeichnete Absichtserklärung mit Southern Energy definiert den Rahmen für künftige LNG-Käufe. Konkrete Umweltauflagen und Standards werden im noch auszuhandelnden Kaufvertrag verbindlich festgelegt“, teilt eine Sprecherin des Unternehmens mit. Sefe setze sich dafür ein, „dass die Partnerschaft internationalen Umweltstandards entspricht und die Interessen der lokalen Bevölkerung gewahrt bleiben“.
Frederic Barnaud, CCO von Sefe, verweist auf die Versorgungssicherheit. „Unsere erste LNG-Partnerschaft mit einem südamerikanischen Lieferanten trägt nicht nur zur geografischen Diversifizierung unseres Bezugsportfolios bei, sondern stärkt auch die Energiesicherheit Europas“, wird er in einer Unternehmensmitteilung zitiert. Rodolfo Freyre, Vorsitzender von Southern Energy, nennt die Vereinbarung einen wichtigen „Meilenstein für die zukünftige Entwicklung der Gasvorkommen von Vaca Muerta“.
Frühzeitige Gasnetzplanung als Kostensenker
Quelle: Shutterstock / Visionsi
GASNETZ. Eine vom Umweltinstitut München beauftragte Studie zeigt: Die frühzeitige Planung der Stilllegung von Gasnetzen könnte Haushalte und Staat um Milliarden entlasten.
Eine vom Fraunhofer-Institut für Fertigungstechnik und Angewandte Materialforschung (IFAM) erstellte Studie warnt vor steigenden Kosten infolge fehlender Stilllegungspläne für Gasverteilnetze. Die im Auftrag des Umweltinstituts München erstellte Untersuchung kommt zu dem Ergebnis, dass ein frühzeitiger Rückbau deutliche finanzielle Vorteile für Haushalte und öffentliche Haushalte bringen würde.
Hintergrund ist ein Gesetzentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums zur Umsetzung der EU-Gasbinnenmarktrichtlinie. Demnach sollen Netzbetreiber künftig berechtigt sein, Gasanschlüsse zu verweigern und Netzteile stillzulegen, sofern sie mehrjährige Ankündigungsfristen einhalten und einen Verteilnetzentwicklungsplan (VNEP) vorlegen.
Kernergebnisse der Studie, die von Protect the Planet, GasWende und dem Deutschen Naturschutzring (DNR) unterstützt wurde, sind:
1. Heizen mit Gas wird sehr teuer. Grund dafür ist die sinkende Zahl von Gaskunden, auf die sich die Kosten des Gasnetzes verteilen. Bei unverändertem Netzbetrieb trotz rückläufiger Nutzung könnten die Netzentgelte für einen Drei-Personen-Haushalt bis zum Jahr 2045 um jährlich 3.000 bis 4.000 Euro steigen.
2. Bislang haben Netzbetreiber keinen finanziellen Anreiz, den Ausstieg aus der Gaslieferung zu planen, weil sie nach geltendem Recht die steigenden Kosten auf die Kunden umlegen können. Das könnte mittelfristig zur Einführung einer Preisobergrenze zur Deckelung der Kosten für die einzelnen Haushalte führen, die wiederum staatlich finanziert werden müsste. Durch verbindliche Einreichfristen für Verteilnetzentwicklungspläne ließen sich dem Fraunhofer IFAM zufolge die dafür notwendigen Subventionen um mehr als die Hälfte reduzieren.
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| Förderkosten Netzentgeldbremse nach Höhe der Preisobergrenze - zum Vergrößer der Grafik bitte auf das Bild klicken - Quelle: Fraunhofer IFAM |
So würden bei einer Preisobergrenze von 8 Cent pro kWh die Förderkosten im Falle einer frühen Planung (bis 2027) etwa 1,6 Milliarden Euro betragen. Bei einer verzögerten Planung (bis 2035) wären es 4,2 Milliarden Euro. Eine frühe Planung der Stilllegung würde somit 2,6 Milliarden Euro an Steuergeldern sparen. Bei einer Preisobergrenze von 4 Cent pro kWh könnte der Staat sogar 7 Milliarden Euro sparen (5 Milliarden Euro bei Planung bis 2027 gegenüber. 12 Milliarden Euro bei Planung bis 2035).
3. Zeitverzögerungen zwischen Planung und Stilllegung aufgrund von langen Ankündigungs- und Prüfungsfristen verursachen Zusatzkosten und sollten deshalb vermieden werden. Die Kosteneinsparungen durch frühzeitige Planung lassen sich nur realisieren, wenn Netzbetreiber zeitnah nach Planungsbeginn auf den Rückgang der Gasnachfrage reagieren können, indem sie Straßenzüge Schritt für Schritt außer Betrieb nehmen. Zudem brauchen sie Flexibilität, um im Laufe der Zeit Anpassungen an ihrer Strategie vornehmen zu können.
Die vollständige Studie „Kosteneinsparungen einer frühen Gasnetzstilllegungsplanung“ ist im Internet abrufbar.
Elektroautos bereiten Fahrzeugbauern etwas Vorfreude
Quelle: Shutterstock / Naypong Studio
E-FAHRZEUGE. Am Vorabend der nächsten staatlichen Kaufprämie für Elektroautos sagt der Automobilverband VDA für 2026 steigende Stromer-Verkäufe voraus. Reine E-Antriebe sollen um 30 Prozent zulegen.
Die Vorfreude der Autobauer auf das Geschäftsjahr 2026 ist gedämpft. Das erwartete deutliche Plus bei batterieelektrischen Pkw steht einer sinkenden Anzahl an Neuzulassungen in den anderen Antriebsarten gegenüber. Unterm Strich bleibt wohl ein leichtes Plus.
Zwei Prozent mehr Neuzulassungen über alle Pkw hinweg bedeute insgesamt 2,9 Millionen Fahrzeuge, so die Erwartung des VDA. Das sind in absoluten Zahlen gegenüber 2025 insgesamt rund 57.000 Pkw mehr.
Reine Stromer allein sollen rund 160.000 Mal häufiger zur Anmeldung bei den Straßenverkehrsämtern gelangen und bei etwa 693.000 Einheiten landen. Das wäre in diesem Segment ein Plus von 30 Prozent. Entsprechend spricht der Verband der Automobilindustrie (VDA) vom „Wachstumstreiber Elektromobilität“ – und dies schon jetzt, obwohl es erst ab kommendem Jahr wieder Zuschüsse vom Staat geben wird (wir berichteten).
Die Mischform aus Verbrenner und Batterie, die Hybrid-Pkw, verlieren hingegen an Attraktivität. Ihr Minus werde 5 Prozent betragen, sagt der VDA voraus, die Gesamtzahl bei 286.000 zugelassenen Fahrzeugen liegen. Zählt man beide E-Antriebe zusammen, laufen sie bei 979.000 Stück ein (plus 17 Prozent).
Allerdings garniert der VDA diese Zahlen mit der Erwartung, dass die Bundesregierung ihre für 2026 beschlossene Förderung für batterieelektrische Pkw „zügig“ und unbürokratisch umsetze. Andernfalls, heißt es in einer Mitteilung des Verbands, „warten viele Käufer ab und die aktuell grundsätzlich positive Dynamik auf dem Markt für Elektro-Pkw kommt zum Erliegen“.
Wie positiv die Entwicklung derzeit ist, hat das Frankfurter Marktforschungsunternehmen Dataforce in seiner November-Erhebung festgehalten. Das Wachstum von 3 Prozent gegenüber November 2024 auf insgesamt gut 250.000 Pkw-Neuzulassungen geht allein auf das Konto der Stromer (55.739 Einheiten, plus 20.563 oder 58 Prozent) und Plug-In-Hybride (32.437, plus 20.602 oder 57 Prozent). Die Verbrenner lassen um über 26.000 Einheiten nach, stellen aber immer noch rund 65 Prozent aller Neuzulassungen.
Dataforce-Mitarbeiter Julian Litzinger sieht insgesamt „einen Schub an Elektro- und Plug-In-Fahrzeugen“. Weil es sich im Wesentlichen nicht um taktische Zulassungen der Hersteller (plus 4 Prozent), Händler (minus 3 Prozent) oder Autovermieter (minus 10 Prozent) handele, sondern um Zuwächse bei Privatleuten und Firmenflotten, sei die hohe Nachfrage nach Stromern „echt“.
Etwas anders sieht es bei elektrisch betriebenen Nutzfahrzeugen aus. Hier stieg der Zahl der Eigenzulassungen von Herstellern um 20 Prozent gegenüber dem Vorjahresmonat (1.396 gegenüber 1.164). Dataforce glaubt, dass diese Fahrzeuge es noch nicht allein den Markt schafften und Fahrzeugbauer sie daher aufgrund der CO2-Zielvorgaben anmeldeten.
Die Fertigungshallen in Deutschland werden 2026 insgesamt wohl weniger Pkw verlassen als im laufenden Jahr, so die Prognose des VDA. 4,11 Millionen Stück würden ein Minus von 1 Prozent bedeuten. Im Ausland dagegen steige die Produktion deutscher Fabrikate um 1 Prozent auf 9,2 Millionen.
Die reinen Stromer sollen auch Motor dieser Statistik sein. Elf Prozent mehr batterieelektrische Pkw sollen von den Bänden laufen. Hybride gehen um 10 Prozent zurück, beide Varianten zusammen kommen voraussichtlich auf 1,76 Millionen produzierte Autos. Das wäre ein Plus von 5 Prozent und laut VDA.Präsident Hildegard Müller „ein starkes Signal“, mit dem Deutschland den Platz als weltweit zweitgrößter Produktionsstandort für E-Autos festige.
Den Spagat der Bundesregierung, das Verbrenner-Aus aufzuweichen und damit die Antriebswende auf Elektro weniger zwingend zu gestalten, sieht Hildegard Müller positiv. Zunächst lässt sie sich mit dem etwas schiefen Bild zitieren, dass die deutsche Autoindustrie „beim Thema E-Mobilität weiter Vollgas“ gebe. Der Berliner Entscheidung für „mehr Technologieoffenheit“ müsse auch die EU-Kommission nun „entsprechend klare Beschlüsse“ folgen lassen.
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| Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: Dataforce |
Süddeutscher Solarstrom für die Deutsche Bahn
ICE vor einem Solarpark. Quelle: Max Lautenschläger
PPA. Neue Solarparks in Bayern und Baden-Württemberg sollen künftig Solarstrom für das Bahnnetz liefern. Beide Anlagen erhöhen die verfügbare erneuerbare Energie für den Zugverkehr.
Neue PV-Anlagen im Süden Deutschlands liefern ab Mitte 2027 grünen Strom für den Bahnbetrieb. Die Energietochter der Deutschen Bahn, die DB Energie mit Sitz in Frankfurt am Main, hat dafür zwei langfristige Stromlieferverträge (Power Purchase Agreements, PPA) mit dem Hamburger Projektentwickler Blue Elephant Energy geschlossen. Die Unternehmen erklären in ihrer gemeinsamen Mitteilung, dass die Vereinbarungen die Lieferung von rund 2,5 Milliarden kWh Solarstrom umfassen. Die Bahn plant, mit diesen Mengen jährlich etwa 14 Millionen ICE-Kilometer abzudecken.
Der Solarpark Schafhöfen liegt rund 35 Kilometer südöstlich von Regensburg in Bayern und zählt laut den Vertragspartnern mit 266 MW zu den größten Anlagen in Deutschland. Blue Elephant Energy errichtet dort rund 370.000 Solarmodule auf einer Fläche von 214 Hektar. Dies entspricht nach Angaben des Unternehmens der Fläche von mehr als 300 Fußballfeldern. Ein eigenes Umspannwerk und ein geplanter Batteriespeicher sollen dort eine leistungsfähige Netzanbindung sichern.
In Aulendorf, zwischen Bodensee und Stuttgart gelegen, entsteht zudem ein Solarpark mit einer geplanten Leistung von 53 MW. Auch dort soll die Kombination aus Solarstrom und Speichern künftig für zusätzliche Flexibilität im Energiesystem sorgen.
Täglich 15.000 Zugfahrten auf elektrifiziertem Schienennetz
DB Energie bewertet die geschlossenen PPA als wichtigen Schritt für die Stromversorgung des Konzerns. Geschäftsführer Florian Reuter erklärt, dass die Bahn täglich rund 15.000 Zugfahrten auf dem elektrifizierten Schienennetz erbringt und damit zu den größten Abnehmern von Ökostrom in Deutschland gehört. Reuter hebt hervor, die Deutsche Bahn ermögliche mit langfristigen Lieferverträgen neue Photovoltaikprojekte. Deren Kombination mit Batteriespeichern sorge für Versorgungssicherheit und wirtschaftliche Stabilität. Blue-Elephant-Energy-Chef Felix Goedhart bezeichnet die Vereinbarungen als Wachstumsschritt für sein Unternehmen und verweist auf die kurze Entwicklungszeit.
Die Deutsche Bahn deckt nach eigenen Angaben bereits rund 70 Prozent ihres Bahnstroms mit erneuerbaren Energien. Das Unternehmen nennt als Ziel, spätestens im Jahr 2038 den gesamten Bahnstrom vollständig aus grünen Quellen zu beziehen. Seit Anfang dieses Jahres versorgt DB Energie alle Bahnhöfe, Werke und Verwaltungsstandorte mit Ökostrom. Das Bahnstromportfolio umfasst Offshore-Windparks wie Nordsee-Ost, He Dreiht, Trianel Borkum und Amrumbank-West sowie zahlreiche Wind- und Solarparks an Land. Zusätzlich erweitert die Bahn ihr Portfolio seit dem vergangenen Jahr um Batteriespeicher.
Blue Elephant Energy entwickelt Solar- und Windparks sowie Batteriespeicherlösungen für den europäischen Markt und verfügt aktuell nach eigenen Angaben über 1.730 MW installierte Leistung und eine Projektpipeline von 9.500 MW.
Quelle: MAN Engines
Turbolader-Update bei MAN Engines
TECHNIK. Motorenhersteller MAN Engines hat die Turbolader der Gasmotorenbaureihe E32 für Erd- und Biogasanwendungen überarbeitet.
MAN Engines hat ein Update der Gasmotorenbaureihe E32 für Erdgas- und Biogasanwendungen vorgestellt. Das Unternehmen hat dabei den Schwerpunkt auf eine neue Turboladergeneration gelegt, geht aus der Mitteilung des Unternehmens hervor. Die Motoren sollen sich stärker an Anforderungen von Märkten orientieren, die einen NOx-(Stickoxid)-Grenzwert von 250 mg/Nm3 vorgeben. Nach Unternehmensangaben sind internationale regulatorische Anforderungen der zentrale Maßstab für die technische Ausrichtung der Modernisierung.
Die neuen Typen E3262, LE272 (Erdgas) und LE282 (Biogas) ersetzen die bisherigen Varianten LE202 und LE212. Bestellungen sind zwar bereits möglich, Lieferungen starten frühestens jedoch in der zweiten Jahreshälfte 2026, teilte MAN Engines dazu weiter mit. Die bisherigen Typen bleiben vorerst parallel verfügbar.
MAN Engines hat etwa wasserführende Leitungen durch ein trockenes Turbinengehäuse mit Isolierung ersetzt, was potenzielle Leckagen reduziert und thermische Belastungen begrenzt. Neue Axial- und Gleitlager aus einer Bronzelegierung erhöhen zudem die Beständigkeit gegenüber Korrosion und verlängern die Standzeiten. Eine höhere Druckreserve über die Drosselklappe erweitert den Leistungsbereich. Betreiber sollen dadurch bei erhöhtem Abgasgegendruck oder in Höhenlagen stabilere Betriebsbedingungen erreichen.
Für Märkte wie Deutschland mit Vorgaben von 100 mg/Nm3 lässt sich zum Beispiel der Typ E3262 mit externer Abgasnachbehandlung wie SCR kombinieren. Betreiber erhalten dadurch Optionen für unterschiedliche Genehmigungsanforderungen. Die Baureihe − beispielsweise für den Einsatz zur Strom- und Wärmeerzeugung − steht als Turbo- und Saugervariante sowie für 50-Hz- und 60-Hz-Netze bereit und deckt damit eine breite Spannweite internationaler Anwendungsprofile ab.
EnBW gibt Batteriebau in Philippsburg frei
Luftbild des Energieparks Philippsburg Quelle: Transnet BW
HANDEL. Die EnBW hat in Philippsburg die Investitionsentscheidung für einen 400 MW großen Batteriespeicher getroffen, der ab 2026 ohne staatliche Förderung entstehen soll.
Die EnBW hat nach eigenen Angaben die finale Entscheidung für den Bau eines Großbatteriespeichers im Energiepark Philippsburg (Baden-Württemberg) gefällt. Das Unternehmen aus Karlsruhe plant, dort eine Anlage mit 400 MW Leistung und 800 MWh Kapazität zu errichten. EnBW erklärt, dass der Speicher ohne staatliche Förderung auskommt und einen wichtigen Beitrag zur Flexibilität des Energiesystems leisten soll.
Der Standort Philippsburg befindet sich seit mehreren Jahren im Wandel. Die beiden früheren Kernkraftwerksblöcke werden seit 2017 beziehungsweise 2020 zurückgebaut. Auf einem angrenzenden Teil des Energieparks betreibt der Übertragungsnetzbetreiber Transnet BW und zuständig für das Höchstspannungsnetz in Baden-Württemberg, bereits ein Gleichstrom-Umspannwerk. Der dort errichtete Konverter ist Teil der Nord-Süd-Gleichstromverbindung Ultranet und soll Windstrom aus dem Norden in den Südwesten transportieren.
Energiestandort Philippsburg im Wandel
Laut EnBW stärkt der geplante Batteriespeicher die Möglichkeiten, Schwankungen aus erneuerbaren Energien auszugleichen. Peter Heydecker, Vorstand für Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur, verweist in einem indirekten Zitat darauf, dass große Batteriesysteme notwendig seien, um Erzeugung und Bedarf im Stromsystem besser abzustimmen. Er betont laut EnBW zudem, dass die Anlage eine sinnvolle Ergänzung zu wasserstofffähigen Gaskraftwerken darstellt und den Energiestandort Philippsburg weiter festigt.
Der Baustart ist ab Frühsommer 2026 vorgesehen. Die Inbetriebnahme soll Ende 2027 erfolgen. Finanziert werde das Projekt über Erlöse aus der Vermarktung von Strom sowie über netzdienliche Leistungen, die die Stabilität des Stromsystems unterstützen.
EnBW ordnet das Vorhaben in den laufenden Umbau des Unternehmens ein. Der Ausbau erneuerbarer Energien sowie der Strom-, Gas- und Wasserstoffnetze bilde den Schwerpunkt der geplanten Investitionen. Bis 2030 will das Unternehmen bis zu 50 Milliarden Euro einsetzen, überwiegend in Deutschland. EnBW strebt an, dass bis dahin rund 80 Prozent des Erzeugungsportfolios aus erneuerbaren Energien stammen. Zudem plane das Unternehmen, bis Ende 2028 aus der Kohleverstromung auszusteigen, sofern es die politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen erlauben.
Neuzulassungen von E-Autos bis Oktober 2025
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchtet die Redaktion regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zum Vergrößern auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Zwischen Januar und Oktober 2025 wurden in Deutschland rund 434.600 Elektroautos neu zugelassen. Damit wurden bis zu diesem Zeitpunkt bereits mehr vollelektrische Fahrzeuge neu angemeldet als im gesamten Vorjahr. Im Vergleich zum Vorjahreszeitraum (Januar bis Oktober 2024) war dies ein Anstieg um etwa 39 Prozentpunkte. Das Jahr 2024 sah in Deutschland etwa 380.600 Neuzulassungen von E-Autos. Damit lag die Zahl im Vergleich zum Jahr 2023 fast 27,4 Prozent niedriger. Der Anteil der E-Autos an den gesamten Pkw-Neuzulassungen lag im Jahr 2024 bei 13,5 Prozent. Die Daten beruhen auf einer Erhebung des Kraftfahrtbundesamtes.
(von links) Marcus Hänsel, Patric Liebold, Rainer Hollang und Philipp Liebold. Quelle: SPIE
Spie kauft Cybersecurity-Anbieter
UNTERNEHMEN. Der Multitechnikdienstleister Spie hat Cyqueo erworben. Der Münchner IT-Anbieter ist auf Sicherheitslösungen in komplexen IT-Infrastrukturen spezialisiert.
Die Spie Gruppe investiert in den Bereich IT-Sicherheit. Wie der Multitechnikdienstleister am 9. Dezember mitteilte, hat die Unternehmenseinheit „SPIE Germany Switzerland Austria“ das Münchner IT-Haus Cyqueo gekauft. Damit erweitert Spie sein Portfolio beim Thema Cybersecurity und will so die Beratungs- und Integrationskompetenz für Sicherheitslösungen in komplexen IT-Infrastrukturen stärken.
Cyqueo mit Sitz in München ist ein auf Cybersecurity spezialisierter Lösungsanbieter. Das Unternehmen verfügt über ein Partnernetzwerk sowie Expertise in den Bereichen Zero Trust, Cloud Security, Endpoint Protection und Managed Security Services sowie langjährige Kundenbeziehungen in mittelständischen und großen Organisationen.
Aktuell sind nach Angaben des Unternehmens 1,6 Millionen User durch Lösungen von Cyqueo geschützt. Cyqueo wurde 2003 von Philipp und Patric Liebold gegründet und beschäftigt derezit 28 Mitarbeitende. Das Unternehmen erwirtschaftete im Jahr 2024 einen Umsatz von rund 20 Millionen Euro.
Rainer Hollang und Marcus Hänsel, Vertreter der Geschäftsleitung von Spie Germany Switzerland Austria lassen sich in einer Mitteilung des Unternehmens mit den Worten zitieren: „Das Team von Cyqueo bringt umfassende cloud-native Expertise und Leidenschaft für Cybersecurity mit und bereichert damit das Geschäft.“
EEW Premnitz integriert Batteriespeicher in Abfallheizkraftwerk
Industriepark Premnitz mit Abfallverwertungsanlage im Vordergrund, dahinter der abzureißende Schornstein des ehemaligen Industriekraftwerks. Quelle: EEW
SPEICHER. Die thermische Abfallverwertungsanlage in Premnitz (Brandenburg) wird um einen Batteriespeicher mit bis zu 15 MWh erweitert. Die Anlage soll dadurch künftig netzdienlich arbeiten.
Die thermischen Abfallverwertungsanlage EEW Premnitz (Brandenburg) wird zu einem Speicherkraftwerk ausgebaut. Dazu wurden Anfang Dezember nun drei Batteriespeichercontainer mit je 44 Tonnen angeliefert. Der Batteriespeicher kann im Endausbau bis zu 15 MWh Energie aufnehmen. Zuvor hatte ein Teleskopkran bereits die 38 Tonnen schwere Mittelspannungsschaltanlage gesetzt. Wechselrichter und Transformatoren stehen ebenfalls bereit. Die Energy from Waste (EEW) kooperiert beim Aufbau des Systems mit Tricera.
Mit der Integration von Speichertechnologie am Standort Premnitz will die EEW die Rolle des Standortes als Energieversorger weiter ausbauen (wir berichteten). Premnitz produziert Strom für mehr als 40.000 Haushalte, zudem versorgt die Abfallverwertungsanlage den Industriepark mit Prozessdampf und erzeugt Fernwärme für Premnitz und die Statdt Brandenburg an der Havel. Künftig soll diese erzeugte Energie nicht mehr nur als Grundlast bereitgestellt, sondern flexibel und bedarfsgerecht eingespeist werden.
„Mit dem heutigen Schritt ist der letzte große Meilenstein vor der Inbetriebsetzung erreicht“, sagt EEW-Projektleiter Christian Schüttenhelm. „Mit dem Batteriespeicher wird unsere Anlage in Premnitz nicht nur flexibler, sondern auch zukunftsfähiger. Wir entwickeln unsere Kraftwerke gezielt zu netzdienlichen Speicherkraftwerken weiter – und leisten damit einen aktiven Beitrag zur Energiewende.“ Premnitz wird nun als erster der 17 EEW-Standorte über einen Batteriespeicher verfügen.
Die EEW-Gruppe ist ein Unternehmen in der Kreislaufwirtschaft, das Abfälle nicht nur entsorgt, sondern als Ressource für Energie und Rohstoffe nutzt. An 17 Standorten in Europa mit etwa 1.400 Mitarbeitenden verwerten Anlagen jährlich rund fünf Millionen Tonnen Abfälle. Daraus wird Strom für 700.000 Haushalte erzeugt. EEW will bis 2030 klimaneutral und bis 2045 klimapositiv wirtschaften, wobei die CO2-Abscheidung eine zentrale Rolle spielen soll.
Neue CEO bei RWE Renewables Europe & Australia
Quelle: Shutterstock / Jirsak
PERSONALIE. Die Vorstandsvorsitzende der RWE-Erneuerbaren-Tochter wechselt im neuen Jahr in die Immobilienbranche.
Katja Wünschel, CEO der RWE Renewables Europe & Australia, verlässt das Unternehmen und wechselt in den Vorstand des Bochumer Immobilienunternehmens Vonovia. Der Wechsel erfolge zum 31. März des kommenden Jahres, teilte das Essener Energieunternehmen mit. Die Tochtergesellschaft des RWE-Konzerns bündelt die Entwicklung, den Bau und den Betrieb von Onshore-Wind- und Solaranlagen sowie Batteriespeichern in diesen Märkten.
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| Katja Wünschel Quelle: RWE |
Ihre Nachfolge als CEO der RWE Renewables Europe & Australia übernimmt zum 1. April 2026 Sopna Sury. Sie kommt von RWE Generation. Dort ist sie im Vorstand verantwortlich für das Wasserstoffgeschäft. „Nikolaus Valerius, CEO der RWE Generation, übernimmt die Verantwortung für das Wasserstoffgeschäft zusätzlich zu seinen bisherigen Zuständigkeiten“, heißt es weiter.
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| Sopna Sury Quelle: RWE |
Wie RWE weiter mitteilt, ist Sopna Sury seit Februar 2021 Vorstandsmitglied bei RWE Generation und hat das Wasserstoffgeschäft für RWE aufgebaut. Zuvor war sie seit Herbst 2019 als Bereichsleiterin für Strategie, Regulierung und Integrationsmanagement bei RWE Renewables tätig sowie viele Jahre in verschiedenen leitenden Positionen bei Uniper und Eon.
Schwäbisches Stadtwerk beruft Geschäftsführer ab
Quelle: Shutterstock / Andrii Yalansky
PERSONALIE. Harter Schnitt bei einem Versorger im Großraum Stuttgart. Die Stadtwerke Winnenden haben ihre Doppelspitze kurzerhand halbiert.
Seit dem 4. Dezember steht die Stadtwerke Winnenden GmbH ohne Geschäftsführer für den technischen Bereich da. Die Gesellschafterversammlung des baden-württembergischen Versorgers hat an diesem Tag die Abberufung von Martin Leidig beschlossen.
Martin Leidig war zu Beginn des Jahres 2022 in die Geschäftsführung gerückt. Seinerzeit hatte er die Nachfolge von Stefan Schwarz angetreten, noch unter seinem damaligen Namen Martin Häfele.
Laut einer Mitteilung der Stadt, der die Stadtwerke zu 100 Prozent gehören, führt der verbliebene Geschäftsführer Jochen Mulfinger das Unternehmen bis auf Weiteres alleinverantwortlich. Mulfinger war bis zur Abberufung seines Vorstandskollegen für den kaufmännischen Bereich zuständig.
Nähere Gründe für die Entlassung von Martin Leidig lassen sich nur indirekt aus der Mitteilung herauslesen. Der Vorsitzende der Gesellschafterversammlung, Winnendens Oberbürgermeister Hartmut Holzwarth (CDU), spricht darin davon, dass die Entscheidung „nach reiflicher Überlegung“ gefallen sei und das Unternehmen „frische Impulse in der technischen Geschäftsführung benötigt“. Weitergehende Auskünfte wollte die Kommune auf Anfrage dieser Redaktion nicht geben.
Weiter lässt Hartmut Holzwarth sich damit zitieren, dass die Suche nach einem Ersatz bereits begonnen habe. Für die Stadtwerke strebe die Gesellschafterversammlung eine „dauerhafte Nachfolge“ an.
Winnenden liegt etwa 20 Kilometer nordöstlich der baden-württembergischen Landeshauptstadt Stuttgart im Rems-Murr-Kreis. Die Stadtwerke sind Energie- und Wasserversorger und haben nach eigenen Angaben etwa 40.000 Kundinnen und Kunden.
Laut einer aktuellen Stellenanzeige, in der die Stadtwerke einen Menschen für die Abteilungsleitung Technik suchen, verfügt das Unternehmen derzeit über 80 Mitarbeitende. Eine Sprecherin der Kommune erklärte auf Anfrage, bei der Abteilungsleitung handele es sich um eine andere Funktionsstelle als die, von der Winnenden Martin Leidig abberufen hat.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Erdgaspreise trotz leichter Erholung weiter schwach
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Unspektakulär haben sich die Energiemärkte am Dienstag gezeigt. Strom präsentierte sich etwas leichter, während Gas sich von den Abgaben am Vortag etwas erholte. CO2 stand im Bann des am Mittwoch anstehenden Optionsverfalls.
Strom: Leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Der Day-ahead OTC verlor im Base 11,75 Euro auf 79,00 Euro/MWh und sank im Peak um 11,00 Euro auf 93,75 Euro/MWh. An der Börse kostete der Day-ahead in der Grundlast 78,50 Euro/MWh und in der Spitzenlast 93,35 Euro/MWh.
Zurückzuführen ist der Preisrückgang im Day-ahead auf das Plus bei der Erneuerbareneinspeisung, das für den Mittwoch vorhergesagt wird. In der Wochenmitte sollen 30,5 Gigawatt an Beiträgen von Wind und Solar anfallen, während am Berichtstag 26,1 Gigawatt zu Buche geschlagen haben dürften.
Für den Donnerstag erwarten die Meteorologen von Eurowind 26,7 Gigawatt Erneuerbarenstrom. Danach soll insbesondere der Windstrom nachlassen, wodurch sehr viel geringere Beiträge von Wind und Solar zusammenkommen dürften.
Für den Freitag rechnet Eurowind daher nur noch mit 8,5 Gigawatt. Zudem sollen die Temperaturen in Deutschland Tag für Tag fallen, sodass wieder mehr Energie für Heizzwecke erzeugt werden muss.
Am langen Ende verlor das Stromfrontjahr 0,39 Euro auf 83,48 Euro/MWh.
CO2: Die CO2-Preise haben am Dienstag etwas zugelegt. Der Dec 25 gewann bis 13.20 Uhr 0,35 Euro auf 82,33 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 20,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 82,62 Euro, das Tief bei 82,01 Euro je Tonne. Damit zeigt sich der Dec 25 in enger Bandbreite.
Händler verweisen auf mehrere Faktoren, die eine kräftigere Aufwärtsbewegung verhindern. So soll das Wetter in Nordwesteuropa und Deutschland weiter mild bleiben.
Zudem leidet die Nachfrage nach CO2-Emissionszertifikaten unter dem derzeit sehr niedrigen Gaspreis, denn unter den fossilen Brennstoffen wird Gas wegen seines günstigen Preises gegenüber der verschmutzungsträchtigeren Kohle für den Einsatz in Kraftwerken präferiert.
In der laufenden letzten vollen Woche mit Primärmarktauktionen werden 13,67 Millionen Zertifikate versteigert, ein Plus von 2,17 Millionen gegenüber der Vorwoche, woraus sich ein leicht bearisher Impuls ergeben könnte. Der Verfall der Optionen an diesem Mittwoch dürfte das letzte größere Ereignis des Jahres am CO2-Markt sein.
Die Analysten von Vertis erwarten bereits im Vorfeld des Verfalls nur mehr gedämpfte Impulse. Mit dem sich nähernden Jahresende ist zudem ein Rückgang der Aktivität und Liquidität am Markt absehbar, was in den meisten Fällen auch zu einer Verminderung der Volatilität führt. Viele Marktteilnehmer dürften ihre Bücher für 2025 bereits geschlossen haben. Mit einer Seitwärtsbewegung bei CO2 ist daher für die kommenden Tage zu rechnen.
Erdgas: Leicht gefestigt, doch weiterhin sehr schwach, haben sich die europäischen Gaspreise am Dienstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis 13 Uhr 0,45 Euro auf 27,25 Euro/MWh. Am deutschen THE legte der Day-ahead um 0,07 auf 28,80 Euro/MWh zu.
„Die Wintertemperaturen lagen in weiten Teilen des europäischen Festlands deutlich über dem Normalwert“, führen die Analysten von ANZ zu der Abwärtsentwicklung bei Erdgas aus. „Darüber hinaus haben starke Winde die Erzeugung erneuerbarer Energien angekurbelt und den Bedarf an Erdgas gedämpft.“
Unterdessen sind die großen LNG-Importeure in Nordasien für den Winter gut gerüstet, was den Wettbewerb um Spotladungen verringert, den Druck auf die europäischen Käufer mindert und dazu beiträgt, die Preise niedrig zu halten. Die Lagerbestände in der EU sind derzeit zu 72 Prozent gefüllt und liegen damit deutlich unter dem Fünfjahresdurchschnitt.
Der Gasflow aus Norwegen beträgt für den Berichtstag sehr reichhaltige 345,2 Millionen Kubikmeter.
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Stefan Sagmeister (Chefredakteur, CVD print, Büro Herrsching)
Schwerpunkte: Energiehandel, Finanzierung, Consulting
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