Infrastruktur soll widerstandsfähiger werden 

Das Gesetz, das mit den Stimmen von Union, SPD und AfD verabschiedet wurde, setzt eine EU-Richtlinie um. Es war bereits unter der Ampel-Regierung vorbereitet worden, aber infolge der Koalition von SPD, Grünen und FDP nicht zum Abschluss gebracht worden. 

Das Kritis-Dachgesetz sieht für Unternehmen der kritischen Infrastruktur − dazu gehören etwa große Energieversorger oder Wasserwerke − nicht nur strengere Verpflichtungen zum Schutz ihrer Anlagen vor, sondern auch eine Pflicht zur Meldung sicherheitsrelevanter Vorfälle sowie Bußgelder bei Regelverstößen. Der Schutz solcher Anlagen war zuletzt auch wegen des Brandanschlags, der Teile der Berliner Stromversorgung tagelang unterbrochen hatte, diskutiert worden. 

Auf den mutmaßlich linksextremistisch motivierten Anschlag reagierte die schwarz-rote Koalition mit einem Änderungsantrag zu dem Gesetzentwurf. Darin wird die Bundesregierung aufgefordert, „bereits veröffentlichte, öffentlich zugängliche Infrastrukturinformationen zu überprüfen und, wo möglich, konsequent aus den öffentlich zugänglichen Bereichen zu entfernen“. Die Idee dahinter: Potenziellen Angreifern soll es nicht zu leicht gemacht werden. 

Die AfD kritisierte das Vorhaben, erklärte aber gleichzeitig, man stimme dennoch zu, da ein verbesserter Schutz der kritischen Infrastruktur notwendig sei. Ihr Abgeordneter Arne Raue sagte, dies sei ein Gesetz zur Ausweitung staatlicher Kontrolle und monierte die aus seiner Sicht zu umfassenden Kompetenzen für Bundesbehörden. 

Öffnungsklausel für die Länder 

Rasha Nasr (SPD) sagte, das Gesetz enthalte nun eine Öffnungsklausel, die es den Ländern ermögliche die darin enthaltenen Verpflichtungen auch Betreibern kleinerer Anlagen aufzuerlegen. Der Deutsche Städtetag hatte kritisiert, der im Gesetzentwurf festgelegte Schwellenwert von 500.000 Einwohnern zur Einordnung von Einrichtungen als kritische Infrastruktur sei viel zu hoch. Auch in etwas kleineren Städten sollte ein Mindestmaß an Vorgaben zu Krisenplänen, Meldeketten und IT-Sicherheit verlangt werden. 

Jan Köstering (Linke) warf Bundesinnenminister Alexander Dobrindt (CSU) vor, er benutze den Brandanschlag von Berlin als Vorwand, um sich als „Überwachungsminister“ in Szene zu setzen. 

Der Hauptgeschäftsführer des Verbands kommunaler Unternehmen (VKU), Ingbert Liebing, erklärte, jetzt sei wichtig, dass der Bundesrat dem Gesetz zustimme. Denn „die Zeit, die beim politischen Ringen der letzten Jahre verloren wurde, fehlt den Unternehmen zur Umsetzung“.

Die Partnerschaft soll im Rahmen des Programms „International Hydrogen Ramp-Up“ (H2Uppp) umgesetzt werden. Es unterstützt unternehmerisches Engagement beim Ausbau der Wasserstoffnutzung im globalen Süden und ist ein Förderprogramm des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE).

Dabei ist die GIZ – ein bundeseigenes Unternehmen für internationale Zusammenarbeit im Bereich nachhaltiger Entwicklung – für die Umsetzung verantwortlich. Thyssenkrupp Nucera, ein führender Anbieter von Elektrolysetechnologien, bringt sein technologisches Wissen und seine globale Marktkompetenz im Bereich Wasserstoff ein. 

Vielversprechender Zukunftsmarkt

„Indien zählt zu den vielversprechendsten Zukunftsmärkten für grünen Wasserstoff. Diese Zusammenarbeit ermöglicht es uns, unser Verständnis des lokalen Marktes zu vertiefen und uns enger mit dem indischen Wasserstoff-Ökosystem zu vernetzen. Sie unterstreicht auch unser starkes Engagement für Indiens ambitionierte National Green Hydrogen Mission“, erklärte dazu Paul Joseph, CEO von Thyssenkrupp Nucera India. „Mit ihrem starken Netzwerk, ihrem tiefen Verständnis der lokalen Gegebenheiten und ihrer langjährigen Erfahrung ist die GIZ ein hervorragender Partner für diesen nächsten Schritt.“ 

„Grüner Wasserstoff bietet ein erhebliches Potenzial für eine nachhaltige wirtschaftliche Entwicklung und ein klimafreundliches industrielles Wachstum in Indien“, betonte Regine Dietz, Project Director H2Uppp/GIZ. „Durch diese Zusammenarbeit werden wir deutsches Fachwissen mit lokalen Akteuren verbinden. Damit unterstützen wir Indiens Ambitionen, sich zu einem globalen Zentrum für grünen Wasserstoff zu entwickeln.“

Noch hätten allerdings nicht alle Ministerien ausreichend geliefert. „Wir sind noch nicht mit allen Maßnahmen so weit, dass wir die gesetzlichen Ziele erreichen und damit sind wir auch noch nicht auf dem Kurs, den uns das Bundesverwaltungsgericht jetzt vorgegeben hat“, sagte Flasbarth. Er sei aber zuversichtlich, dass das bis März gelingen werde. Spätestens mit dem Urteil müsse allen Beteiligten klar sein, „beim Klimaschutz kann man keine Abstriche machen“. 

Das Bundesverwaltungsgericht hatte in Leipzig ein früheres Urteil bestätigt, das die 2023 von der Bundesregierung aufgelisteten Klimaschutzmaßnahmen als nicht ausreichend eingestuft hatte. Damit setzte sich die Deutsche Umwelthilfe (DUH) mit einer Klage für mehr Klimaschutz durch.

Das Netzpaket soll den Ausbau der Infrastruktur: Leitungen, Pipelines, Speicher, Umspannwerke beschleunigen. Dazu will die Kommission vor allem auf zwei Instrumente zurückgreifen: mehr Geld und mehr Macht. Finanziell liegt ihr Vorschlag auf dem Tisch, in den nächsten Jahren deutlich mehr Geld im Rahmen des EU-Haushaltes bereitzustellen. Für den Ausbau der europäischen Netze sollen in der nächsten Finanzplanung (2028 bis 2034) fast 30 Milliarden Euro bereitgestellt werden, bisher waren es gut sechs Milliarden. Dass die Mitgliedsstaaten dabei mitgehen, gilt als eher unwahrscheinlich. 

Tatsächlich genehmigt haben sie in der vergangenen Woche 650 Millionen Euro für 14 Vorhaben: Sechs Projekte der Elektrizitätsinfrastruktur und acht Projekte der Wasserstoffinfrastruktur. Deutschland erhält 120 Millionen Euro für den Bau eines grenzüberschreitenden, unterirdischen Wassersoffspeichers an der holländischen Grenze. Erstmals stellt Brüssel Mittel bereit, um Infrastruktur vor Cyber- und anderen Bedrohungen zu schützen. Polen und die baltischen Länder erhalten dafür 113 Millionen Euro. 

Jörgensen hat vor den Abgeordneten allerdings kein Geheimnis daraus gemacht, dass der Ausbau der Strom-, Gas- und Wasserstoffnetze vor allem von der Privatwirtschaft finanziert werden muss. Die Kommission schätzt den Investitionsbedarf bis 2040 auf 1,2 Trillionen Euro. Fördermittel könnten da nur eine geringe Rolle spielen, etwa um besonders hohe Risiken von Investoren aufzufangen. 

Der Energiekommissar ist gleichwohl zuversichtlich, dass die Mittel für den Ausbau der Netze aufgebracht werden können. Viele Investoren suchten eine sichere, langfristige Anlage und könnten das notwendige Kapital bereitstellen. Nach dem Ausstieg der USA aus der Klimapolitik stünden solche Anlagen jenseits des Atlantik nicht mehr bereit. Er erwartet, dass sich Pensionsfonds und andere Großinvestoren in Europa nach solchen Projekten umsehen. 

Auch gesamtwirtschaftlich sei der Netzausbau, der vor allem der Integration der Erneuerbaren diene, ein gutes Geschäft. Alleine durch den Zuwachs an Windrädern und Solaranlagen müsse die EU 30 Milliarden Euro weniger pro Jahr für den Import fossiler Brennstoffe ausgeben. 

Ein großes Problem beim Ausbau der Energienetze ist nach Ansicht der Kommission, dass die Mitgliedsstaaten nicht gut zusammenarbeiten. Sie reklamiert deswegen mehr Kompetenzen bei der Planung der Netze. In Brüssel könne man rationaler als in den Mitgliedsstaaten und im gesamteuropäischen Interesse planen, sagt Jörgensen. Natürlich werde man dabei mit den Netzbetreibern, Regulierungsbehörden und allen anderen, interessierten Akteuren zuaamenarbeiten. Ein „zentrales Szenario“ erlaube es aber, besser zu wissen „wo wir wann, was brauchen, um Engpässe zu beseitigen“. Das mochten nicht alle Abgeordneten unwidersprochen stehen lassen. Manche warfen der Kommission vor, die Zuständigkeit der Mitgliedsstaaten in der Energiepolitik weiter zu untergraben, um die Macht der Brüsseler Behörde zu mehren. 

Der Hinweis des Energiekommissars, die Kommission sei „unabhängig“ und könne flexibel und unbürokratisch planen, konnte die Abgeordneten nicht überzeugen. Viele fürchten eher das Gegenteil: neue Arbeitsgruppen, schwerfällige Prozeduren und mehr Verordnungen. Im Ministerrat dürfte der Widerstand gegen die Machtphantasien der Kommission nicht kleiner sein. Der Verdacht, dass man in Brüssel eigene, energiepolitische Ziele verfolgt, steht dabei immer im Raum. 

Auch bei der Umsetzung von Infrastrukturprojekten will die Kommission stärker mitreden als bisher. Um Widerstand in der Bevölkerung vorzubeugen, sollen die Mitgliedsstaaten verpflichtet werden, betroffene Gemeinden an den Vorteilen und Erträgen zu beteiligen. Das liegt bislang im Benehmen der Regierungen. 

Bei der Aufteilung der Vor- und Nachteile grenzüberschreitender Leitungen will Brüssel in Zukunft stärker mitreden. Richtig ist, dass viele Projekte, an denen mehrere Länder beteiligt sind, nicht zustande kommen oder verzögert werden, da man sich nicht darüber verständigen kann, wer welche Kosten trägt und wie die Erträge aufgeteilt werden. Ob man diese Entscheidung ausgerechnet den Bürokraten in Brüssel überlassen möchte, steht allerdings auf einem anderen Blatt.
 

Und nicht zuletzt der Anschlag auf das Berliner Stromnetz am 3. Januar war Anlass für die Spitzen der Regierungskoalition, am 28. Januar 2026 nach der ersten Koalitionsrunde des Jahres vor die Presse zu treten und zu betonten, die Bundesregierung wolle das Schutzniveau erhöhen, „um ausgewählte kritische Infrastruktur gegen Sabotage, hybride Bedrohungen und Cyberattacken besser zu schützen“, wie es Bundeskanzler Friedrichs Merz (CDU) formulierte. Und er fügte hinzu: „Bei Schäden wollen wir schneller reparieren können und schneller auch in die Notversorgung gehen können. Dafür braucht es Investitionen.“ Auch die Wirtschaft müsse ein besseres Verständnis dafür entwickeln, wo sie verletzbar ist. „Wir müssen weg von der sehr weitgehenden Transparenz und hin zu mehr Resilienz“, forderte der Bundeskanzler. Deshalb sollten Informationen zu dieser Infrastruktur auch nicht mehr so einfach öffentlich zugänglich sein, mahnte er. Der Schutz der kritischen Infrastruktur habe Vorrang.

Vor diesem Hintergrund weist die Initiative „evu+“ im Edna Bundesverband Energiemarkt & Kommunikation darauf hin, dass gerade die häufig kritisierte Vielzahl und Vielfalt der Verteilnetzbetreiber in Deutschland die Energieversorgung resilienter gegen physische Attacken und Cyberangriffe machen könne. Deshalb sollten vor allem kleine und mittlere Netzbetreiber aktiv in die Erarbeitung von Konzepten zur Krisenvorsorge eingebunden werden.

Beispielhafte Konzepte in Oberbayern umgesetzt

„evu+“ steht „Energiewende von unten“. Ziel der Initiative sei, über alle Marktrollen hinweg das Funktionieren des Marktes zu sichern, ohne dabei die begrenzten Ressourcen der kleinen und mittleren Unternehmen aus den Augen zu verlieren, wie es in einer Mitteilung des Edna Bundesverbands heißt.

„Es gibt bereits vorbildliche Projekte, die zeigen, wie Netzbetreiber im Falle größerer Ausfälle die Notstromversorgung vor Ort sicherstellen und ihren Beitrag dazu leisten können, falls nach einem Netzzusammenbruch ein Schwarzstart erforderlich sein sollte“, erklärt Fritz Schweiger, einer der Sprecher der Initiative und Geschäftsführer des E-Werks Schweiger im Oberbayerischen Schwaig. Er appellierte deshalb an die mit dem Katastrophenschutz befassten Behörden und Institutionen, die Verteilnetzbetreiber bei der Entwicklung entsprechender Szenarien einzubeziehen.

Als Beispiele für einen gelungenen Ansatz nennt die Initiative zum einen das Konzept des E-Werks Schweiger, das einen Blackout im Emsland im Jahr 2006 zum Anlass nahm, ein Konzept zu erarbeiten, mit dem bei großflächigen Stromausfällen innerhalb kurzer Zeit Inselnetze auf Niederspannungsebene aufgebaut werden können.

Zum anderen hätten sich die E-Werke Haniel im oberbayerischen Haimhausen während der jüngsten Energiekrise mit einem Konzept für die Notversorgung wichtiger Gebäude und Einrichtungen in Haimhausen gewappnet. So seien beispielsweise die Wasserkraft und Großbatteriespeicher als schwarzstart- und inselbetriebsfähige Energiequellen ausgelegt worden, um die dezentrale Grundversorgung für kritische Infrastrukturen sicherzustellen – ergänzt durch andere regenerative Energiequellen sowie konventionelle Notstromaggregate.

„Wichtig ist es, dass wir jetzt aktiv werden und gemeinsam Szenarien aufbauen, mit denen die Stromversorgung auch im Krisenfall in möglichst vielen Verteilnetzen dezentral sichergestellt werden kann“, betont Schweiger.

Die dezentralen Netzstrukturen sind aus Sicht der Edna-Initiative auch im Hinblick auf Cyberangriffe vorteilhaft. „Ein flächendeckender Angriff auf alle Verteilnetze ist praktisch ausgeschlossen“, sagt Schweiger und weist gleichzeitig auf die kontinuierliche Weiterentwicklung von Sicherheits- und Notstromkonzepten der Betreiber hin. Außerdem ist er überzeugt: „Und auch wenn manch ein Verteilnetzbetreiber Sachen IT-Sicherheit noch Nachholbedarf haben sollte, können Notstromkonzepte so organsiert werden, sodass sie auch bei Beeinträchtigung der IT-Infrastruktur zuverlässig greifen.“

Ein Großteil der neu installierten Leistung resultierte aus Repowering-Vorhaben. 59,1 Prozent des Zubaus waren auf die Erneuerungsmaßnahmen zurückzuführen . Konkret erfolgten acht der 13 Inbetriebnahmen als Repowering und standen für 38,3 MW. „Sachsen baut zwar wieder mehr als im Vorjahr, bleibt aber beim absoluten Ausbau weiterhin im unteren Bereich aller Bundesländer“, so Jörg Heilmann, stellvertretender Vorsitzender des BWE-Landesverbandes Sachsen.

Problematisch ist nach BWE-Angaben auch die Altersstruktur des Anlagenbestands. Mit durchschnittlich 20,8 Jahren weist Sachsen bundesweit das höchste Durchschnittsalter aller Windenergieanlagen auf. Zudem befindet sich der älteste Windpark Deutschlands im Freistaat. Der Anteil ausgeförderter Anlagen ist entsprechend hoch, was den Modernisierungs- und Ersatzbedarf weiter erhöht.

Für Sachsen ergebe sich daraus ein klarer Handlungsbedarf. Die vorhandene Genehmigungsdynamik müsse konsequent in konkrete Projekte überführt werden. Dafür seien verbindliche Flächenausweisungen in den Regionalplänen ebenso notwendig wie ein Netzausbau, der den Anschluss neuer Anlagen tatsächlich ermöglicht. Nur so könne der Freistaat seinen Rückstand beim Windenergieausbau verringern und einen verlässlichen Beitrag zur Stromversorgung von Haushalten und Industrie leisten.

In anderen Bundesländer läuft es besser

Der Blick auf die bundesweite Entwicklung zeigt einen deutlichen Kontrast, so der BWE Sachsen weiter. Deutschlandweit hat sich der Windenergieausbau an Land 2025 nämlich spürbar beschleunigt. Insgesamt wurden 958 neue Anlagen mit 5.232 MW in Betrieb genommen. Nach Abzug der Stilllegungen ergibt sich ein Nettozubau von 4.602 MW. Gleichzeitig erreichte das Genehmigungsvolumen einen neuen Höchstwert.

Auch bei den Ausschreibungen der Bundesnetzagentur war die Dynamik hoch. In den stark überzeichneten Runden erhielten 2025 bundesweit 2.348 Windenergieanlagen mit 14.449 MW einen Zuschlag. Der BWE sieht jedoch zunehmende strukturelle Engpässe. Der Verband verweist insbesondere auf Defizite beim Netzzugang. Lange Wartezeiten und begrenzte Anschlusskapazitäten erschwerten die Umsetzung genehmigter Projekte. Aus Sicht des Verbandes erfordert dies einen beschleunigten Ausbau, eine Modernisierung sowie eine stärkere Digitalisierung der Stromnetze.

Bundesweit erzeugte die Windenergie an Land 2025 rund 106,5 Milliarden kWh Strom und deckte damit etwa 24 Prozent der deutschen Stromerzeugung. Sie blieb damit der wichtigste Energieträger im Strommix.

Der Hersteller von Batteriespeichern und Wechselrichtern wirbt um Vertrauen. Schließlich will das Unternehmen in Deutschland weiter Marktanteile gewinnen und möglicherweise künftig auch in Europa produzieren. Deshalb hat er die Türen seiner Produktionsstätte in der Metropole am Ostchinesischen Meer geöffnet. Der erste Eindruck: Alles wirkt sauber und technisch professionell.

„Sigenstor“, so die Bezeichnung des Vorzeigeprodukts, einem Batterie-Pack, der aus Wechselrichter, Ladeanschluss für E-Autos und einem Energiemanagementsystem besteht. „Das Batteriemanagementsystem zum Beispiel misst die Ladezustände der einzelnen Batteriemodule und kann jedes individuell be- und entladen“, sagt Sven Albersmeier, der den Vertrieb bei Sigenergy für Deutschland, Österreich und die Schweiz leitet.

Die Sorgen, dass angesichts der Fernsteuerbarkeit der überwiegenden Zahl von Wechselrichtern, die an die europäischen Stromnetze angeschlossen sind, Hacker die Systeme angreifen könnten, nimmt Tony Xu, der Geschäftsführer von Sigenergy nach eigener Aussage sehr ernst. Deshalb laufe auch der gesamte Datenverkehr der Anlagen in Deutschland über ein Amazon-Rechenzentrum in Frankfurt am Main. Damit gelte auch der europäische Rechtsrahmen. Und wer die Speicher und Wechselrichter vollständig offline betreiben möchte, könne dies auch tun. Allerdings stünden dann nicht alle Funktionen zur Verfügung.

Die Option, die Datenprotokolle für Dritte zu öffnen, sodass beispielsweise Stadtwerke und Energiedienstleister selbst mit einem eigenen Energiemanagementsystem die Anlagen steuern können, gibt es. Die Interoperabilität ist allerdings immer noch die Ausnahme.

Offene Schnittstellen wären nach Ansicht von Sadeeb Ottenburger Leiter der Abteilung „Resiliente und Smarte Infrastruktursysteme“ (RESIS) am KIT-Institut für Thermische Energietechnik und Sicherheit „im Rahmen des Machbaren ein goldener Mittelweg“. Dann müssten PV-Produkte aus China auch nicht mehr unter Generalverdacht gestellt werden.

Installateure in Deutschland haben mit Sigenergy nach eigenen Aussagen durchaus positive Erfahrungen gemacht. Allerdings sei technologisch nichts geboten, was man nicht auch in Deutschland entwickeln könnte.

Einen ausführlichen Beitrag über einen Besuch in Shanghai bei Signenergy lesen Sie in der Print-Ausgabe von Energie & Management vom 1. Februar.

Nikolaus Valerius, CEO RWE Generation SE: „Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien wächst der Bedarf an gesicherter Leistung. Hierbei ergänzen sich neue Gaskraftwerke und Batteriespeicher ideal: Während Gaskraftwerke einspringen, wenn Wind und Sonne über Stunden und Tage als Energielieferanten ausfallen, überbrücken Batterien vor allem kurzfristige Lücken oder Lastspitzen. Der neue Batteriespeicher in Lingen kann je nach Bedarf binnen weniger Millisekunden Leistung aufnehmen oder einspeisen. Damit leistet er einen wichtigen Beitrag zur Netzstabilität und zu verlässlichen Strompreisen.“

Bedeutender Energiestandort

Dieter Krone, Oberbürgermeister der Stadt Lingen (Ems): „Die Energiewende in Deutschland braucht leistungsfähige und verlässliche Speicherkapazitäten – und Lingen übernimmt dabei eine zentrale Rolle. Der Bau des Batteriespeichers sorgt dafür, dass das Stromnetz stabil bleibt und kurzfristige Schwankungen effizient ausgeglichen werden können. Mit diesen zukunftsweisenden Entwicklungen erfolgt ein weiterer wichtiger Schritt für die Transformation des Energiestandorts Lingen. Gemeinsam mit der bestehenden Infrastruktur und den weiteren Investitionen im Bereich Grüner Wasserstoff entsteht in Lingen einer der bedeutendsten Energiestandorte Deutschlands.“

Der Batteriespeicher soll unter anderem Regelenergie zur Stabilisierung des Stromnetzes bereitstellen. Er ist technisch auch auf das Erbringen neuer Netzdienstleistungen wie zum Beispiel Momentanreserve (Trägheit) ausgelegt. Der Batteriepark wird mehr als 200 Lithium-Ionen-Batterie-Einheiten beherbergen. Über 100 Wechselrichter 50 Mittelspannungs- und zwei Hochspannungstransformatoren sowie zwei Schaltfelder vervollständigen die Anlage. Die Anbindung ans Stromnetz erfolgt über die Umspannanlage Hilgenberg, die Amprion weniger als 50 Meter entfernt errichtet. 

Bevor das Fundament für den neuen Batteriepark gegossen werden kann, muss ein 8,5 Hektar großes Areal im südlichen Teil des Industriegebiets baureif gemacht werden. Für alle Arbeiten liegen die entsprechenden Genehmigungen vor. Der Beginn der Arbeiten ist für 2. Februar vorgesehen. 

Deutlicher Ausbau der Kapazitäten geplant 

RWE entwickelt, baut und betreibt Batteriespeichersysteme in den USA, in Europa und Australien. Zum Ende des dritten Quartals 2025 hat das Unternehmen nach eigenen Angaben Batteriespeicher mit einer Gesamtleistung von rund 1.200 MW betrieben. Mehr als 2.700 MW sind im Bau. Ein weiterer deutlicher Ausbau der Kapazitäten weltweit sei geplant.

Die genauen Vergabemodalitäten sollen im Laufe des ersten Quartals festgelegt werden. Im Rahmen dieses Prozesses lädt Regas interessierte Händler und Produzenten zu bilateralen Gesprächen ein. Sowohl bestehende Terminalnutzer als auch potenzielle Neukunden können ihr formelles Interesse per Nachricht an openseason@deutsche-regas.de bekunden. 

Ingo Wagner, geschäftsführender Gesellschafter der Regas: „Mit dem zusätzlichen Angebot von jährlich bis zu zwei Milliarden Kubikmetern langfristiger Regasifizierungskapazität bis 2043 reagieren wir auf die starke Wahrnehmung unseres Terminals im Markt. Gleichzeitig stärken wir mit der erhöhten Kapazität die Versorgungssicherheit und schaffen eine höhere Planungssicherheit für Energieversorger sowie energieintensive Industrien in Deutschland und Europa.“

Das am Energie-Terminal Deutsche Ostsee in Mukran angelandete Erdgas wird über feste Kapazitäten von 20 GWh/h an Deutschlands größtem Einspeisepunkt in das deutsche Gasnetz eingespeist. Hier gibt es Anschlüsse an die wichtigsten europäischen Fernleitungen.

Der Offshore-Windpark Gennaker entsteht innerhalb der Zwölf-Seemeilen-Zone, im sogenannten Küstenmeer, vor der Halbinsel Fischland-Darß-Zingst. Er umfasst 63 Windenergieanlagen der 15-MW-Klasse. Das Land Mecklenburg-Vorpommern genehmigte das Projekt im Dezember vergangenen Jahres. Die Installationsarbeiten sollen im Spätsommer 2027 starten.

Für den Anschluss des Windparks sind zwei Plattformen mit einer Netzanschlussleistung von maximal 927 MW vorgesehen. 50 Hertz und Skyborn wollen die Plattformen mit den Bezeichnungen OSS Zingst und OSS Darß gemeinsam nutzen. Derzeit werden sie auf Werften in den Niederlanden gefertigt.

Bau des Umspannwerks weit fortgeschritten

Die Anlagen sollen den erzeugten Strom auf 220 kV transformieren. Über drei See-Land-Kabelsysteme des Netzanbindungssystems OST-6-1 soll der Strom an das neue Umspannwerk Gnewitz gelangen. Das Umspannwerk entsteht 70 beziehungsweise 90 Kilometer entfernt von den Plattformen. Die Bauarbeiten daran seien weit fortgeschritten, heißt es.

Für den Bereich Küstenmeer gibt es einen Planfeststellungsbeschluss des Landes Mecklenburg-Vorpommern, die Arbeiten an der Seetrasse und an der Anlandungsstelle bei Dierhagen begannen im vergangenen Jahr. Die Genehmigungsverfahren für die Offshore-Plattformen und die Landtrasse seien noch nicht abgeschlossen, die Unterlagen für die Planfeststellung jedoch eingereicht, teilt 50 Hertz mit.

„Bis zum Ende dieses Jahrzehnts werden in der deutschen Ostsee über drei Gigawatt Offshore-Leistung ans Übertragungsnetz angeschlossen sein. Der Windpark Gennaker wird dazu einen erheblichen Beitrag leisten,“ kommentiert Stefan Kapferer, Vorsitzender der Geschäftsführung des Netzbetreibers, die Vertragsunterzeichnung.

 
Die Grafik zeigt, die notwendige jährlichen Kosten der Energiewende weltweit zum Erreichen der Klimaneutralität von 2024 bis 2050 in Milliarden US-Dollar. Global erreichten die Investitionen in die Energiewende 2024 mit rund 2,1 Billionen US-Dollar einen neuen Rekordwert. Um das Netto-Null-Ziel bis 2050 zu erreichen, müssten die jährlichen Investitionen in den kommenden Jahren jedoch verdreifacht werden.

Erstmals sammeln die Stadtwerke im ostwestfälischen Lemgo über eine Plattform privates Geld ein. Es kofinanziert einen 50 Meter hohen Großwärmespeicher, der mit einer Kapazität von rund 600 MWh im vierten Quartal 2026 in Betrieb gehen soll.

Eine Million Euro der Gesamtinvestitionen von 19,1 Millionen Euro sollen über die Nachrangdarlehen zusammenkommen, geöffnet ist das entsprechende Beteiligungsportal seit dem 27. Januar. Die Beteiligung beginnt bei 500 Euro und ist auf 25.000 Euro begrenzt, die Summen zahlen die Stadtwerke Ende 2031 zurück.

Kundinnen und Kunden des Versorgers erhalten einen jährlichen Zins in Höhe von 4 Prozent, alle übrigen 3,5 Prozent. Wer bis zum 30. Juni 2026 einen Energievertrag bei den Ostwestfalen abschließt, rutscht laut Vermögensanlagen-Informationsblatt noch in die höhere Vergütung.

In Menden fließt das Geld ins Stromnetz

Etwas weiter südlich in Menden gibt es eine Premiere in punkto Bürgerbeteiligung. Die Stadtwerke am Nordrand des Sauerlands laden die Allgemeinheit zum ersten Mal ein, Geld beim Versorger zu parken. Gedacht ist es für zwei bereits verwirklichte Projekte im Bereich des örtlichen Mittelspannungsnetzes.

Anders als in Lemgo erhofft der Mendener Versorger sich eine höhere Gesamtsumme aus Privathand. Maximal 5,25 Millionen Euro will er ab dem 9. Februar eintreiben. Gekostet haben die in der zweiten Jahreshälfte in Betrieb gegangenen Anlagen – eine 10-kV-Schaltstation und eine 4 Kilometer lange Stromleitung – zusammen 8,5 Millionen Euro.

Das Bürgergeld fließt in eine Umfinanzierung der Projekte, die Mendener hatten sich dafür zuvor anderweitig Fremdkapital besorgt. Wer will, kann sich mit 1.000 bis 25.000 Euro an den Anlagen beteiligen. Das Geld bleibt mindestens bis Silvester 2031 festgelegt, kann aber auch darüber hinaus als Anlage bei den Stadtwerken verbleiben.

Die Stadtwerke unterscheiden bei ihrem Angebot zwischen einem „Treue-Zins“ in Höhe von 3,75 Prozent für Kundinnen und Kunden sowie einen „Willkommens-Zins“ für alle übrigen in Höhe von 3,25 Prozent.

Über die Beteiligungsmodalitäten klären die Stadtwerke Lemgo und die Stadtwerke Menden auf ihrer jeweiligen Internetpräsenz auf.

Als Grund führt der Versorger neue Vorgaben des Gesetzgebers an. Auf dem Weg zur klimaneutralen Wärme der Zukunft seien bereits jetzt die Wärme-Preisgleitformeln anzupassen. Sie berücksichtigten sowohl die Brennstoff-Beschaffungskosten als auch kommende Investitionskosten.

Marburg nimmt für sich in Anspruch, im Jahr 2025 zu dem günstigsten Drittel der hessischen Fernwärmeanbieter gezählt zu haben. Jetzt bewege das Unternehmen sich auf einem Niveau „wie andere Wärmeversorger“.

Konkret ist der Aufschlag bereits jetzt für alle zu spüren, die seit 1. Januar einen Vertrag mit dem Namen „SWMRWärme“ abgeschlossen haben. Für Bestandskundinnen und -kunden im Tarif „Premiumwärme“ gelten dessen günstigere Konditionen noch bis einschließlich September 2026, ehe der Aufschlag von einem Fünftel auch für sie gilt.

In einem Mehrparteienhaus sollen künftig gut 15.200 Euro fällig werden. Das bezieht sich auf einen Verbrauch von 72.000 kWh (je 15,35 Cent) plus Grund- und CO2-Kosten. In einem Einfamilienhaus (17.000 kWh) steigen die Ausgaben auf gut 3.500 Euro, abhängig jeweils von der Durchflussmenge pro Stunde.

Ziel des Vorhabens ist die regionale Behandlung kommunaler Klärschlämme und die Rückgewinnung von Phosphor. Ab 2029 dürfen Kläranlagen, die Abwässer von mehr als 100.000 Menschen reinigen, den anfallenden Klärschlamm nicht mehr auf Feldern entsorgen, sondern müssen ihn thermisch verwerten und zudem muss der darin enthaltene Phosphor zurückgewonnen werden. Für kleinere Anlagen gilt eine Übergangsfrist bis 2032. Die bisher häufig praktizierte Ausbringung auf Felder fällt damit weg − für viele Kommunen und Kläranlagenbetreiber bislang die günstigere Alternative. 

Projektträger ist der Zweckverband Abfallwirtschaft Südhessen (ZAS). Geplant ist der Bau eines Drehrohrofens mit einer Kapazität von rund 60.000 Tonnen Klärschlamm pro Jahr. Die Betriebs- und Geschäftsführung des Müllheizkraftwerks liegt bei der Entega, die auch die Projektleitung für den Anlagenneubau übernommen hat. An dem Projekt beteiligen sich 27 Kommunen und Abwasserzweckverbände aus Südhessen und angrenzenden Regionen. Die Investitionen für Planung und Bau der Klärschlamm-Monobehandlungsanlage liegen bei rund 60 Millionen Euro. 

Standort ist auch zentral für die Fernwärme der Stadt

Der Standort wird von der Entega aber für weit mehr genutzt als Müllverbrennung. Ein Teil der Fernwärme entsteht durch die thermische Abfallverwertung im Müllheizkraftwerk Darmstadt. Nach Angaben des Unternehmens soll der Anteil der Fernwärme am Wärmebedarf Darmstadts bis 2045 von derzeit rund 15 Prozent auf etwa 33 Prozent steigen. Entega plant dafür auch eine schrittweise Umstellung der Erzeugung. Vorgesehen ist unter anderem die Nutzung von Abwärme aus dem Müllheizkraftwerk, der Einsatz von Großwärmepumpen sowie wasserstoffbasierter oder synthetischer Gase zur Abdeckung von Spitzenlasten (wir berichteten).

Zudem entsteht seit Herbst 2025 am Darmstädter MHWK ein 3-MW-Elektrolyseurs auf dem Gelände zur Produktion von grünem Wasserstoff. Der Regelbetrieb ist laut Entega für das erste Quartal 2027 vorgesehen. Finanziert wird das H2-Vorhaben über das Reallabor „DELTA“, das vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) gefördert wird. Das Akronym steht für „Darmstädter Energie‑Labor für Technologien in der Anwendung“ und ist eines von mehreren Reallaboren der Energiewende.

Das Müllheizkraftwerk ist laut Entega ein strategisch gewählter Standort: Er biete die nötige Infrastruktur, etwa für Netzanschlüsse, Sicherheitsvorkehrungen und Trailerlogistik. Entega betreibt das MHKW im Auftrag des Eigentümers – des Zweckverbands Abfallverwertung Südhessen (ZAS) – und will die neue Wasserstoffanlage nahtlos in den bestehenden Betrieb integrieren. So entstehe ein kommunal getragenes Energiesystem mit Verbindung von Abfallverwertung, Stromerzeugung und grüner Wasserstoffproduktion.

„Die Kommunale Wärmeplanung und unsere Wärmestrategie zeichnen dasselbe Zielbild bis 2045. Jetzt geht es darum, die Wärmewende konkret im Quartier umzusetzen“, sagt Entega-Vorstandsvorsitzender Thomas Schmidt. Das Unternehmen plant dafür einen Netzausbau und eine schrittweise Umstellung der Erzeugung. Vorgesehen ist der Einsatz von Abwärme aus dem Müllheizkraftwerk, Großwärmepumpen sowie wasserstoffbasierten oder synthetischen Gasen zur Abdeckung von Spitzenlasten. 

Digitale Orientierung zur Wärmeversorgung

Zeitgleich mit der Vorstellung der kommunalen Wärmeplanung durch Oberbürgermeister Hanno Benz hat das Unternehmen eine neue Internetseite bereitgestellt. Über eine Verfügbarkeitsabfrage können Eigentümer prüfen, ob ein Anschluss an das Fernwärmenetz vorgesehen ist oder ob dezentrale Lösungen empfohlen werden. Mit dem digitalen Angebot will Entega die kommunalen Planungen für Bürgerinnen und Bürger nachvollziehbar machen.

Neben der Anschlussprüfung bündelt die neue Internetseite weitere Informationen zur Wärmeplanung in Darmstadt. Dazu zählen Hinweise zu Fördermöglichkeiten sowie Kontaktangebote für eine Beratung. Ein Teil der Informationen entsteht in Zusammenarbeit mit regionalen Partnern. Der Beschluss der Stadt markiere aus Sicht des Unternehmens den Übergang von der Planung in die Realisierungsphase.

Unter entega.de/fernwaerme bündelt die Entega Informationen für die Öffentlichkeit.

Für Bernd Adolph, den Verantwortlichen der SWU Energie GmbH, gilt das Arbeitspapier nunmehr bis Ende Juni 2031. Er ist seit Juli 2016 in diesem Amt und hat damit die zweite Vertragsverlängerung erhalten. Offiziell führt er die Erzeugungs- und Vertriebssparte gemeinsam mit Unternehmenschef Klaus Eder.

Eder ist auch Co-Geschäftsführer der SWU Verkehr GmbH an der Seite von Ralf Gummersbach, der nach seiner Bestellung im Januar 2022 nun in seine zweite Amtszeit geht. Gummersbach bleibt zugleich bis Ende 2031 kaufmännischer Geschäftsführer der SWU mobil GmbH. Dritter im Bunde ist der kaufmännische Geschäftsführer der SWU Netze GmbH, Manfred Staib. Er ist wie Bernd Adolph seit Mitte 2016 in Diensten des oberschwäbischen Versorgers.

Adolph spricht in einer Unternehmensmitteilung davon, dass die SWU Energie bis 2031 mehr als 150 Millionen Euro in Zukunftsprojekte stecken wolle. Das Geld sei für erneuerbare und innovative Strom- und Wärmeerzeugungsanlagen, Großbatteriespeicher, E-Mobilität, Ladeinfrastruktur und auch für die Trinkwasserversorgung vorgesehen.

Für SWU-Geschäftsführer Klaus Eder ist laut Mitteilung die Kontinuität in der Chefetage „ein positives Signal“. Es schaffe Planungssicherheit beim Umsetzen der langfristigen Unternehmensstrategie.

Strom: Ohne klare Tendenz hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag gezeigt, der sich gegenläufigen Impulsen zwischen schwachen CO2-Preisen und festen Gasnotierungen ausgesetzt sah. Der Day-Ahead verlor 18,75 auf 114 Euro/MWh im Base und 30,75 auf 123,25 Euro/MWh im Peak. An der Börse kostete der Day-Ahead 113,69 Euro in der Grundlast und 122,95 Euro in der Spitzenlast.

Ursache für den Preisrückgang ist die höhere Einspeiseleistung der Erneuerbaren, die für den Freitag vorausgesagt werden. So prognostiziert Eurowind 22,2 GW für den Berichtstag, jedoch 25 GW für den Freitag. Zudem fällt am Freitag eine deutlich verminderte Last von nur 65,1 GW an, während MBI Research den Bedarf für den Berichtstag mit 66,1 GW prognostiziert hat. Am Wochenende ist für Deutschland mit einer Erneuerbaren-Einspeiseleistung in ähnlicher Höhe wie am Freitag zu rechnen. Am langen Ende sank das Strom-Frontjahr um moderate 0,53 auf 84,85 Euro.
 
CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag massiv nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis 13.04 Uhr um 2,67 auf 83,85 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 32,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 86 Euro, das Tief bei 83,72 Euro. Nach dem am späten Mittwoch erfolgten Fall unter die Unterstützung bei 86,74 Euro habe sich die technische Situation für den Dec 26 deutlich verschlechtert, so die Analysten von Redshaw Advisors. Eine weitere Schlüsselunterstützung befindet sich demnach bei 83,52 Euro.

Ursache der Abgaben ist den Analysten zufolge die wachsende Kriegsgefahr zwischen den USA und Iran, der Marktteilnehmer dazu veranlasste, sich aus risikoreicheren Anlageklassen zurückzuziehen. Der längerfristige Trend für CO2 ist den Analysten zufolge jedoch weiterhin bullish, sodass mit neuen Käufen auf dem ermäßigten Niveau gerechnet werden muss.

Erdgas: Fester haben sich die Erdgaspreise am Donnerstag gezeigt. Am TTF gewann der Frontmonat Februar um 0,725 auf 39,4 Euro. Am deutschen THE zog der der Day-Ahead um 0,40 auf 41,20 Euro/MWh an. Marktbeobachtern zufolge ist der Preisaufschlag auf neue Wetterprognosen zurückzuführen, die bis Mitte der neuen Woche von einer kühleren Witterung ausgehen. Zudem soll auch das Windaufkommen in Deutschland etwas geringer ausfallen als noch am Vortag vermutet.

Daneben dürften die Preise von der wieder wachsenden Wahrscheinlichkeit eines US-Militärschlags gegen Iran profitieren. Der Gasflow aus Norwegen beträgt für den Berichtstag laut dem Fernleitungsnetzbetreibet Gassco 339,2 Millionen Kubikmeter. Er liegt damit deutlich höher als am Vortag, für den nur 328,2 Millionen Kubikmeter registriert worden waren.