Nun stellt die weiß-blaue Landesregierung fest: „Aktuell wird im Bund darüber diskutiert, vom 2-Prozent-Ziel abzuweichen. Das entwertet laufende Planungen und schafft Rechts- und Investitionsunsicherheit“, wird Bayerns Wirtschaftsminister Hubert Aiwanger (Freie Wähler) in einer Mitteilung der Staatsregierung zitiert.

Bayern sei das einzige Bundesland, das das Flächenziel des WindBG für 2032 noch nicht in eine landesrechtliche Regelung überführt hat, erklärt Jürgen Quentin, Referent Energiewirtschaft und EEG bei der Fachagentur Wind und Solar. Hintergrund: Die Flächenausweisung obliegt in Bayern 18 Regionen, per Landesgesetz erhalten sie die Verantwortung dafür, dass die Ziele erreicht werden.

Große Unterschiede zwischen weiß-blauen Regionen

Nach dem WindBG müssen in Bayern bis Ende 2027 1,1 Prozent der Landesfläche für Windenergieanlagen ausgewiesen werden, bis Ende 2032 müssen es bayernweit 1,8 Prozent sein. Derzeit sind laut Aufstellung des Wirtschaftsministeriums vom Februar dieses Jahres etwa 0,9 Prozent der Fläche Bayerns in den Regionalplänen als Vorrang- oder Vorbehaltsgebiete ausgewiesen. Weitere 0,2 Prozent der Landesfläche seien bauleitplanerisch für die Windenergienutzung gesichert.

Zwischen den Planungsregionen zeigen sich jedoch deutliche Unterschiede. In einigen ist das 1,1-Prozent-Ziel bereits erreicht oder sogar übertroffen, in anderen sind die Fortschreibungsverfahren noch nicht abgeschlossen, wie aus dem Papier des Ministeriums hervorgeht.

Nun schiebt der Freistaat an. Am 13. Februar hat das Wirtschaftsministerium Orientierungswerte für die Windenergie-Teilflächenziele bis 2032 veröffentlicht. Da das Potenzial für Windenergie in einigen Regionen begrenzt ist, habe man eine „Modellverteilung“ entwickelt, teilt das Haus mit. Grundlage hierfür sei eine Potenzialanalyse des Ökoenergie-Instituts Bayern am Landesamt für Umwelt. Das Modell definiert 2032er-Teilflächenziele, die zwischen 1,3 und 2,1 Prozent der jeweiligen Regionsfläche ausmachen.

So sind etwa für die Regionen Allgäu und Oberland, die alpine Gebiete einschließen, 1,4 Prozent als Teilflächenziel bis 2032 vorgeschlagen. Für Oberfranken und die nördliche Oberpfalz sind es 2,1 Prozent. Die Werte seien „als unverbindliche Orientierungs- und empfohlene Mindestwerte zu verstehen, bis sie endgültig im Landesentwicklungsprogramm (LEP) festgeschrieben werden“, betont das Staatsministerium.

Planungen laufen oft direkt auf das Jahr 2032 hin

Wirtschaftsminister Aiwanger verweist darauf, „dass inzwischen die Mehrheit der Regionen in Bayern – trotz der noch ausstehenden Bestätigung des Flächenziels 2032 durch den Bund – die Windenergiesteuerung erfolgreich umgesetzt hat“. Und er fügt hinzu: „Mit unseren richtungsweisenden Orientierungswerten konnten wir in einigen Regionen die Spannungen vor Ort reduzieren.“

Jürgen Quentin sieht den bayerischen Schwenk positiv: „Hier findet erfreulicherweise ein Umdenken statt“, sagt er. In der letzten bundesweiten Auswertung der Fachagentur Ende Dezember 2024 lag die „anrechenbare Fläche“ in Bayern bei 0,6 Prozent. Die Differenz zum 2027er-Ziel betrug demnach 0,5 Prozent, zum 2032er-Ziel 1,2 Prozent. Andernorts war man schon weiter. In Hessen war das Flächenziel für 2027 sogar 0,1 Prozent überschritten, zum 2032er-Ziel fehlten noch 0,2 Prozent. Nordrhein-Westfalen lag 0,1 Prozent unter dem Soll für 2027, aber noch 0,8 Prozent unter dem für 2032.

Viele Landkreise planten direkt auf das 2032er-Ziel, berichtet Quentin. Weil die Verfahren sehr aufwändig seien, wolle man das in einem Schritt erledigen und nach 2027 nicht noch einmal beginnen. Aufs Tempo drückt vor allem Baden-Württemberg. Quentin hebt das dortige Landesgesetz hervor, wonach die Planung auf das 1,8-Prozent-Ziel hin bis Herbst 2026 abgeschlossen sein soll.

Die Produktion von Atomstrom, der rund zwei Drittel der französischen Elektrizitätsversorgung abdeckt, soll bis 2030 erhöht werden, erklärte Frankreichs Premier Sebastien Lecornu bei der Vorlage der neuen Strategie. Frankreich ist nach den USA der zweitgrößte Atomstromproduzent und exportiert diesen unter anderem auch nach Deutschland. Der Ausbau erneuerbarer Energien soll nach der neuen Strategieplanung eine zweite Säule der französischen Energieversorgung bleiben, teils aber langsamer als bisher geplant erfolgen.

Weniger neue Windkraftanlagen

Dies ist bei Offshore-Windparks der Fall, wo es bei geplanten Projekten teils an Kandidaten mangelt und die Anbindung an die Stromnetze gewährleistet werden muss. Auch bei Windkraftanlagen an Land, wogegen sich in Frankreich häufig Widerstand regt, werden die Ausbauziele nach unten korrigiert. Der Schwerpunkt soll auf die Modernisierung bereits bestehender Windkraftanlagen gelegt werden, auch um die Beeinträchtigung der Landschaft zu reduzieren.

Die Neuauflage von Frankreichs Energiestrategie hatte sich wegen eines politischen Streits um deren Ausrichtung jahrelang verzögert. Konservative und Rechte wollen im Wesentlichen auf Kernkraft setzen und halten nicht viel von Investitionen in erneuerbare Energien, wie sie aus dem linken und grünen Lager gefordert werden. Angesichts unklarer Machtverhältnisse im Parlament galt es für Premier Lecornu, die unterschiedlichen Sichtweisen abzuwägen. Ziel der neuen Strategie ist es, den Anteil fossiler Energiequellen an Frankreichs Versorgung von 58 Prozent im Jahr 2023 auf 40 Prozent bis 2030 zu senken.

Von einer halben Halle Drei im Jahr 2021 sei die Messe stetig gewachsen: Erstmals belegte sie in diesem Jahr sechs Hallen auf dem Essener Messegelände, die mit knapp 1.150 Ausstellern − rund 16 Prozent mehr als im Vorjahr − vollständig ausgebucht waren. Insbesondere der Bereich „Innovationen“ habe durch die Neubelegung der Halle um 40 Prozent wachsen können, auch hätten viele Aussteller die Möglichkeit genutzt, ihre Stände zu vergrößern, sagte Ellwanger. 

Zwei Tage später ist in der Abschlusspressemitteilung der Veranstalter von weiteren Rekorden zu lesen: 37.000 Fachbesucherinnen und Fachbesucher haben die Messe besucht, so viele wie nie zuvor. Mehr als 30 Prozent der Unternehmen kamen aus dem Ausland, bei den Gästen lag der internationale Anteil ebenfalls bei rund 30 Prozent: Auch das ein neuer Rekordwert. Insgesamt waren Teilnehmende aus 126 Nationen vertreten, 50 mehr als im Vorjahr. Besonders stark repräsentiert waren Großbritannien, die Niederlande, die Schweiz, Italien und Belgien. 

Zusätzliche Hallen für 2027 geplant​ 

„Diese intensiven drei E-world-Tage haben einmal mehr gezeigt, welchen Stellenwert der persönliche Austausch für die Energiewirtschaft hat. Volle Messehallen und Gespräche auf allen Ebenen, auch zwischen Politik und Wirtschaft, sowie die Tatsache, dass sieben von zehn Gästen Entscheider mit hoher Einkaufs- und Beschaffungskompetenz sind, sprechen eine klare Sprache: Die E-world ist der Ort, an dem die Energiewende konkret wird“, lässt sich Stefanie Hamm, Geschäftsführerin der E-world GmbH, zitieren. 

Thematisch dominierten die Versorgungssicherheit, die kürzlich verabschiedete Kraftwerksstrategie und der diskutierte Kapazitätsmechanismus. Hinzu kamen Anwendungen von Künstlicher Intelligenz zur Steuerung erneuerbarer Erzeugung und Nachfrage, Speicherlösungen, Photovoltaik-Anlagen für Parkflächen und Lagerplätze sowie Konzepte für Kommunen. Auch Technologien zum Schutz kritischer Infrastrukturen und rund um den Smart-Meter-Rollout waren stark vertreten. 

Mit dem Tag der Konsulate und dem neuen Tag der Kommunen setzte die Messe zusätzliche Schwerpunkte auf internationalen Austausch und kommunale Praxis. Zum Career Day waren mehr als 1.500 Teilnehmende angemeldet. 

Die nächste E-world findet vom 16. bis 18. Februar 2027 in Essen statt. Niels Ellwanger lässt schon jetzt neue Rekordzahlen erahnen: „Wir werden unseren Wachstumskurs weiter fortsetzen: In 2027 öffnen wir zusätzlich die Hallen sieben und acht und werden dann das gesamte Messegelände besetzen“. Das Rebooking ist bereits gestartet.

Die Ausschreibungsrunde zum Gebotstermin 1. Dezember 2025 ist damit deutlich überzeichnet. Die ausgeschriebene Menge betrug 2.328 MW. Von den 634 eingereichten Geboten mit einem Volumen von 5.247 MW erhielten 262 Gebote in einem Umfang von 2.341 MW einen Zuschlag.

Im Juli 2025 waren von 313 eingereichten Geboten mit einem Volumen von 2.820 MW 258 Gebote mit einem Umfang von 2.271 MW bezuschlagt worden. 

„Nach zwei Ausschreibungen mit einer rückläufigen Anzahl an Geboten wurden in dieser Runde mehr als doppelt so viele Gebote wie in der Vorrunde eingereicht. Die hohe Beteiligung zeigt, dass die Rahmenbedingungen in den Ausschreibungen attraktiv sind“, mit diesen Worten kommentierte Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, die Ergebnisse.

​Bayern erneut mit größtem Zuschlagsvolumen

Die im Gebotspreisverfahren ermittelten Zuschlagswerte schwanken zwischen 4,4 Cent/kWh und 5,3 Cent/kWh. Der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert liegt in dieser Runde bei 5 Cent/kWh - und damit leicht oberhalb des Niveaus der Vorrunde mit 4,84 Cent/kWh. 

Regional entfiel das größte Zuschlagsvolumen erneut auf Bayern: Dort gingen 112 Zuschläge mit insgesamt 901 MW an Projekte. Es folgten Sachsen-Anhalt mit 282 MW aus 24 Zuschlägen sowie Brandenburg mit 216 MW aus 16 Zuschlägen.

Die meisten erfolgreichen Gebote betrafen Standorte entlang von Autobahnen oder Schienenwegen. 125 Zuschläge mit 1.150 MW entfielen auf diese Flächenkategorie. Das zweithöchste Zuschlagsvolumen mit 874 MW entfällt auf 88 Projekte auf Acker- oder Grünlandflächen in benachteiligten, also für die Landwirtschaft nur eingeschränkt nutzbaren Gebieten.

Darauf folgen 30 Zuschläge für besondere Solaranlagen, die mit 204 MW fast 9 Prozent des eingereichten Gebotsvolumens ausmachen. Bei diesen Projekten wird dieselbe Fläche neben der Stromerzeugung für einen weiteren Zweck, wie etwa zur Landwirtschaft, genutzt.

Weitere Informationen zu dem Gebotstermin finden Interessierte unter bundesnetzagentur.de/1077148. Die nächste Ausschreibungsrunde für Solaranlagen des ersten Segments findet am 1. März 2026 statt.

Zum einen handelte es sich um unterschiedlich große Lose mit insgesamt 12.000 MW zur Ausspeicherung von Erdgas aus Speichern in Österreich und Bayern, die ans bayerische Ferngasnetz angeschlossen sind. Zum anderen ging es um zusammen 9.300 MW und 6.500 MW in die H-Gas-Netze der Ferngasnetzbetreiber Gascade und Ontras.

Die Ausschreibung zusätzlich zu der ordentlichen Ausschreibung vom Herbst 2025 war ein ungewöhnlicher Vorgang, bei dem sich THE mit der Netzagentur und dem Energieministerium (BMWE) absprechen musste. Sie war den historisch niedrigen Füllständen der Gasspeicher bei gleichzeitigem Risiko einer Kältewelle geschuldet, die nun offenbar doch nicht in dem prognostizierten Ausmaß kommt. Die deutschen Speicher waren am Beginn des Gastages 12. Februar um 6 Uhr laut Gas Infrastructure Europe nur noch zu wenig mehr als 25 Prozent befüllt.

Aus Sicht von Ferdinand überbewertet der Markt allerdings die jüngsten politischen Aussagen. Der Analyst erklärt: „Die Unsicherheit treibt den Preis nach unten. Wir brauchen eine rationalere Politikdebatte, um den Markt nach vorne zu bringen.“ Die Versuche von Industrie-Stakeholdern, den Emissionshandel zu verwässern, seien nicht vereinbar mit dem Klimaziel für 2040. Fundamental sei der aktuelle Preis nicht gerechtfertigt. „Der Markt ist extrem eng und eigentlich bullish“, sagte Ferdinand. Allerdings habe zurzeit das kurzfristige bearishe Sentiment die Oberhand.

Die neue Anlage soll künftig auch das Rechenzentrum Green Rocks mit Strom versorgen – selbst bei einem Netzausfall. Das Green Rocks Rechenzentrum, ein Joint Venture zwischen KMW und dem norwegischer Partnen Green Mountain, wird derzeit ebenfalls auf dem Gelände errichtet. 

Das Projekt zählt für den Energieversorger zu den „zentralen Infrastrukturvorhaben am Standort Mainz“. Ein weiteres Prestigeprojekt des Unternehmens am selben Standort, ein deutlich größeres wasserstofffähiges Gaskraftwerk, genannt Zukunftskraftwerk (ZKW), wurde hingegen erstmals gestoppt.

KMW hatte im Oktober 2025 bei der Struktur- und Genehmigungsdirektion Süd den Antrag für Errichtung und Betrieb der Anlage auf der Ingelheimer Aue eingereicht. An dem Standort erzeugen derzeit BHKW-Motoren mit 100 MW elektrischer und rund 90 MW thermischer Leistung Strom sowie Abwärme für das bestehende Fernwärmenetz. Die Ingelheimer Aue ist eine ehemalige Rheininsel, die heute als Industrie- und Gewerbegebiet genutzt wird. Sie liegt am linken Rheinufer nördlich der Stadt Mainz. 

Technische Auslegung und Betriebskonzept

Die geplante Anlage soll eine elektrische Gesamtleistung von rund 54 MW erreichen. Zwölf Jenbacher-Gasmotoren mit jeweils etwa 4,5 MW, modular aufgebaut, sollen eine bedarfsgerechte Fahrweise ermöglichen. Modular heißt: KMW kann einzelne Motoren zu- oder abschalten und die Leistung an die aktuelle Lastsituation anpassen. Das Kraftwerk soll Grund-, Mittel- und Spitzenlast abdecken und auf schwankende Einspeisung aus Wind- und Solaranlagen reagieren.

Das neue Kraftwerk springt außerdem dann an, wenn das öffentliche Stromnetz ausfällt – und hält so das Rechenzentrum am Laufen. „Das neue Gasmotorenkraftwerk ist ein strategischer Meilenstein für die Energieversorgung in Mainz. Es verbindet Effizienz mit Zukunftsfähigkeit und sichert den Betrieb unseres Rechenzentrums auch im Schwarzfall ab“, erklärte Oliver Malerius, KMW-Vorstand.

Den Bauvertrag unterzeichnete KMW am 15. September 2025 gemeinsam mit der Innio Group. Als Brennstoff wird zunächst Erdgas genutzt, teilte KMW dazu weiter mit. Die Jenbacher-Anlagen seien jedoch „ready for H2“, das heißt, sie können bei entsprechender Verfügbarkeit und Umrüstung mit Wasserstoff betrieben werden. Auch die spätere Wärmeauskopplung ist laut KMW bereits berücksichtigt – das Kraftwerk ist sozusagen „Fernwärme-ready“.

Aktueller Status: Projekt pausiert

Nicht ganz so planmäßig verläuft hingegen ein Bauprojekt, das sich ebenfalls auf der Ingelheimer Au befindet. Neben dem aktuell im Genehmigungsverfahren befindlichen Motorenkraftwerk plant die KMW langfristig auch die Errichtung eines wasserstofffähigen Groß-Gaskraftwerks. KMW nennt es das „Zukunftskraftwerk“ (ZKW).

Das ZKW-Projekt befindet sich derzeit allerdings in einer „Wartephase“, teilte der Versorger ebenfalls Anfang Februar dieses Jahres mit. „Grund dafür sind die noch laufenden politischen Abstimmungsprozesse auf Bundesebene“, schreibt dazu die Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG.

Im Frühjahr 2024 war das Projekt vorgestellt worden (wir berichteten). Geplant war bislang ein Kraftwerk mit 250 MW elektrischer und 100 MW thermischer Leistung. KMW hatte es sich zum Ziel gesetzt, die Anlage, ebenfalls auf der Ingelheimer Aue in Mainz, von 2035 an vollständig mit Wasserstoff zu betreiben. Der Versorger zieht hier nun aber die Notbremse − wegen der Berliner Politik. 

„Damit KMW die finale Investitionsentscheidung für das Zukunftskraftwerk treffen kann, sind noch konkrete Ausgestaltungen der Kraftwerksstrategie und eine Abstimmung mit den Gremien notwendig“, so Oliver Malerius. Das Unternehmen ist mit der Sanierung des Baugrundstücks sowie der Ausführungs- und Genehmigungsplanung bereits in Vorleistung gegangen und steht in engem Austausch mit den politischen Entscheidungsträgern.

KMW bleibe aber auch bei diesem Projekt „engagiert und bereit, sobald die regulatorischen Rahmenbedingungen dies ermöglichen, in die klimaneutrale Energiezukunft der Region zu investieren“.

Laut den Berechnungen liegen die Kosten bestehender oder geplanter CO2-Speicherprojekte mindestens 50 Prozent höher als frühere Prognosen. Grundlage ist die Auswertung aktueller Projektdaten aus dem Europäischen Wirtschaftsraum und dem Vereinigten Königreich. Damit übersteigen die ermittelten Kosten deutlich den CO2-Preis im Europäischen Emissionshandel ETS I, der derzeit bei rund 85 Euro je Tonne liegt. Unter diesen Bedingungen seien Investitionen in eine vollständige CCS-Prozesskette wirtschaftlich nicht darstellbar.

Einsatz nur für schwer vermeidbare Emissionen

Hinzu kommen lange Vorlaufzeiten. Für den Bau von CO2-Speichern unter dem Meeresboden veranschlagen die Autoren sechs bis 13 Jahre. Entsprechend wächst das verfügbare Speicherangebot nur langsam. Julia Metz, Direktorin von Agora Industrie, sieht dennoch eine Rolle für die Technologie. Erste Projekte zeigten, dass es für schwer vermeidbare Emissionen eine klimaneutrale Perspektive gibt.

Zugleich betont sie, CCS sei „noch teuer“. Damit der Hochlauf in Deutschland und Europa gelinge, müsse die Politik die Lücke zwischen CO2-Preis und tatsächlichen Kosten schließen und Investitionen in Infrastruktur absichern. Metz verweist dabei insbesondere auf Branchen ohne technische Alternativen zur Emissionsminderung wie die Zement- und Kalkindustrie sowie die Abfallwirtschaft.

Die Bundesregierung hat mit der jüngsten Novelle des Kohlenstoffdioxidspeichergesetzes die rechtliche Grundlage für einen kommerziellen Einsatz von CCS geschaffen. Nach Einschätzung der Autoren reicht das jedoch nicht aus. Für einen funktionierenden Markt brauche es eine industriepolitische Strategie für den gezielten Einsatz der Technologie, einen verlässlichen CO2-Preis sowie planerische und finanzielle Instrumente für Transport- und Speicherinfrastruktur.

Politik muss Rahmen schaffen

Felix Matthes, Forschungskoordinator für Energie- und Klimapolitik am Öko-Institut, fordert einen umfassenden „Policy-Mix“ für die kommenden zwei Jahrzehnte. CCS könne nur dann rechtzeitig verfügbar sein, wenn der Staat beim Aufbau der CO2-Infrastruktur, bei der Finanzierung und bei der Marktinitiierung eine aktive Rolle übernehme. Förderinstrumente und staatliche Absicherungsgarantien könnten Unternehmen in der Hochlaufphase helfen, die Differenz zwischen ETS-Preis und tatsächlichen Kosten zu überbrücken.

Die Analyse kommt zudem zu dem Ergebnis, dass die verfügbaren Speicherkapazitäten in Europa hinter den politischen Zielsetzungen zurückbleiben. Bestehende Projekte in der EU und Norwegen erwarten für Anfang der 2030er Jahre eine jährliche Einspeicherleistung von rund 10 Millionen Tonnen CO2. Das entspreche lediglich einem Fünftel des EU-Ziels von 50 Millionen Tonnen bis 2030.

Speicherbau beschleunigen

Um den Bedarf bis 2050 zu decken, müssten nach Berechnungen der Autoren künftig jedes Jahr zwei Großspeicher mit jeweils fünf Millionen Tonnen CO2 Einspeicherleistung in Betrieb gehen. Angesichts der langen Projektlaufzeiten halten die Organisationen eine Beschleunigung des Ausbaus für erforderlich.

Metz fordert deshalb, Deutschland und die EU sollten die begrenzten Speicherkapazitäten prioritär für Emissionen reservieren, die sich technisch nicht vermeiden lassen. Parallel müsse die Bundesregierung verlässliche Rahmenbedingungen für Investitionen entlang der gesamten CCS-Wertschöpfungskette schaffen. Diese Fragen stellten sich auch mit Blick auf das für Herbst 2026 angekündigte CO2-Infrastrukturpaket der EU-Kommission.

Die 72-seitige Analyse von Agora Industrie und der Öko-Institut Consult GmbH untersucht Kapazitäten und Kosten bestehender und geplanter Speicherprojekte in Europa sowie verschiedene Transportoptionen für CO2. Zudem formulieren die Autoren Empfehlungen für regulatorische und finanzielle Rahmenbedingungen, die den Markthochlauf der Technologie unterstützen sollen.

Die CCS-Analyse von Agora und Ökoinstitut steht als PDF zum Download bereit.

„Die Bürgerinnen und Bürger der Stadt bekommen damit eine langfristige Perspektive für die zuverlässige und nachhaltige Wärmeversorgung“, erklärte Winter. Auch kommunale Einrichtungen und Gewerbebetriebe, die angeschlossen werden können, würden davon profitieren. 

Mit der Vertragsverlängerung schaffe Energie Schwaben zugleich die Grundlage, die Wärmeerzeugung in den kommenden Jahren schrittweise weiter zu transformieren, heißt es in einer Mitteilung des Unternehmens. Geplant ist demnach, das Wärmenetz kontinuierlich auszubauen und dabei auch neue Technologien wie Wärmepumpen sowie weitere erneuerbare Wärmequellen in die Versorgung zu integrieren.

Geschäftsführer Last: „Unsere Kundinnen und Kunden sind damit bestens für die Energiezukunft gerüstet, denn unsere Wärmenetze schonen das Klima. Um den Betrieb und die Einhaltung der relevanten gesetzlichen Anforderungen kümmern wir uns.“ Sowohl Häuslebauer als auch Eigentümerinnen und Eigentümer von Bestandsbauten seien damit auf der sicheren Seite.

Die Wärme für das Netz wird in Mindelheim hocheffizient in Blockheizkraftwerken erzeugt. Zwei der Anlagen werden mit CO2-neutralem Biogas betrieben.

Ergänzend sind ein weiteres Blockheizkraftwerk und zusätzliche Gaskessel im Einsatz, die perspektivisch auf grüne Gase umgestellt werden können. Der gleichzeitig erzeugte Strom wird in das öffentliche Stromnetz eingespeist. Die Blockheizkraftwerke haben eine elektrische Leistung von rund 3.500 kW, thermisch 3.600 kW, der Gaskessel bringt eine thermische Leistung von 10.500 kW.
 

Voltagrid ist ein US-amerikanisches Unternehmen und liefert unter anderem Erdgasstromlösungen für Data Center, industrielle Anwendungen und die Netzstabilisierung. 

Damit bauen Innio und die Amerikaner ihre Zusammenarbeit im Bereich der Behind-the-Meter-Energieerzeugung, also der kundenseitigen Energieerzeugungsanlagen, für KI- und High-Performance-Computing-Infrastrukturen weiter aus.

Nach Angaben des Unternehmens umfasst der Auftrag Motoren der Typen J624 und J620. Die Auslieferung ist bis 2028 vorgesehen. Beide Unternehmen erweitern damit ihre bestehende Zusammenarbeit im Segment dezentraler Data-Center-Versorgung.

Im Oktober 2025 lieferte Innio für ein Energieinfrastrukturprojekt von Voltagrid erstmals 92 Power-Pack-Einheiten in die USA mit jeweils 25 MW – insgesamt 2.300 MW. Die mobile Energielösung ist für ein Datenzentrum in Houston (USA) vorgesehen (wir berichteten). 

Data Center als Wachstumstreiber für dezentrale Erzeugung

Der nun akquirierte Großauftrag unterstreicht laut Innio die wachsende Bedeutung dezentraler Erzeugungslösungen für digitale Infrastrukturen. Vor allem KI-Anwendungen treiben den Bedarf an kurzfristig verfügbarer Leistung im Gigawatt-Maßstab.

Für Innio erweitert das Projekt zudem die Position im nordamerikanischen Data-Center-Markt. Voltagrid erhält im Gegenzug mit den standardisierten Motorpaketen eine skalierbare Erzeugungsbasis für Projekte, bei denen Betreiber hohe Verfügbarkeit und kurze Realisierungszeiten verlangen. 

Die bestellten Motoren will Voltagrid zu standardisierten 25-MW-Modulen bündeln. Dieses Konzept soll eine zügige Projektierung und Umsetzung von Data-Center-Projekten ermöglichen. „Gemeinsam mit Innio realisieren wir eine skalierbare, netztaugliche Lösung, die ohne Batteriespeicher auskommt und schnell auf Laständerungen reagiert. Damit schaffen wir die Grundlage für leistungsfähige, zuverlässige und nachhaltige Data Center der nächsten Generation“, lässt sich Nathan Ough, CEO von Voltagrid, in der Mitteilung zitieren. 

Versorgung von Grund-, Spitzen- und Notlast

Die modulare Struktur richtet sich an Betreiber von KI- und HPC-Infrastrukturen mit hohem Leistungsbedarf. Die Einheiten lassen sich nach Unternehmensangaben schrittweise erweitern und an unterschiedliche Lastprofile anpassen. Der Fokus liegt auf Projekten, bei denen Netzanschlüsse kurzfristig nicht oder nur eingeschränkt zur Verfügung stehen.

Die gemeinsam entwickelte Lösung deckt nach Auskunft von Voltagrid Grund-, Spitzen- und Notlast in einem System ab. Die Motoren reagieren auf stark schwankende Lastanforderungen, wie sie beim Betrieb von Motorenclustern für KI-Anwendungen auftreten. 

Nach Unternehmensangaben erreicht das System auch bei hohen Außentemperaturen die volle Nennleistung. Voltagrid setzt die Power-Pack-Einheiten sowohl in mobilen als auch in stationären Versorgungskonzepten ein. Die Integration erfolgt in groß angelegte Stromversorgungssysteme für Data Center.

Das Unternehmen mit Sitz in Friedrichshafen am Bodensee (Baden-Württemberg) gehört zum britischen Rolls-Royce-Konzern und entwickelt unter der Marke „mtu“ Energie- und Antriebssysteme für stationäre und mobile Anwendungen. Mit den vorkonfigurierten Modulen will der Anbieter nach eigenen Angaben Projekte schneller realisieren und gezielt auf die Anforderungen der geplanten Kraftwerksstrategie reagieren. Nach Unternehmensangaben können Betreiber ein Kraftwerk innerhalb von zwölf bis 18 Monaten nach Bestellung ans Netz bringen.

Tobias Ostermaier, President Stationary Power Solutions bei Rolls-Royce Power Systems, ordnet das Angebot klar energiepolitisch ein. „Mit unseren modularen Gasmotoren-Kraftwerken setzen wir die Kraftwerksstrategie schnell und wirtschaftlich um“, sagt er. Die installierte Basis der eigenen Gasmotoren liege weltweit bei mehr als 17.000 MW, so Ostermaier. Zudem untestütze ein Partnernetzwerk Planung, Bau und Service vor Ort.

​Flexible Leistung für Dunkelflauten

Rolls-Royce richtet die Lösung vor allem auf flexible Einsätze als Backup für erneuerbare Energien aus. Die Gasmotoren gleichen laut Unternehmen Schwankungen aus Wind- und Solarenergie aus und überbrücken Dunkelflauten, die von mehreren Stunden bis zu einigen Wochen dauern können. Betreiber fahren einzelne Module je nach Bedarf hoch oder herunter und passen die Einspeisung kurzfristig an.

Neben dem Einsatz im Verbundnetz adressiert das Unternehmen auch Projekte im Inselbetrieb. Industrieanlagen, Rechenzentren oder abgelegene Standorte versorgen die Module zunächst autark mit Strom, bis ein Netzanschluss entsteht. Anschließend können Betreiber die Aggregate in den Notstrombetrieb integrieren.

Die Vorteile verteilter Erzeugungsstrukturen unterstreicht Michael Stipa. Der Senior Vice President Strategie, Geschäfts- und Produktentwicklung Stationäre Energielösungen im Geschäftsbereich Power Systems ist überzeugt: „Wahre Resilienz entsteht durch Dezentralität, nicht durch Zentralisierung.“ Viele kleinere Einheiten verteilten Risiken breiter im Netz und erhöhten nach seiner Einschätzung die Stabilität gegenüber dem Ausfall einzelner Großanlagen.

Zugleich hebt Rolls-Royce hervor, dass sich die Motoren perspektivisch auch mit Wasserstoff betreiben lassen. Damit positioniert das Unternehmen die Module nicht nur als kurzfristige Reserve, sondern auch als wasserstofffähige Option im künftigen Kraftwerkspark.

„Die fossile Wirtschaft wird enden“, sagte Borg. „Die Frage ist nur, in welchem Tempo.“ Ihre Aufgabe sei, während der Umstellung darauf zu achten, dass Vattenfall profitabel bleibe. Denn ein Unternehmen ohne Geld könne auch nicht in den Klimaschutz investieren. Vattenfall plant, bis 2030 annähernd 15 Milliarden Euro zu investieren − etwa in Windparks und Netze. 

Vattenfall hat das Ziel, die eigenen Treibhausgas-Emissionen bis 2040 verglichen zu 2017 um mindestens 90 Prozent zu reduzieren − auf 4,7 Millionen Tonnen an CO2-Äquivalenten. Die verbleibenden bis zu zehn Prozent der Emissionen, die sich schwerlich einsparen lassen, sollen ausgeglichen werden. Wenn Vattenfall dieses Ziel erreicht, würde der Konzern nicht länger das Klima schädigen. 

Vorgezogener Gas-Ausstieg „herausfordernd“

Vattenfall bezieht nach eigenen Angaben seit Mai 2024 keine Kohle mehr und erzeugt demnach keinen Strom und keine Wärme aus dem fossilen Energieträger. Gefragt nach einem vorgezogenen Erdgas-Ausstieg des Unternehmens bis 2040 in Deutschland sagte die Vattenfall-Vorstandsvorsitzende, im Fall der Haushaltskunden halte sie das für sehr herausfordernd. „In der Industrie hängt ein Ausstieg von der Branche ab.“ 

Vattenfall hatte laut einer eigenen Übersicht 2024 konzernweit annähernd 2,4 Millionen Gaskunden und rund 7,7 Millionen Stromkunden. Strom erzeugte das Unternehmen in dem Jahr aus Kernenergie (38 Prozent), Wasserkraft (35 Prozent) und Windenergie (18 Prozent). Auf klimaschädliche fossile Energieträger entfielen 9 Prozent der Erzeugung. 

Klimaschutz auch als Mittel zum Zweck

Die Klimaschutzbemühungen des staatlichen schwedischen Unternehmens stünden im Einklang zur Geschäftsstrategie, sagte Borg. Es gehe dabei nicht allein um Nachhaltigkeit. „Wir glauben, dass unser Vorgehen auch aus Sicht der Rentabilität der erfolgreichste Weg ist.“ Treibhausgas-Emissionen verursachten Kosten, sei es in Form von Zertifikaten, Steuern oder Folgeschäden.

Schweden strebt wie Deutschland Klimaneutralität bis 2045 an − und damit fünf Jahre früher als die EU insgesamt.

Bei einem Jahresverbrauch von 2.500 bis 5.000 Kilowattstunden stand Deutschland im EU-Vergleich in Bezug auf die Haushaltsstrompreise an erster Stelle. Am günstigsten war der Strom in portugiesischen Haushalten. Auch im weltweiten Vergleich war Deutschland eines der Länder mit den höchsten Strompreisen für Haushalte. Ebenso wird bei der Betrachtung der Indexwerte zur Entwicklung der Haushaltsstrompreise deutlich, dass die Strompreise in Deutschland immer weiter steigen.