Das geht aus einer Mitteilung hervor, die das bayerische Wirtschaftsministerium am 15. April veröffentlichte. Der Vorstandsvorsitz der BaySF ist neu zu besetzen, weil der aktuelle Chef Martin Neumeyer nach elf Jahren Amtszeit im Sommer in den Ruhestand wechselt. Olaf Hermes bildet künftig mit den bisherigen Vorstandsmitgliedern Rudolf Plochmann und Manfred Kröninger die Spitze des Forstbetriebs.

Dass der fachfremde Versorgungsexperte sich sozusagen im bayerischen Wald verirren könnte, daran glaubt Dienstherr Hubert Aiwanger (Freie Wähler) nicht. Der Minister in München erhofft sich vielmehr durch Hermes’ „Blick von außen neue Impulse“.

Weiterhin Chef von 2.800 Beschäftigten

Die Bayerischen Staatsforsten sind Deutschlands größter Forstbetrieb und bewirtschaftet nach eigener Angabe etwa 750.000 Hektar Landeswald. Das Aiwanger-Ministerium bezeichnet die Anstalt öffentlichen Rechts aufgrund ihrer gut 2.800 Mitarbeiter und eines Jahresumsatzes von zuletzt 501,8 Millionen Euro als einen der „größten und fortschrittlichsten Forstbetriebe Mitteleuropas“.

Erneuerbare Energien bleiben auch an neuer Wirkungsstätte ein Thema für Olaf Hermes. Denn die BaySF stellen Flächen für Windkraftprojekte zur Verfügung oder engagieren sich selbst über Unternehmensbeteiligungen bei der Entwicklung von Windenergie-Arealen.

Mehr Windräder sollen in die bayerischen Wälder

Aiwanger hatte einmal das Ziel von 1.000 Turbinen im Staatswald ausgegeben, davon ist bis heute etwa ein Fünftel realisiert. BaySF schreibt im Web-Auftritt davon, aktuell 287 MW an installierter Leistung in den Staatswäldern zu beherbergen. Diese verteilt sich auf Anlagen der Windenergie, Solarkraft und Biomasse.

Laut Erhebung der Fachagentur Wind an Land drehten sich Ende vergangenen Jahres 323 Windkraftanlagen mit insgesamt 917 MW Leistung in bayerischen Waldgebieten, die zu über 50 Prozent allerdings in Privatbesitz sind. Aktuell sind sechs weitere Flächen in der Ausschreibung durch das BaySF. 

Olaf Hermes hatte vor seinem Amtsantritt in Bonn 2022 diverse Leitungspositionen bei Energieunternehmen inne. Dazu zählen der Vertrieb von RWE und der Stadtwerke Leipzig sowie als Vorstand bei der Regensburger Energie- und Wasserversorgung AG und bei den Stadtwerken Bremen und Bremerhaven. Nach Regensburg kehrt Hermes nun sozusagen zurück, befindet sich der Hauptsitz der Staatsforsten doch in der Domstadt.

Am Rhein hatte ein Machtwechsel im Rathaus zu atmosphärischen Störungen zwischen Lokalpolitik und kommunalem Versorger geführt (wir berichteten). Olaf Hermes beklagte sich über ungebührliche Einflussnahme auf ein Grundstücksgeschäft, das die Stadtwerke tätigen wollten. Es gab offenbar Druck aus dem Umfeld des neuen Oberbürgermeisters Guido Deus (CDU).

Nach mehreren Volten, mit der Ankündigung eines Ausstiegs von Hermes sowie einer bevorstehenden Vertragsverlängerung, schmiss der Geschäftsführer dann doch hin. Die lukrative Position in Bayern mag ihm den Abschied leicht gemacht haben. Hermes trug übrigens auch in Bonn Verantwortung für etwa 2.800 Mitarbeitende.

Darauf hat der Verband der industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) hingewiesen und Nachbesserungen an der bestehenden, europäischen Gesetzgebung verlangt. „Für eine industriepolitisch verantwortungsvolle Klimapolitik brauchen wir Schutzinstrumente, die tatsächlich wirken, und keine Regelwerke, die auf dem Papier gut aussehen, in der Praxis aber teils gravierende Wettbewerbsnachteile für europäische Unternehmen erzeugen“, sagte der Hauptgeschäftsführer des VIK, Christian Seyfert.

Insbesondere nachgelagerte Wertschöpfungsstufen seien durch den CBAM nur unzureichend geschützt. Außerdem fehle ein wirksamer Exportschutz. Die Zuteilung kostenloser Emissionsrechte im Rahmen des europäischen Emissionshandelssystem ETS dürfe erst reduziert werden, „wenn der CBAM nachweislich einen wirksamen Schutz vor Carbon Leakage bietet.“

Der Verband spricht sich auch gegen eine Ausweitung des CBAM auf weitere Sektoren aus „solange der Mechanismus kein mit der kostenlosen Zuteilung oder der Strompreiskompensation vergleichbares Schutzniveau erreicht“. Sektorspezifische Unterschiede müssten stärker berücksichtigt werden. Der VIK denkt dabei vor allem an die chemische Industrie, die durch den Emissionshandel besonders belastet ist aber nur schwer durch den Klimazoll geschützt werden kann.

Eine Beschränkung des CBAM auf vorgelagerte Grundstoffe berge wegen der komplizierten Wertschöpfungsketten mit bis zu 50.000 Endprodukten erhebliche Umgehungsrisiken.“Ein CBAM, der Wertschöpfungsketten nicht vollständig erfasst, verlagert Carbon Leakage lediglich innerhalb der Industrie“, sagt Seyfert.

Die Kommission hatte den Klimazoll für das erste Quartal dieses Jahres in der letzten Woche auf 75,36 Euro pro Tonne CO2 festgelegt (wir berichteten). Die Importeure müssen diese Abgabe auf die bei der Produktion von importiertem Stahl, Zement und einigen anderen Grundstoffen sowie Strom anfallende Menge CO2 entrichten. Im Gegenzug erhalten die in der EU ansässigen Hersteller dieser Produkte weniger Gratiszertifikate für ihre Verpflichtungen im Rahmen des ETS. Diese Entscheidung soll allerdings im Rahmen einer ETS-Reform, die die Kommission im Juli vorschlagen soll, überprüft werden.

Als kapitales Investitionshindernis in der Elektrizitätswirtschaft erweisen sich die steigenden Risiken. Obwohl sich die Politik seit Jahren darum bemüht, die Risiken der Investoren durch Beihilfen, Vorzugsbedingungen (zum Beispiel durch einen Einspeisevorrang) oder regulatorisches Ingeneering zu minimieren, ist genau das Gegenteil eingetreten. Die Erträge aus neuen Windrädern, PV-Anlagen, Stromleitungen und anderen Investitionsprojekten werden immer unkalkulierbarer.

Fast alle wichtigen Parameter, die für Investoren wichtig seien, sind nach Ansicht von Eurelectric inzwischen von großer Unsicherheit geprägt. Die Strompreise seien ebenso instabil wie das regulatorische Umfeld. Wertschöpfungsketten seien bedroht, der Betrieb der Anlagen sei von Innovationen und gleichzeitig durch Verzögerungen beim Netzanschluss beeinträchtigt, Geschäftspartner, die mit den gleichen Problemen zu kämpfen hätten, erhöhten die Risiken zusätzlich.

Neue Ideen, wie man mit den alten und neuen Risiken umgehen sollte, hat die Stromlobby nicht. Auf jeden Fall sollte die EU am bestehenden Design des Elektrizitätsmarktes festhalten, heißt es in dem Positionspapier. Angesichts der geopolitischen Unsicherheit sei ein gut funktionierender Strommarkt, der sich an den Grenzkosten orientiere, die beste Grundlage für Investitionen.

Das gelte auch für den Emissionshandel(ETS). Die Kommission sollte an ihren Klimazielen und den Standards für nachhaltige Investitionen festhalten. Und sie sollte dafür sorgen, dass die Widersprüche zwischen den nationalen Energie- und Klimaplänen beseitigt werden. Mehr Subventionen der EU und günstige Kredite könnten ebenfalls einen Beitrag zum „Derisking“ leisten.

Einen breiten Raum in den Empfehlungen der Stromlobby nehmen langfristige Lieferverträge (PPA) zwischen den Erzeugern und den Verbrauchern von grünem Strom ein. Für Investoren sei eine „stabile Regulierung“ der PPA wichtig. Andererseits warnt Eurelectric vor „Eingriffen in den Markt“. PPA-Verträge sollten standardisiert und die damit verbundenen Berichtspflichten vereinfacht werden.

Eine strategische Bedeutung für die Energiewende komme den Verteilnetzbetreibern (DSO) zu. Auch hier würden Investitionen durch überlange Planungs- und Genehmigungsverfahren behindert. Eurelectric schätzt den Investitionsbedarf der DSO auf 67 Milliarden Euro im Jahr.

Davon ist die EU weit entfernt. Nach einem Bericht von Acer beliefen sich die Investitionen der Verteilnetzbetreiber 2024 auf gut 35 Milliarden Euro. Das waren 50 Prozent mehr als 2021. Die deutschen regionalen Netzbetreiber verdoppelten ihre Investitionen im gleichen Zeitraum. Acer erwartet im nächsten Jahr einen Anstieg auf knapp 47 Milliarden Euro für die gesamte EU.

Eine Ursache für die großen Unterschiede der Investitionen in die Verteilnetze sieht die EU-Regulierungsbehörde Acer in der unterschiedlichen Investitionskraft der DSO. Insgesamt gebe es in der EU 2.674 Verteilnetzbetreiber, von denen knapp 8 Prozent weniger als 100.000 Kunden haben. Das reiche in der Regel nicht aus für „effiziente Investitionen in das Netz und Dienstleistungen“. Größere DSO erzielten höhere Skalenerträge und könnten mehr in die qualitative Verbesserung ihrer Netze investieren. Größere Netze erleichterten auch eine effiziente Netzplanung.

Fusionen kleiner DSO würden in manchen Mitgliedsstaaten der EU dadurch erschwert, dass sie von bestimmten Auflagen befreit sind. So müssten zwei Drittel der Verteilnetzbetreiber mit weniger als 100.000 Kunden keine Netzentwicklungspläne vorlegen. Ein signifikanter Teil der Verteilnetze werde deswegen nicht von der europäischen Netzplanung erfasst. In Deutschland werde jeder vierte Endkunde von einem DSO versorgt, das keine Netzplanung vorlegen müsse.

Damit mehr in die Verteilnetze investiert werde, müssen nach Ansicht der europäischen Regulierer die Hürden für die Fusion von Verteilnetzbetreibern beseitigt werden. Überall, wo solche Fusionen zu Effizienzgewinnen und/oder besseren Dienstleistungen führten, sollten sie deswegen ohne Benachteiligung möglich sein.

Hintergrund der Untersuchung ist die Absicht der Bundesnetzagentur zum 31. Dezember 2028 die Netzentgeltsystematik zu reformieren und mit dynamischen Netzentgelten netzdienliches Verhalten anzureizen. Die Logik dahinter sieht aus der Sicht eines Erzeugers bei Überschusserzeugung ein positives Netzentgelt vor. Bei Strommangel fällt das Netzentgelt negativ aus. Für die Stromentnahme gilt: positives Entgelt bei positivem Redispatch und negatives Entgelt bei negativem Redispatch.

Zu den zentralen Fragestellungen der Studie gehören: Wie beeinflussen regionale dynamische Netzentgelte die Dispatch-Entscheidungen von Erzeugungs- und Speichertechnologien im Strommarkt? In welchem Umfang können regionale dynamische Netzentgelte zur Reduzierung des Redispatch-Bedarfs beitragen? Auch die gesamtwirtschaftlichen Wohlfahrtseffekte und regionale Varianten dynamischer Netzentgelte waren Gegenstand der Untersuchung.

Die wesentlichen Ergebnisse der Studie: Regionale dynamische Netzentgelte reduzieren den Redispatch-Bedarf nur teilweise. Sie zeigen allerdings dabei starke systemische Nebenwirkungen. Außerdem führen dynamische Netzentgelte zu erheblichen Verschiebungen von Kosten und Erlösen zwischen den Regionen und Akteuren. Daraus ergeben sich Risiken für Investitionen und die Akzeptanz.

Weniger Erneuerbare, mehr thermische Erzeugung

Die Forschenden haben herausgefunden, dass regionale dynamische Netzentgelte zu Überreaktionen führen. So würden im Jahr 2037 bereits bei Annahme von dynamischen Netzentgelten in Höhe von +/- 10 Euro/MWh Erzeugungsverschiebungen von 54 TWh stattfinden. Dies wäre deutlich mehr als die 19 TWh bei einem Basisszenario ohne dynamische Netzentgelte. Außerdem wird den Autoren zufolge der Redispatch nur teilweise reduziert.

Unter Annahme vollkommener Voraussicht auf Netzengpässe werde eine Reduktion der Redispatch-Volumina von 5 bis 63 Prozent erreicht. Bei unvollkommener Voraussicht liege die Redispatch-Minderungswirkung bei maximal 58 Prozent. „Durch die Kombination aus starker Marktreaktion und hohem verbleibendem Redispatchbedarf sind alle getesteten dNE-Szenarien durch deutlich weniger EE und mehr thermische Erzeugung geprägt“, schreiben die Autoren. Gleichzeitig steigen die Strompreise und die CO2-Emissionen aufgrund der Verschiebung hin zu thermischer Erzeugung. Der höhere Großhandelspreis wirke in allen Regionen.

Regionale Effekte mit der verringerten Produktion der Erneuerbaren verschieben nach Erkenntnissen der Analysten die Attraktivität von Standorten. Gleichzeitig werde auch die Wirtschaftlichkeit bestehender und neuer Projekte im Bereich der Erneuerbaren regional stark belastet. Die Mindererlöse bei Onshore-Wind beziffern die Autoren auf minus 70 Prozent in bestimmten Regionen im Norden. Ein Teil der Projekte in der Nordsee müsse mit Mindererlösen bis zu 67 Prozent rechnen. Und bei der Photovoltaik seien bis 2037 regionale Mindererlöse bis zu 45 Prozent möglich.

Die „Studie zur Auswirkung dynamischer Netzentgelte auf das Stromsystem“ steht zum Downöoad zur Verfügung.

Diese zeige, so eine BVEG-Mitteilung, dass die aktuelle Ausgestaltung in der Praxis erhebliche Herausforderungen mit sich bringe. Zwar würden die in der EU verpflichteten Unternehmen die Vorgaben der Methanverordnung seit ihrem Inkrafttreten umsetzen. Gleichzeitig bestünden aber vor allem bei Energieimporten aus Drittstaaten strukturelle Hürden, da globale Lieferketten bisher nicht durchgängig auf die neuen Anforderungen ausgerichtet seien.

Insbesondere enge Fristen, komplexe Anforderungen und unklare Umsetzungsregeln könnten, wie es heißt, dazu führen, dass ein erheblicher Teil dieser Importe ab 2027 nicht regelkonform verfügbar wäre und auch die heimische Gasproduktion unangemessen belastet würde – mit möglichen Auswirkungen auf Versorgungssicherheit und Kosten. Bis zu 43 Prozent der Erdgasimporte und rund 90 Prozent der Rohölimporte der EU könnten betroffen sein.

Vor diesem Hintergrund sprechen sich die Unterzeichner für gezielte Anpassungen aus, die sowohl den Klimazielen als auch den Anforderungen an Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit und Wettbewerbsfähigkeit gerecht werden. Zugleich bekräftigen sie das Ziel, Methanemissionen wirksam zu reduzieren. Die Neuregelung solle im Rahmen der EU-Vereinfachungsagenda („EU simplification agenda“) erfolgen mit dem Ziel, bestehende Regelungen praxistauglicher und effizienter umzusetzen. Dazu zählt auch ein „Stop-the-clock“-Mechanismus zur Anpassung von Fristen.

Der vollständigen Brief „Urgent call for targeted amendments to the Methane Emissions Reduction − Regulation through the EU simplification agenda including the stop-the-clock“ kann auf der Seite des BVEG heruntergeladen werden.

Die Genossenschaft soll als gemeinsame Arbeitsplattform dienen. Ziel sei es, „Kräfte zu bündeln und Synergien zu nutzen, sodass eine effiziente und bezahlbare Wärmezukunft für eine ganze Region gestaltet wird“, heißt es in einer Mitteilung des Versorgers E-regio, ein mehrheitlich kommunales Unternehmen aus der Region. E-regio ist als operativer Partner eingebunden.

Hintergrund für die Gründung ist, dass viele Kommunen vor vergleichbaren Herausforderungen stehen. Es sei wenig sinnvoll, dass jede Kommune für sich dieselben Überlegungen anstellt, obwohl die Ausgangslage ähnlich ist. In der Genossenschaft wird daher vorhandene Expertise gebündelt, gleichzeitig sollen die Verwaltungen entlastet werden. „Dafür vereint die Genossenschaft kommunale Erfahrungen und energiewirtschaftliche Expertise, reduziert Doppelarbeit und ermöglicht es den Mitgliedern, voneinander zu lernen.“

Die Entscheidungen über konkrete Maßnahmen und Investitionen verbleiben weiterhin bei den einzelnen Kommunen oder den beteiligten Energieunternehmen. Die Genossenschaft übernimmt eine koordinierende Funktion.

Gesellschaft hat kein eigenes Personal

Die operative Umsetzung liegt bei E-regio. Das Unternehmen übernimmt für die beteiligten Städte und Gemeinden die kaufmännische und technische Betriebsführung sowie die Bereitstellung von Ressourcen und Fachwissen für die Ausarbeitung konkreter Projekte. Leistungen werden über E-regio und die Mitglieder organisiert oder über einen gemeinsamen Expertenpool beschafft.

„Die Finanzierung ist über ein transparentes Umlagesystem sichergestellt.“ Die Genossenschaft selbst verfügt über kein eigenes Personal und keine eigene Infrastruktur. Stattdessen greift sie auf bestehende Strukturen zurück.

Eine der ersten Maßnahmen ist der Aufbau eines digitalen Zwillings der Region in Form der „Energiewendeplattform RheinEifel“. Diese soll Gebäude, Infrastrukturen, Potenziale und Szenarien abbilden und damit eine datenbasierte Entscheidungsgrundlage schaffen, etwa für die Nutzung von Abwärmepotenzialen, den Ausbau von Wärmenetzen oder die Entwicklung energetischer Konzepte.

Laut Mitteilung handelt es sich um „den bundesweit ersten interkommunalen Zusammenschluss, der die Energie- und Wärmewende langfristig koordiniert“.

Mitglieder der „Energiewende RheinEifel“ sind die Stadt Bornheim, die Stadt Rheinbach, die Stadt Bad Münstereifel, die Gemeinde Blankenheim, die Gemeinde Dahlem, die Kreisstadt Euskirchen, die Gemeinde Hellenthal, die Gemeinde Kall, die Stadt Mechernich, die Gemeinde Nettersheim, die Stadt Schleiden sowie die Gemeinde Vettweiß.

Die Komponenten seien zu 100 Prozent in Europa hergestellt, die Daten landeten auf deutschen Servern, versichert das Unternehmen aus dem baden-württembergischen Ellwangen. Die Systemlösung bestehe aus einer „deutschen Batterie-DNA“, so die Eigenbeschreibung.

Im Einzelnen besteht das Angebot aus Hochvolt-Speicher und Wechselrichter, die eigene Solaranlagen und andere Komponenten wie Lade­infrastruktur für das private Elektro-Auto einbinden können. Hinzu kommt die erforderliche Systemsteuerung über ein Energiemanagementsystem, das ab Juni 2026 in einem Abonnement-Modell verfügbar sein soll. Varta verspricht, dass das System flexibel erweiterbar sei, zum Beispiel für dynamisches oder bidirektionales Laden und Mieterstrom‑Anwendungen.

Beim Metering-Dienstleister Voltaris hat man dafür plausible Erklärungen. Eine wesentliche Rolle spielt die Anbindung von IT-Systemen. Doch mittlerweile geht es nicht mehr nur um die Ermittlung von Messdaten und die Erstellung von Verbrauchsabrechnungen, sondern auch um die Ermittlung von Netzzuständen und letztendlich die Steuerung von Anlagen, um kritische Netzsituationen zu beheben oder gar im Voraus schon zu vermeiden.

Bei einem Gespräch mit Journalisten wies Stephan Röhrenbeck, Leiter MSB-Management bei Voltaris, dass neben dem sogenannten „passiven externen Marktteilnehmer“ (pEMT) für das Steuern ein aktives EMT-System (aEMT) notwendig ist. „Wir haben uns für eine vollintegrierte Systemlandschaft entschieden“, betont er. Dieses umfasst eine pEMT-, ein aEMT- und ein Gateway-Administrationssystem. Für die Kunden des Metering-Dienstleisters bedeutet dies, sie können auf ein konsistentes System zurückgreifen und haben auch über den Sammelmandantenbetrieb die Möglichkeit „kosteneffizient in das Thema Steuern in der Niederspannung einzusteigen“, wie Röhrenbeck für die Voltaris-Lösung wirbt.

Entscheidend sei dabei gewesen, die Zahl der Schnittstellen in möglichst geringer Zahl zu halten und zu vereinfachen. Drei sind es noch. Eine Schnittstelle führt zum jeweiligen ERP-System, über die Stammdaten, Gerätedaten und Portfolioinformationen fließen. Zwar seien von Seiten der Systemhersteller noch einige Anpassungen notwendig. „Wir haben aber eine Übergangslösung erarbeitet, mit der auch ein manueller Transfer über standardisierte Formate möglich ist“, erläutert Röhrenbeck. So könnten Messstellenbetreiber auch ohne erweiterte ERP-Schnittstelle zumindest einmal starten.

Die zweite Schnittstelle dient der Abwicklung der Netzzustandsdaten, für die Voltaris auch das aEMT-System nutzt, „weil man hier ein hochverfügbares System für den Use Case ‚Steuern‘ aufgebaut hat und diese Infrastruktur auch nutzt, um möglichst schnell und hochverfügbar Netzzustandsdaten liefern zu können“, wie Röhrenbeck erklärt.

Alternative Arten der Steuerung

Die dritte Schnittstelle ist die sogenannte BDEW Web API. Die Steuerbefehle werden im Netz-Cockpit generiert und über die standardisierte Marktkommunikation mit der BDEW WebAPI an das aEMT-System übermittelt, das dann den Steuerbefehl an die Steuerbox einer Anlage oder eines Energiemanagementsystems weiterleitet.

Sofern alle Beteiligten zielgerichtet mitwirken, sei das „Onboarding“ eines Stadtwerks beziehungsweise eines Messstellenbetreibers durchaus innerhalb von vier Monaten möglich – angesichts der IT-seitigen To-do-Liste, die in einem solchen Fall abzuarbeiten sei, gar kein so langer Zeitraum, wie der Metering-Spezialist meint.

Bei zwei großen Netz- und Messstellenbetreibern hat Voltaris bereits sowohl eine Test- als auch Wirk-PKI aufgebaut. Etwa 1.000 werden zur Ermittlung von Netzzustandsdaten herangezogen, die an das Netzcockpit übermittelt werden. Bereits auf der Test-PKI seien Steuerbefehle inklusive Rückquittierung in die Systeme übermittelt worden. Dies werde nun auch im Wirksystem erfolgen, „so dass die beiden Netzbetreiber in einen größer angelegten Rollout von Steuerboxen starten können“, erklärte Röhrenbeck.

Für das Steuern sind allerdings nicht zwangsläufig Steuerboxen notwendig. Es geht auch direkt aus dem Smart Meter Gateway. „Wir werden das auch anbieten“, sagte Röhrenbeck. Es sei aber noch ein „perspektivisches Thema“. Denn noch habe kein Gateway-Hersteller ein entsprechendes zertifiziertes Gerät. Außerdem seien dann noch einmal Anpassungen in den Backend-Systemen notwendig. Es müsse auch das Netz-Cockpit wissen, ob eine Steuerbox vorhanden ist oder die Steuerung aus dem Smart Mater Gateway erfolgen soll.

Beim Steuern über eine Steuerbox werde, nachdem der Steuerbefehl im aEMT empfangen wurde, ein sogenannter CLS-Kanal aufgebaut zwischen dem aEMT-Systems und der Steuerbox, und der Steuerbefehl dann durchgeleitet. Beim Steuern über das Smart Meter Gateway müsse ein Profil aufgespielt werden. Dann könne über einen integrierten EEBus Stack gesteuert werden.

Röhrenbeck betonte, dass sich beide Steuerungsarten nicht ausschließen, und dass beide Varianten nebeneinander genutzt werden könnten. Er gehe allerdings davon aus, dass sich die Unternehmen in zwei, drei Schritten, vom Steuern per Relais mit der Steuerbox zum Steuern aus dem Smart Meter Gateway vortasten werden.

Relativ gut erforscht sind bisher vor allem die geologischen Prozesse, bei denen Wasserstoff entsteht. Es fehlen jedoch verlässliche Daten dazu, ob der so entstandene Wasserstoff sich tatsächlich in Lagerstätten ansammelt und wirtschaftlich gefördert werden könnte.

„Die Diskussionen mit den internationalen Fachleuten, deren Erkenntnisse dem Impulspapier zugrunde liegen, haben ergeben, dass sich die Vorkommen von natürlichem Wasserstoff nur schwer abschätzen lassen, da hier gleich mehrere Herausforderungen zusammenkommen“, erklärt Karen Pittel vom Ifo-Institut, die stellvertretende Vorsitzende des Esys-Direktoriums ist.

Günstig in der Herstellung, aber kein Gamechanger

„Die Migration, Ansammlung und Speicherung des Wasserstoffs im Gestein ist bisher nur wenig verstanden. Bisher wurde unseren Fachleuten zufolge weltweit nur eine einzige Lagerstätte in Mali entdeckt und zur Energiegewinnung genutzt.“ Hinzu kommt, dass auch bei bisher im Boden gemessenem Wasserstoff häufig nicht sicher ist, ob er wirklich aus geologischen Prozessen stammt. Denn Wasserstoff kann auch durch mikrobielle Prozesse entstehen, oder bei den Bohrungen selbst durch Reibung oder Korrosion.
 
Sollten abbaubare Wasserstoffvorkommen gefunden werden, so wären die Produktionskosten voraussichtlich deutlich geringer als bei grünem Wasserstoff aus Elektrolyse. Ein Ersatz für den grünen Wasserstoff wäre natürlicher Wasserstoff aber wohl nicht: Die meisten Fachleute sehen ihn eher als Ergänzung. Vor allem dezentrale Anwendungen scheinen vielversprechend, etwa in der Co-Produktion mit Helium, im Zusammenhang mit Geothermie oder für die lokale Energieerzeugung. 

Die aktuellen rechtlichen Rahmenbedingungen für die Suche nach und Förderung von natürlichem Wasserstoff unterscheiden sich international deutlich und erschweren teils die Exploration. In Deutschland gilt Wasserstoff seit dem Inkrafttreten des Wasserstoff-Beschleunigungsgesetzes Anfang April allerdings als bergfrei. Das heißt, Erkundung und Abbau erfordern nicht mehr die Einwilligung der Grundstückseigentümer, unter deren Land sich die Lagerstätte befindet.

Das kann die Exploration und den späteren Abbau erleichtern. Zusätzlich könnte eine gezielte staatliche Förderung die Forschung beschleunigen und eine fundiertere Einschätzung ermöglichen, ob natürlicher Wasserstoff zukünftig als Ressource eingeplant werden kann, wie es in dem Imoulspapier heißt.

Moderne Rechenzentren würden zunehmend dynamische Lastprofile aufweisen und Energiespeicher könnten diese ausgleichen, damit Netze entlasten und gleichzeitig die Integration erneuerbarer Energien verbessern. „So entstehen flexible, systemdienliche Lösungen, die sowohl den Energiebedarf der Digitalisierung als auch die Anforderungen an Netzstabilität und Versorgungssicherheit adressieren“, formuliert der BVES. 

Gleichzeitig ermöglichten Energiespeicher, dass digitale Infrastruktur schneller realisiert werden könne – unabhängig von langwierigen Netzausbauprozessen. Sie könnten kurzfristig verfügbare Flexibilität schaffen und Netzengpässe überbrücken. Damit werde der Aufbau von Rechenzentren beschleunigt, ohne zusätzliche Belastungen für das Stromsystem zu erzeugen. 

Internationale Beispiele zeigen nach Ansicht des Branchenverbandes bereits heute, wie erfolgreich diese Integration sein kann: In Skandinavien, den Vereinigten Arabischen Emiraten und den USA würden Rechenzentren gezielt mit Strom aus erneuerbarer Erzeugung und Speichern kombiniert. Das erhöhe die Effizienz, senke Emissionen und verbessere die Wirtschaftlichkeit der Projekte deutlich. 

Digitalisierung und Energiewende zusammenbringen

„Rechenzentren und Energiespeicher sind keine Konkurrenten, sondern Partner im Energiesystem der Zukunft“, betont BVES-Vizepräsident Heinrich Gärtner. „Wer beide intelligent zusammen denkt, schafft die Grundlage für eine leistungsfähige, resiliente und klimafreundliche digitale Infrastruktur.“ 

Netzanschlussverfahren müssten so ausgestaltet werden, dass integrierte Lösungen ermöglicht und systemdienliche Kombinationen gezielt gefördert werden. Eine isolierte Betrachtung einzelner Technologien wird einem zunehmend vernetzten Energiesystems nicht gerecht. 

Gleichzeitig fordert der Verband „klare, investitionsfreundliche Rahmenbedingungen, die Innovation ermöglichen und sektorübergreifende Lösungen aktiv unterstützen“, damit Deutschland die Chance nutzen kann, sich als Vorreiter für die Verbindung von Energie- und Digitalinfrastruktur zu positionieren. „Wer Digitalisierung und Energiewende zusammenbringt, schafft Wachstum, Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit zugleich“, heißt es.

 
Im Jahr 2024 exportierte der Iran rund 8,97 Milliarden Kubikmeter Erdgas. Im Vergleich zum Vorjahr ist das Exportvolumen damit wieder gesunken. Neuere Zahlen liegen nicht vor.

Das Marktumfeld war im vergangenen Jahr „durch eine geringe Volatilität gekennzeichnet“, heißt es weiter. Weder prognostizierte Hitzewellen noch längere Phasen mit extremen Einspeisesituationen bei Wind- und Solarenergie hätten zu stärkeren Preisschwankungen geführt. Gas- und Strompreise blieben über weite Strecken stabil.

Vor diesem Hintergrund stützten insbesondere der Stromhandel sowie das Asset Management das Ergebnis. Danske Commodities baute sein Portfolio weiter aus und erreichte mit 16 GW das bislang größte Volumen an vertraglich gebundenen erneuerbaren Energien und flexiblen Strom-Assets.

CEO Jakob Sorensen: „Trotz der geringen Volatilität der Märkte verzeichneten wir eine starke Performance. Der wachsende Anteil erneuerbarer Energien schuf die Grundlage für eine zunehmende kurzfristige Volatilität im Strommarkt, die positive Ergebnisbeiträge lieferte.“

Marktsituation 2026 eine ganz andere

Seit Jahresbeginn 2026 hat sich die Marktsituation jedoch erheblich verändert. Steigende Volatilität sowie Unsicherheiten auf den Gasmärkten infolge geopolitischer Entwicklungen hätten bereits Einfluss auf das Geschäft genommen. Sorensen sagte dazu: „Die jüngsten geopolitischen Ereignisse haben zu deutlichen Verschiebungen auf den Energiemärkten geführt. Danske Commodities ist es gelungen, sich schnell anzupassen und durch grenzüberschreitenden Handel zur Balance von Angebot und Nachfrage beizutragen.“

Das Unternehmen sieht sich selbst als großen Akteur im europäischen Stromhandel und ist nach eigenen Angaben auf mehr als 40 Märkten aktiv mit Schwerpunkt auf kurzfristigem Handel und Optimierung von Energieportfolios. Die Strategie zielt darauf ab, Angebot und Nachfrage über verschiedene Märkte hinweg auszugleichen und Flexibilität bereitzustellen. Seit 2019 gehört das Unternehmen zum norwegischen Energiekonzern Equinor und beschäftigt mehr als 600 Mitarbeiter.

In Deutschland ist Danske Commodities unter anderem im Strom- und Gashandel tätig und bietet Dienstleistungen für Großhandels- und Industriekunden sowie Betreiber von erneuerbaren Anlagen an. Dazu zählen die Direktvermarktung von Strom sowie die Optimierung von Produktions- und Speicheranlagen. Nach Unternehmensangaben verwaltet Danske Commodities in Deutschland mehr als 6 GW erneuerbare Energien.

Das Unternehmen verweist auf ein weiterhin anspruchsvolles wirtschaftliches und geopolitisches Umfeld. Dennoch blieb die Geschäftsentwicklung stabil. Maßgeblich prägte die Übernahme der „PEPP Group B.V.“ das Jahr. Zeppelin übernahm in diesem Zuge Vertrieb und Service von Caterpillar-Produkten in den Niederlanden und Norwegen. Es handelt sich laut dem Unternehmen um den größten Zukauf der Unternehmensgeschichte.

Im vergangenen Jahr wurde die Peep Group in den Zeppelin-Konzern integriert. Dazu gehören 22 Gesellschaften in den fünf Ländern, in Norwegen, den Niederlanden, Nigeria, Belgien und Frankreich mit dem Portfolio von Neu- und Gebrauchtmaschinen, Antriebs- und Energiesystemen, Servicierung und Ersatzteile sowie Lösungen rund um die Vermietung von Equipment und Service. Damit wuchs der Zeppelin-Konzern um 2.000 Mitarbeitende und rund 1,1 Milliarden Euro Umsatz.

Firmenzukauf war maßgeblicher Wachstumstreiber

Die Akquisition führte zu einem deutlichen externen Wachstum und stärkte die Marktpräsenz in Europa. Aufgrund der Teilkonsolidierung über sieben Monate wirkte sich der Zukauf bereits 2025 auf die Kennzahlen aus. Für 2026 erwartet das Unternehmen bei vollständiger Konsolidierung einen Umsatz von rund 5 Milliarden Euro. 

Im Zuge der Transformation bündelte Zeppelin die bisherigen fünf strategischen Geschäftseinheiten zu vier Bereichen: Construction Industry & Mining, Rental, Power Systems und Plant Engineering. Das Unternehmen verfolgt damit eine klarere Struktur und eine stärkere Ausrichtung auf Kunden und Prozesse. Künftig will Zeppelin auch von den Entwicklungen in den Bereichen Sicherheit und Verteidigung, Infrastruktur und resiliente Energieversorgung profitieren. 

Trotz eines herausfordernden Umfelds war 2025 laut Matthias Benz, Vorsitzender der Geschäftsführung der Zeppelin-Gruppe, ein Jahr wichtiger Weichenstellungen. Für das laufende Jahr gab sich der Manager vorsichtig zuversichtlich: In den ersten Monaten hätten sich geopolitische und weltwirtschaftliche Herausforderungen gezeigt, wird Benz in der Firmenmitteilung zitiert. „Dennoch sollte Zeppelin auch 2026 auf Wachstumskurs bleiben, sofern sich keine noch größeren Verwerfungen auftun.“

Die Zusammenarbeit soll den gezielten Ausbau von Batteriespeichern in einem Markt mit zunehmender Integration erneuerbarer Energien und wachsendem Bedarf an flexibler Kapazität ermöglichen, wie die Unternehmen mitteilen. 

Akaysha Energy als Entwickler, Eigentümer und Betreiber von Large-Scale-BESS-Vorhaben in Australien, Japan und den USA verfügt nach eigenen Angaben aktuell über Projekte mit zusammen 1.400 MWh, darunter die Waratah Super Battery nahe Sydney, die mit 850 MW als weltweit leistungsstärkster Batterie gilt. 

Copenhagen Energy will in die Zusammenarbeit umfassende Marktkenntnisse und operative Erfahrung im europäischen Energiesektor einbringen. Als technologiegetriebenes Energieunternehmen an der Schnittstelle von erneuerbarer Projektentwicklung und Stromhandel liege der Fokus auf integrierten Energielösungen, unterstützt durch Standorte in Deutschland und Dänemark.

Das Unternehmen meldet eine BESS-Pipeline von 4.000 bis 5.000 MW. In Dänemark sollen die ersten Projekte noch dieses Jahr in Betrieb oder an den Start gehen.

„Großbatteriespeicher sind unverzichtbar, um die schwankende Erzeugung aus Wind und Sonne kurzfristig mit dem tatsächlichen Strombedarf in Einklang zu bringen. Für längere Zeiträume können wasserstofffähige Gaskraftwerke übernehmen. Beide Technologien ergänzen sich deswegen ideal“, erklärt Peter Heydecker, Vorstand für Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur bei der EnBW.

Auch die Stadt Marbach begrüßt das Vorhaben. Bürgermeister Jan Trost erklärt: „Marbach wird als wichtiger Energiestandort durch den Bau des Batteriespeichers weiter gestärkt. Wir freuen uns, einen Beitrag für die Versorgungssicherheit in der Region zu leisten. “

Batteriespeicher spielen im Erzeugungsbereich der EnBW eine wichtige Rolle: Bei neuen Solarparkprojekten werden sie standardmäßig eingesetzt. Die EnBW plant darüber hinaus einen weiteren Großbatteriespeicher in Philippsburg.

Zunächst wird der Baugrund vorbereitet. Bei der Rüttelstopfverdichtung werden Säulen in den Boden eingebracht, um die Tragfähigkeit für die Fundamente zu erhöhen. Im Sommer werden 264 Batterieschränke mit rund 110.000 Batteriezellen geliefert, die aus Lithium-Eisenphosphat-Batterien (LFP) ohne Kobalt bestehen. Zusätzlich wird eine Mittelspannungsschaltanlage errichtet, die in einem neuen Gebäude untergebracht wird.

Die EnBW betreibt seit vergangenem Jahr am Standort Marbach bereits eine „Netzstabilitätsanlage“ für den Übertragungsnetzbetreiber Transnet BW. Die beiden Gasturbinen mit 300 MW Leistung werden mit leichem Heizöl befeuert, jedoch nicht zur kommerziellen Stromerzeugung genutzt, sondern ausschließlich zur Absicherung der Netzstabilität im Auftrag von Transnet BW.

EnBW betreibt aktuell 20 Batteriespeicher mit über 100 MWh installierter Kapazität. Zusätzlich werden derzeit Batteriespeicher mit insgesamt 1.800 MWh entwickelt oder bereits gebaut. Jeder neue Solarpark wird mit Batteriespeichern ausgestattet, um die Systemdienlichkeit sicherzustellen.

Darüber hinaus verzeichnete EnBW im Jahr 2025 einen Rekordzubau an erneuerbaren Energien mit 800 MW. Das Erzeugungsportfolio der EnBW enthält damit mehr installierte Kapazität von Erneuerbare Energien als jedes andere Energieunternehmen in Deutschland.

Strom: Uneinheitlich hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag gezeigt. Der Day-ahead gab im Base 6,00 Euro auf 105,00 Euro/MWh nach. Für den Peak wurde ein Rückgang von 12,50 Euro auf 83,25 Euro/MWh gesehen. An der Börse wurde die Grundlast mit 104,65 Euro und die Spitzenlast mit 82,89 Euro/MWh ermittelt.

Ursächlich für den Preisrückgang war die geringere Last, die am Freitag laut MBI Research nur 54,7 Gigawatt betragen soll, während für den Berichtstag 55,9 Gigawatt prognostiziert wurden. Höhere Preisabschläge wurden allerdings durch die geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung verhindert.

Am Freitag sollen sich die Beiträge von Wind und Solar nur auf 14,9 Gigawatt belaufen, während für den Donnerstag 17,6 Gigawatt vorhergesagt werden. Für die Folgetage rechnen die Meteorologen von Eurowind für Deutschland mit einer leicht aufwärts gerichteten Einspeiseleistung und mit einem deutlichen Rückgang der Temperaturen. 

Am langen Ende legte das Strom-Frontjahr um 0,08 Euro auf 88,51 Euro/MWh zu.

CO2: Die CO2-Preise haben am Donnerstag etwas zugelegt. Der Dec 26 gewann bis 13.58 Uhr um 0,25 Euro auf 74,40 Euro. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt nur schwache 8,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 74,68 Euro, das Tief bei 73,56 Euro je Tonne.

Gestützt durch eine positivere Risikostimmung an den Aktienmärkten hat der Terminkontrakt für Dezember 2026 eine Unterstützung bei rund 72 Euro pro Tonne gefunden. Zusätzliches Kaufinteresse kam zuletzt vom Primärmarkt, da zwei Auktionen in Folge mit einem Aufschlag gegenüber dem Sekundärmarkt abgeschlossen wurden. Dies trug dazu bei, die EUA-Preise kurzzeitig über die 75-Euro-Marke zu heben. Der Aufschwung blieb jedoch ohne Folge, da die Gewinne nicht hielten.

Dies deutet darauf hin, dass die Marktteilnehmer weiterhin zurückhaltend sind, bei den aktuellen Preisen Long-Positionen aufzubauen. Die anhaltende politische und regulatorische Unsicherheit belaste weiterhin die Stimmung, so die Analysten von Belektron. Es wird erwartet, dass die Europäische Kommission bis Juli Anpassungen am EU-Emissionshandelssystem und an der Marktstabilitätsreserve vorschlagen wird, was eine defensivere Haltung unter den Marktteilnehmern begünstigen könnte.

Erdgas: Etwas erhöht haben sich die Erdgaspreise am Donnerstag. Am TTF gewann der Frontmonat Mai um 0,45 Euro auf 41,85 Euro/MWh. Gas passt sich damit den Vorgaben von Erdöl und CO2 an.

Für weitere Preisrückgänge am Gasmarkt dürfte es nach Ansicht vieler Händler wohl noch zu früh sein, zumal noch keine offizielle Bestätigung über den Fortgang der Gespräche zwischen den USA und Iran vorliegt. Etwas Auftrieb könnte europäisches Gas von den Wetteraussichten erhalten. Ab der kommenden Woche ist in Nordwesteuropa mit kühlerer Witterung zu rechnen. Allerdings gehen die Temperaturen wohl nicht so weit zurück, wie noch am Vortag vorhergesagt.