Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) bewertet diesen Vorschlag als unzureichend. Laut ihrem Ministerium (BMWE) erkenne die EU-Kommission selbst an, dass die geltenden Importregelungen erhebliche Rechtsunsicherheit verursachen und die Versorgungssicherheit beeinträchtigen könnten. Dennoch halte sie an den rechtlichen Verpflichtungen für Unternehmen fest und empfehle lediglich einen vorübergehenden Verzicht auf Sanktionen.

Methan-Verordnung um drei Jahre verschieben

Reiche erklärte, dieser Ansatz schaffe keine Rechtssicherheit, da die Unternehmen weiterhin dem Risiko möglicher Rechtsverstöße ausgesetzt seien. Zudem fehlten aus ihrer Sicht weiterhin wesentliche Voraussetzungen, damit Importeure die Einhaltung der Vorgaben in internationalen Lieferketten verlässlich nachweisen könnten. Es könne nicht Aufgabe der Unternehmen sein, die Folgen unvollständiger europäischer Regelungen zu tragen.

Die Ministerin sprach sich deshalb erneut dafür aus, die betroffenen Importregelungen der Methanverordnung um drei Jahre zu verschieben. Angesichts der angespannten Lage im Nahen Osten und des verschärften Wettbewerbs um LNG-Lieferungen sei eine klare und rechtsverbindliche Lösung erforderlich. Die Methanverordnung sei grundsätzlich ein wichtiges Instrument für den Klimaschutz im Energiesektor, ihre Vorgaben müssten jedoch praktisch umsetzbar, rechtssicher und mit der Versorgungssicherheit vereinbar sein.

Gaswirtschaft verlangt Nachbesserung

Auch der Verband Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft (DGWW) bewertet die Empfehlungen der EU-Kommission als Schritt in die richtige Richtung, sieht jedoch weiterhin erheblichen Handlungsbedarf. Vorstand Timm Kehler erklärte, die Branche unterstütze die Ziele der Methanverordnung, insbesondere die Verringerung, Messung und transparente Dokumentation von Methanemissionen entlang der gesamten Lieferkette. In ihrer derzeitigen Form sei die Verordnung jedoch nicht praxistauglich.

Nach Einschätzung Kehlers erkennt die EU-Kommission mit ihren Empfehlungen die Bedenken der Branche an und komme den Unternehmen bei der praktischen Umsetzung entgegen. Die vorgeschlagene dreijährige Sanktionspause könne Zeit für notwendige Anpassungen schaffen, sorge aber nicht für belastbare Rechtssicherheit. Die Pflichten der Verordnung gälten unverändert weiter. Auch die neuen Hinweise zur Nachweisführung in internationalen Lieferketten seien aus Sicht des Verbandes zwar ein Fortschritt, rechtlich jedoch unverbindlich.

Verbindliche Standards definieren

Der Verband fordert deshalb verbindliche, EU-einheitliche Zertifizierungsstandards sowie rechtssichere Lösungen für die Umsetzung der Verordnung. Zudem müsse das deutsche Durchführungsgesetz klare Zuständigkeiten schaffen und einen verhältnismäßigen Vollzug sicherstellen. Nur so könne der zeitliche Aufschub genutzt werden, um die aus Sicht der Branche bestehenden Konstruktionsmängel der Verordnung zu beheben.

Die EU-Methanverordnung ist seit 2024 in Kraft. Ab dem 1. Januar 2027 sollen Importeure für bestimmte Lieferverträge nachweisen, dass Produzenten außerhalb der Europäischen Union ihre Methanemissionen mindestens nach vergleichbaren Standards überwachen und dokumentieren wie Unternehmen innerhalb der EU. Die aktuellen Empfehlungen der Kommission ändern an diesen gesetzlichen Verpflichtungen zunächst nichts, sondern betreffen lediglich den Umgang der Mitgliedstaaten mit möglichen Verstößen. (sh)

„Der Energieversorger NEW hat Verbraucherinnen und Verbraucher dreist getäuscht, indem er fossiles Erdgas realitätsfern als ,Ökogas‘ beworben hat“, erklärte DUH-Bundesgeschäftsführer Jürgen Resch. Die Kompensation der Emissionen durch CO2-Zertifikate mache fossiles Erdgas nicht zu einem ökologischen Produkt. Insbesondere Waldschutzprojekte könnten den langfristigen Ausstoß von Kohlendioxid nicht dauerhaft ausgleichen.

Eine Bestätigung des Urteils durch das Landgericht Düsseldorf liegt aktuell noch nicht vor, ebenso wenig wie eine Stellungnahme der NEW. Auch ist offen, ob das Urteil bereits rechtskräftig ist oder Rechtsmittel eingelegt werden.

Der Rechtsstreit ist Teil einer seit 2024 laufenden Kampagne der DUH gegen die Vermarktung sogenannter klimaneutraler oder klimakompensierter Gastarife. Ausgangspunkt waren Recherchen des Netzwerks Correctiv. Sie zeigten, dass Energieversorger CO2-Gutschriften aus Minderungsprojekten nutzten, deren Wirkung nach Einschätzung der Rechercheure zweifelhaft oder nicht nachweisbar war. Die DUH ging zunächst gegen 15 Gasversorger zur Abgabe von Unterlassungserklärungen vor (wir berichteten). Einige Unternehmen änderten daraufhin ihre Produktbezeichnungen oder passten ihre Werbung an.

Einige Monate später weitete die DUH die Kampagne auf weitere Versorger aus (wie berichteten). Sie kritisiert dabei Werbeaussagen wie „klimaneutral“ oder „Ökogas“, wenn diese überwiegend auf Kompensationsmaßnahmen beruhen. Nach Auffassung der DUH würden Verbraucher dadurch über die tatsächlichen Klimaauswirkungen fossilen Erdgases in die Irre geführt. (sag)

Der Erlass gilt ab sofort, heißt es aus dem zuständigen Umweltministerium in Erfurt. Er ergänzt nach Angaben der Behörde, die auch für die Energiewirtschaft zuständig ist, die bereits bestehenden Maßnahmen zur Verfahrensbeschleunigung.

Betroffen sind Genehmigungen nach dem Immissionsschutz- und Energierecht, etwa für Fabriken, Heizkraftwerke, Abfallbehandlungsanlagen sowie Biogas- und Windenergieanlagen. Schafft eine Fachbehörde die Ein-Monats-Frist voraussichtlich nicht, sieht der Erlass abgestufte Unterstützungsmaßnahmen vor. 

So kann zunächst die übergeordnete Fachbehörde die Bearbeitung unterstützen. Reicht dies nicht aus, kann ein Projektmanager die Verfahrenskoordination übernehmen oder ein externer Sachverständiger hinzugezogen werden. In Ausnahmefällen soll die Genehmigungsbehörde die ausstehende Stellungnahme selbst erarbeiten können. Nach Angaben des Umweltministeriums soll damit verhindert werden, dass einzelne verspätete Stellungnahmen das gesamte Genehmigungsverfahren verzögern. 

Bei immissionsschutzrechtlichen Genehmigungen müssen zahlreiche Fachbehörden beteiligt werden – etwa Naturschutz-, Wasser-, Denkmalschutz- oder Gesundheitsbehörden. Verzögert sich die Stellungnahme einer dieser Stellen, kann sich das gesamte Genehmigungsverfahren verlängern. Der neue Erlass soll diese Verzögerungen durch organisatorische Unterstützung auffangen, ohne die gesetzlichen Prüfanforderungen zu verändern.

Umweltstaatssekretärin Karin Arndt begründete den Schritt mit der Bedeutung schneller Entscheidungen für Unternehmen und Investitionen. „Schnelle Genehmigungsverfahren sind für das Gelingen von wirtschaftlichem Wachstum und der Energiewende wichtig. Oft geht es auch um große Investitionen, bei denen möglichst schnell Klarheit geschaffen werden soll – bei gleichbleibend hohem Niveau für den Umweltschutz“, sagte sie. Das Ministerium betont, dass die fachliche Prüfung und die Anforderungen des Umweltschutzes unverändert bestehen bleiben.

Nach Angaben des Ministeriums baut der Erlass auf bereits eingeführten Instrumenten auf. Dazu gehören die frühzeitige Beteiligung der Öffentlichkeit sowie der seit Januar 2025 mögliche Einsatz von Projektmanagern, die Genehmigungsbehörden organisatorisch unterstützen. (sag)

Nach Ansicht der SPD wurde der 2022 zwischen dem damaligen Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck, der NRW-Wirtschaftsministerin Mona Neubaur (beide Grüne) und dem Energiekonzern RWE vereinbarte Kohleausstieg bis heute nicht transparent aufgearbeitet. Auch parlamentarische Nachfragen beantworte die Landesregierung nur unzureichend. Vogt kündigte an, dass die SPD auf Grundlage des Informationsfreiheitsgesetzes die Herausgabe aller entscheidungsrelevanten Unterlagen verlangen werde.

Zweifel am Kohleausstiegstermin auch bei Evonik

Selbst energieintensive Unternehmen wie Evonik bezweifelten inzwischen öffentlich, dass der Kohleausstieg 2030 realistisch sei, sagte Vogt. Der Chef des Chemiekonzerns Evonik, Christian Kullmann, hatte sich dafür ausgesprochen, den in NRW geplanten Kohleausstieg zu verschieben. Es gebe nicht genug Gaskraftwerke, um die Versorgung zu sichern, hatte er der Rheinischen Post gesagt.

Bis Mitte August muss der Bund entscheiden, ob NRW bis 2030 aus der Kohleverstromung aussteigen kann - oder ob die letzten drei Braunkohleblöcke im Rheinischen Revier für eine Übergangszeit bis Ende 2033 in eine Reserve überführt werden und damit verfügbar bleiben.

Plan zum Bau von Gaskraftwerken gebilligt

Der Bundestag hatte vor rund zwei Wochen den Plan zum Bau zahlreicher neuer Gaskraftwerke in den nächsten fünf Jahren gebilligt. Die neuen Anlagen sollen den Kohleausstieg und den Ausbau von Ökostrom flankieren und befürchtete Lücken in der Stromversorgung vermeiden. Noch in diesem Jahr sollen Ausschreibungen für insgesamt 11 Gigawatt neuer Kapazitäten beginnen, die spätestens Ende 2031 am Netz sein sollen. 

SPD und FDP in NRW kritisieren seit langem das Zustandekommen der Vereinbarung zum vorgezogenen Kohleausstieg in NRW. Sie werfen der Landesregierung „Geheimniskrämerei“ und einen „Hinterzimmer-Deal“ vor. Die SPD will nun herausfinden, welche Kosten auf die Steuerzahler bei einer möglichen Verschiebung des Kohleausstiegs zukommen. Vogt sagte, es müsse noch wesentlich mehr Unterlagen geben als die, die bisher vorgelegt wurden.

Die FDP hatte bereits mit Hilfe des Informationsfreiheitsgesetzes (IFG) den Mailverkehr zu dem im Oktober 2022 von Neubaur, Habeck und RWE-Chef Markus Krebber in Berlin verkündeten Ausstiegsplan erstritten. Die Herausgabe weiterer Unterlagen hatte die Landesregierung nach FDP-Angaben allerdings in großen Teilen abgelehnt. Dagegen klagte Landesparteichef Henning Höne 2024 vor dem Verwaltungsgericht Münster. Das Verfahren dauere an, die Landesregierung habe mehrfach Fristverlängerungen beantragt, teilte die FDP-Fraktion mit.

Laut RWE schreitet die Installation der Windkraftanlagen planmäßig voran. Parallel dazu erfolgen Tests und die Inbetriebnahme der einzelnen Anlagen schrittweise. Nordseecluster A soll Anfang 2027 vollständig ans Netz gehen und dann eine installierte Leistung von 660 MW haben.

Der Strom der insgesamt 44 Windenergieanlagen wird zunächst in zwei Offshore-Umspannwerken gesammelt und auf 155 kV für den Weitertransport hochtransformiert. Anschließend gelangt er über die Offshore-Konverterplattform des Übertragungsnetzbetreibers Tennet an Land, wo er in der Konverterstation Emden/Ost in das Höchstspannungsnetz eingespeist wird. Zwei Offshore-Umspannwerke seien erforderlich, da Nordseecluster A über zwei separate Netzanschlusspunkte verfüge, heißt es in einer Mitteilung von RWE.

Projekt A liegt im Plan

Sven Utermöhlen, CEO von RWE Offshore Wind, bezeichnete die erste Stromeinspeisung als planmäßigen Fortschritt des 1,6-GW-Projekts. An das erste Teilprojekt soll sich Nordseecluster B anschließen. Dadurch erhöht sich die Leistung nach Unternehmensangaben um weitere 900 MW. Die Produktion einzelner Komponenten habe bereits begonnen. Die Errichtung der Fundamente soll 2027 starten, die Installation der 60 Windkraftanlagen des Herstellers Vestas ist für 2028 vorgesehen. Eine Inbetriebnahme von Nordseecluster B plant RWE für Anfang 2029.

Laut RWE werden beide Ausbaustufen zusammen künftig rund 6,5 Milliarden kWh Strom pro Jahr erzeugen. RWE will den erzeugten Strom nach eigenen Angaben nutzen, um Industriekunden bei der Dekarbonisierung mit entsprechenden Energielösungen zu versorgen.

Das Nordseecluster ist ein Gemeinschaftsprojekt von RWE und Norges Bank Investment Management. RWE hält einen Anteil von 51 Prozent und verantwortet den Bau sowie den Betrieb der Offshore-Windparks über deren gesamten Lebenszyklus. Norges Bank Investment Management ist mit 49 Prozent an dem Projekt beteiligt. (sh)

Dies geht aus der Branchenanalyse „Wärmewende – Versorger im Wandel“ hervor. Die in Grünwald bei München ansässige Unternehmensberatung PSVDL Consulting befragte dafür seit Juli 2025 insgesamt 22 Energiegenossenschaften, Stadtwerke unterschiedlicher Größe und überregionale Versorger.

Bei der Dekarbonisierung sind demnach die Unternehmen weiter als beim räumlichen Ausbau. 46 Prozent haben ihre Transformationsplanung abgeschlossen, weitere 41 Prrozent bereiten sie vor oder arbeiten daran. Die Umsetzung erfolgt meist schrittweise, damit die Versorger ihre Pläne an neue Bedingungen anpassen können.
 

Nach Angaben von PSVDL betreiben rund zwei Drittel der befragten Unternehmen Netze mit Temperaturen von mehr als 90 Grad Celsius. Das erschwere vor allem die Einbindung von Wärmequellen mit niedrigerem Temperaturniveau sowie den wirtschaftlichen Einsatz von Großwärmepumpen. Derzeit nutzen 72 Prozent Erdgas als Brückentechnologie. Abwärme folgt mit 52 Prozent, Biomasse und Biogas mit jeweils 43 Prozent.

Künftig wollen viele Befragte vor allem Großwärmepumpen einsetzen, häufig mit Abwärme oder Umweltwärme. Dafür planen sie niedrigere Netztemperaturen, modernisierte Hausanschlussstationen und Großwärmespeicher. Auch grüner Wasserstoff spielt bei einem Teil der Unternehmen eine Rolle. Als „H2-ready“ ausgelegte Gasanlagen müssten für den Brennstoffwechsel jedoch oft noch aufwendig umgerüstet werden, schreibt PSVDL.

Fachkräfte bremsen stärker als Finanzierung

Fehlende Fachkräfte gelten unter den Befragten deutlich häufiger als Hemmnis als der Zugang zu Finanzmitteln. Bei Wärmenetzen bewerten 53 Prozent die Fachkräfteverfügbarkeit negativ, bei dezentralen Wärmelösungen 69 Prozent. Den Zugang zu Finanzmitteln bewerten bei Wärmenetzen 21 Prozent negativ, bei dezentralen Wärmelösungen 13 Prozent.

PSVDL nennt außerdem lange Genehmigungsverfahren und knappe Tiefbaukapazitäten. Ob sich neue Wärmenetze rechnen, hängt laut der Beratung stark von der Anschlussquote ab. Die Studienautoren halten deshalb ein Vorgehen ähnlich dem Glasfaserausbau für sinnvoll: Wohnungsunternehmen, Gewerbebetriebe oder öffentliche Einrichtungen sichern zunächst als Ankerkunden einen Teil des Wärmeabsatzes. Danach sprechen die Versorger weitere Abnehmer entlang der Trasse an. Kommunen können Bauarbeiten koordinieren oder selbst Wärme beziehen.

Bei dezentralen Wärmeangeboten erkennen die Studienautoren bislang wenig Dynamik. Wärmepumpen- und Quartierslösungen stehen im Vordergrund, Contracting ist das verbreitetste Vertriebsmodell. Serviceangebote, bei denen Kunden Wärme oder ein bestimmtes Temperaturniveau statt einer Anlage beziehen, spielen kaum eine Rolle. PSVDL führt die Zurückhaltung auf unsichere Vorgaben und die künftige Förderung zurück. Bei Kleinanlagen konkurrieren Versorger zudem mit spezialisierten überregionalen Anbietern.

Auch bei der Digitalisierung sehen die Befragten Nachholbedarf. 34 Prozent beurteilen den eigenen Stand positiv, 37 Prozent negativ. Je nach Geschäftsbereich erkennen 70 bis 85 Prozent noch mittleres bis sehr hohes Potenzial. Anlagenmonitoring und die digitale Verwaltung von Netz-, Anlagen- und Geodaten nutzen 89 Prozent der befragten Wärmenetzbetreiber bereits ganz oder teilweise. Eine aktive datenbasierte Steuerung ist weniger verbreitet.

Als geeignete Ansätze nennt PSVDL ein schrittweises Vorgehen, Kooperationen mit Kommunen und Dienstleistern sowie den Aufbau von Sensorik, Daten und digitalen Prozessen.

Die 43-seitige Branchenanalyse „Wärmewende - Versorger im Wandel“ ist über die Internetseite von PSVDL Consulting downloadbar. (ds)

Gemeinsam mit den parallel veranstalteten Fachmessen „eltefa“ und „hy-fcell“ positionieren die Veranstalter den Messeverbund als „Energy Hub“ für Strom, Wärme, Mobilität und Wasserstoff.

Die Volta-X versteht sich als Plattform für intelligente Energiesysteme und deren praktische Umsetzung. Im Mittelpunkt stehen Technologien und Dienstleistungen für Energiespeicher, Energiemanagement, Sektorenkopplung, Netzinfrastruktur, Ladeinfrastruktur, Quartierslösungen sowie die kommunale Energieversorgung. Ergänzt wird das Angebot durch Themen wie strombasierte Wärmelösungen, Industriespeicher sowie Systemtechnik für Wärme- und Kälteversorgung. 

Die Messe richtet sich unter anderem an Stadtwerke, Netzbetreiber, Industrie- und Gewerbeunternehmen, Kommunen, Projektentwickler sowie Planungs- und Gebäudetechnikunternehmen. Ziel sei es, den „Energy Hub zu einem Treffpunkt für konkrete Lösungen, neue Partnerschaften und sektorübergreifenden Austausch zu machen“, sagt Florian Schmitz, Direktor Messen und Events der Messe Stuttgart.

Direkt in der Messehalle wird an allen drei Veranstaltungstagen wieder das E&M-Forum stattfinden. Energie & Management ist auch 2027 Medienpartner der Volta-X und organisiert sowie moderiert – wie bereits in den vergangenen Jahren – das dreitägige Diskussionsprogramm.

Geplant sind Fachvorträge, Praxisberichte und Podiumsdiskussionen zu aktuellen Entwicklungen der Energiewirtschaft. Vertreter aus Unternehmen, Verbänden und Wissenschaft werden dabei wirtschaftliche und regulatorische Fragestellungen der Energieversorgung diskutieren.

Neben der Ausstellung bietet die Volta-X weitere Vorträge an. Im Kongresszentrum der Messe findet mit der „Volta-Xchange“ eine Fachkonferenz statt, die Themen wie Energiespeicher, Flexibilität, Sektorenkopplung, industrielle Energieversorgung und kommunale Energieprojekte vertieft.

Nach Angaben der Veranstalter bildet sie eine „Business-Plattform für Lösungsanbietende und Entscheidungsträger“, die den fachlichen Austausch vom kurzen Messeimpuls in der Halle bis zur vertiefenden Diskussion im Kongresszentrum ermöglichen soll.

 
Im Februar 2026 importierte Deutschland rund 3,4 Milliarden Kubikmeter Erdgas aus Norwegen. Im Oktober 2022 wurden hingegen über 4 Milliarden Kubikmeter importiert, dies entspricht dem höchsten Importvolumen seit Januar 2019. Im Jahr 2024 stammten rund 48 Prozent der deutschen Erdgasimporte aus dem nordeuropäischen Land. Damit war Norwegen noch vor den Niederlanden der größte Erdgasexporteur für den deutschen Markt. Die Angaben stammen von Eurostat.

Bei der kumulierten Leistung der Anträge handelt es sich um die Summe der Bezugsleistungen der geplanten Netzanschlussvorhaben, präzisieren die ÜNB. Dies sei beispielsweise im Falle einer Überbauung nicht zwingend identisch mit der Summe der beantragten Anschlusswirkleistungen an den Netzen. (sh)

Hintergrund der neuen Anschlussvereinbarung ist der unterschiedliche Betrieb von Batteriespeichern. Reine Grünstromspeicher an einem Wind- oder Solarpark werden ausschließlich mit dem dort erzeugten Strom geladen und verschieben dessen Einspeisung zeitlich. Graustromspeicher können dagegen zusätzlich Strom aus dem öffentlichen Netz aufnehmen. Dadurch entstehen weitere Lastfälle, die bei der Auslegung des Netzanschlusses berücksichtigt werden müssen.

Mit der neuen Vereinbarung ermöglicht Westnetz nun auch für solche Speicher einen gemeinsamen Netzanschluss mit einer Erneuerbare-Energien-Anlage. So könnten diese Graustromspeicher schneller als herkömmliche Graustromspeicher angeschlossen werden. Der Verteilnetzbetreiber knüpft damit an bereits eingeführte flexible Anschlussmodelle an.

Voraussetzung sind technische Vorgaben, die unter anderem die maximale Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt begrenzen und die Fahrweise des Speichers an die jeweilige Netzsituation anpassen. Dadurch sollen vorhandene Netzkapazitäten besser genutzt werden, ohne zusätzliche Engpässe zu verursachen. Demnach wird der Netzanschluss dauerhaft auf eine maximale Einspeiseleistung begrenzt. Die Summe der Einspeisung von Speicher und Erzeugungsanlage darf diesen Wert nicht überschreiten. Die Einhaltung soll ein Regler überwachen.

Anschlussanfragen über 116 GW bei Westnetz

Hinzu kommen Vorgaben für den Speicherbetrieb bei hoher Auslastung des Netzes. An Tagen mit einer hohen regionalen Wind- und Solarstromerzeugung wird die Einspeiseleistung des Batteriespeichers ab einem festgelegten Schwellenwert schrittweise reduziert. Grundlage hierfür sind Erzeugungsprognosen für Wind- und Photovoltaikanlagen in der jeweiligen Region. Nach Angaben von Westnetz sollen so regionale Netzengpässe vermieden und Redispatch-Maßnahmen verringert werden.

Innerhalb dieser technischen Rahmenbedingungen entscheiden die Anlagenbetreiber weiterhin selbst über die Fahrweise ihrer Anlagen. Sie legen unter anderem fest, wann Strom aus der Erzeugungsanlage eingespeist, wann Energie aus dem Batteriespeicher abgegeben und ob der Speicher mit lokal erzeugtem oder mit Netzstrom geladen wird.

Hintergrund der neuen Anschlussvereinbarung ist die stark gestiegene Nachfrage nach Netzanschlüssen für Batteriespeicher. Im Netzgebiet von Westnetz liegen nach Unternehmensangaben inzwischen Anschlussanfragen für Batteriespeicher mit einer Leistung von rund 116.000 MW vor. Dies entspricht fast dem Zehnfachen der im Jahr 2024 gemessenen Höchstlast des Netzes von rund 12.000 MW. Nach Angaben des Unternehmens wurden bereits Speicherprojekte mit einer Gesamtleistung positiv bewertet oder umgesetzt, die rechnerisch etwa der doppelten Spitzenlast Berlins entsprechen.

Rechtliche Grundlage für Co-Location-Ansätze sind die im vergangenen Jahr geschaffenen Möglichkeiten, Netzanschlüsse flexibler auszugestalten. Dabei muss die volle beantragte Anschlussleistung nicht dauerhaft bereitgestellt werden. Stattdessen wird standortbezogen ermittelt, welche Leistung unter Berücksichtigung der jeweiligen Betriebsweise der Anlagen tatsächlich zur Verfügung gestellt werden kann. Nach Darstellung von Westnetz sollen sich dadurch nicht nur bestehende Netzkapazitäten effizienter nutzen, sondern auch Netzausbaumaßnahmen teilweise vermeiden lassen. (fw)

Die Karte bündelt zentrale Kennzahlen zur Versorgungsqualität und zeigt, wie weit die einzelnen Verteilernetzbetreiber bei der Umsetzung der Energiewende und der Digitalisierung ihrer Netze sind. Nutzer können unter anderem nachvollziehen, wie lange ein Netzbetreiber durchschnittlich für die Herstellung eines Netzanschlusses benötigt, welche Bereiche des Netzbetriebs digitalisiert sind und wie viele Minuten Letztverbraucher im jeweiligen Netzgebiet durchschnittlich von Versorgungsunterbrechungen betroffen waren.

Nach Angaben der Behörde sollen die veröffentlichten Kennzahlen die Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit der Verteilernetze vergleichbar machen. Gleichzeitig will die Behörde die Entwicklung der Netzbetreiber für Unternehmen, Verbraucher und Regulierungsbehörden nachvollziehbarer darstellen.

„Mit der Karte zur Versorgungsqualität schaffen wir Transparenz über die Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit, also die Energiewendekompetenz und den Digitalisierungsgrad der Verteilernetzbetreiber. So setzen wir Anreize für Verbesserungen“, erklärte Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur.

Daten werden regelmäßig aktualisiert

Laut der Behörde basiert die Deutschlandkarte auf Kennzahlen, die im Rahmen der Qualitätsregulierung für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen erhoben werden. Derzeit enthält sie Daten für das Berichtsjahr 2024. Die Bundesnetzagentur will die Kennzahlen jährlich aktualisieren und die Karte schrittweise um weitere Informationen ergänzen, um so Fortschritte bei der Modernisierung der Verteilernetze sichtbar zu machen.

Die Kennzahlen sollen insbesondere aufzeigen, wie Netzbetreiber den Ausbau der Stromnetze vorantreiben und digitale Prozesse im Netzbetrieb einsetzen. Nach Angaben der Bundesnetzagentur soll die höhere Transparenz zugleich einen Anreiz schaffen, die Leistungsfähigkeit der Verteilernetze weiter zu verbessern.

Die interaktive Karte zur Versorgungsqualität im Verteilnetz steht im Internet bereit. (sh)

Nach Angaben des Verbands soll der Standard einen verlässlichen Datenaustausch als Grundlage für die Steuerung im Niederspannungsnetz schaffen. Ziel sei es, die Schnittstelle marktweit einzusetzen. Unternehmen seien eingeladen, die Weiterentwicklung aktiv zu begleiten. Um auf das Know-how und die Arbeitsergebnisse der Edna-Projektgruppe §14a zugreifen zu können, sei allerdings eine Mitgliedschaft im Verband erforderlich, erklärte Projektgruppenleiter Frank Technow von IVU Informationssysteme.

An der Entwicklung waren nach Verbandsangaben zahlreiche Softwareanbieter beteiligt, darunter ERP-Hersteller und Dienstleister wie IVU Informationssysteme, Kraftwerk Software, Schleupen, SIV und Wilken sowie Anbieter von Niederspannungsleitsystemen wie Envelio, Kisters, Venios, Vivavis und Zertificon. Die Schnittstelle basiert auf einer REST-API und ist damit auch für große Datenmengen ausgelegt.

Eine standardisierte Schnittstelle gilt als wichtiger Baustein für die Umsetzung der Vorgaben nach § 14a EnWG. Sie soll den Datenaustausch zwischen Netzbetrieb und kaufmännischen Systemen vereinheitlichen, den Integrationsaufwand verringern und die Interoperabilität zwischen Lösungen verschiedener Hersteller verbessern. Gerade mit Blick auf den zunehmenden Einsatz von Niederspannungsleitsystemen hatten zahlreiche Unternehmen auf der E-world 2026 die Bedeutung offener, herstellerübergreifender Standards hervorgehoben. (fw)

Nordic Ren-Gas wurde 2021 im südfinnischen Espoo nahe Helsinki gegründet. Das Unternehmen entwickelt nach eigenen Angaben ein dezentrales Netz von Power-to-Gas-Anlagen. Die Projekte sollen erneuerbaren Strom zunächst in Wasserstoff umwandeln. Zusammen mit abgeschiedenem CO2 aus biogenen Quellen, etwa aus der Verbrennung von Biomasse, entsteht daraus synthetisches Methan. Dieses E-Methan soll vor allem für den Schwerlastverkehr, die Schifffahrt und andere schwer zu elektrifizierende Anwendungen bereitgestellt werden. Die bei der Produktion anfallende Wärme soll in örtliche Fernwärmenetze fließen.

Anfallende Wärme soll ins Fernwärmenetz eingespeist werden

Mit der Vereinbarung wird Sunfire, wie es weiter heißt, zum bevorzugten Technologiepartner für das gesamte Projektportfolio von Nordic Ren-Gas. Die Finnen setzen dabei auf die Druck-Alkali-Elektrolyse des Dresdner Herstellers. Nordic Ren-Gas verweist insbesondere auf das von Sunfire vorgestellte System „HyLink Alkaline 23“, ein Elektrolysesystem mit einer Leistung von 50 MW für große Wasserstoffprojekte.

Grundlage der vertieften Kooperation ist das geplante E-Methan-Werk von Nordic Ren-Gas in Tampere, rund 180 Kilometer nördlich von Helsinki. Bereits im November 2024 beauftragte Nordic Ren-Gas Sunfire mit dem Elektrolyseur für das Werk. Der damalige Auftrag umfasst fünf Druck-Alkali-Module mit jeweils 10 MW und damit insgesamt 50 MW. Neben Entwicklung und Fertigung gehören auch Tests und die Lieferung der Module zum Auftrag. Zudem soll der Hersteller die Montage und Inbetriebnahme begleiten und die Leistungsfähigkeit der Anlage prüfen. Der Elektrolyseur erzeugt den Wasserstoff, den Nordic Ren-Gas anschließend zusammen mit abgeschiedenem CO₂ zu E-Methan verarbeitet.

Tampere ist damit das bislang öffentlich bekannte gemeinsame Projekt der beiden Unternehmen. Die ebenfalls in der aktuellen Mitteilung genannte Anlage in Harjavalta gehört nicht zur Zusammenarbeit mit Nordic Ren-Gas. Dort lieferte Sunfire einen Druck-Alkali-Elektrolyseur mit 20 MW an den finnischen Wasserstoffproduzenten P2X Solutions. Die Anlage nahm 2025 den kommerziellen Betrieb auf.

Nordic Ren-Gas hat auch die Vermarktung der geplanten Produktion in Tampere vorangetrieben. Anfang Juli dieses Jahres vereinbarte Nordic Ren-Gas mit der Schweizer Avanca Energy AG und deren Tochtergesellschaften eine langfristige Abnahme von erneuerbarem E-Methan. Avanca bündelt das Geschäft mit erneuerbaren Kraftstoffen, während die im niedersächsischen Steinfeld ansässige Alternoil ein LNG-Tankstellennetz für den Schwerlastverkehr betreibt. Das Vertragsvolumen beläuft sich laut Nordic Ren-Gas über die gesamte Laufzeit auf rund eine Milliarde Euro. Alternoil will den Kraftstoff über bestehende Gasinfrastruktur und sein Tankstellennetz an Unternehmen im europäischen Schwerlastverkehr vermarkten.

Sunfire baut Fertigung in Deutschland aus

Sunfire ist Hersteller industrieller Elektrolyseure. Das Unternehmen mit Hauptsitz in Dresden entwickelt sowohl Druck-Alkali-Elektrolyseure als auch Festoxid-Elektrolyseure, die Wasserdampf bei hohen Temperaturen spalten. Sunfire beschäftigt nach eigenen Angaben über 700 Menschen und unterhält Produktionsstandorte in Dresden, Solingen und Magdeburg.

Für den Aufbau einer industriellen Serienfertigung erhielt das Untenrehmen 2023 einen Förderbescheid über rund 162 Millionen Euro von Bund und Land. Das Vorhaben „Sunfire 1500+“ ist Teil eines wichtigen Vorhabens von gemeinsamem europäischem Interesse, eines sogenannten Important Project of Common European Interest (IPCEI). Sunfire soll damit die Produktion seiner beiden Elektrolysetechnologien in Deutschland ausbauen. 

Zu den größeren deutschen Projekten von Sunfire zählt ein Druck-Alkali-Elektrolyseur mit 100 MW für RWE am Standort Lingen. Die Anlage soll Ende 2027 in Betrieb gehen und bis zu zwei Tonnen Wasserstoff pro Stunde erzeugen. Für den Energiepark Bad Lauchstädt in Sachsen-Anhalt liefert Sunfire zudem einen Elektrolyseur mit 30 MW. Dieser soll die regionale Chemieindustrie mit erneuerbarem Wasserstoff versorgen. (ds)

Den größten Teil der Stäwog-Gebäude will der Versorger aus Bremen, der früher als Stadtwerke Bremen firmierte und heute eine Tochtergesellschaft von EWE ist, künftig über das Fernwärmenetz versorgen. Die Partner wollen dabei nicht nach einem einheitlichen Schema vorgehen, sondern die Lösung an Lage, Gebäudestruktur und Wirtschaftlichkeit anpassen. Für Häuser, bei denen sich ein Fernwärmeanschluss nicht rechnet, sollen dezentrale Versorgungskonzepte entstehen. 

SWB und Stäwog wollen den Ausbau der Fernwärme mit der Modernisierung des Wohnungsbestands abstimmen. Dies betrifft sowohl bestehende Wohngebiete als auch die Entwicklung neuer Quartiere. Besonders in dicht bebauten Bestandsquartieren sehen die beiden Unternehmen die leitungsgebundene Wärmeversorgung als wichtigen Baustein für die Umstellung auf klimaverträglichere Heizsysteme.

Modell für Kooperationen mit weiteren Wohnungsunternehmen

SWB-Vorstand Gunnar Geise bezeichnete die langfristige Planung als Voraussetzung für den weiteren Ausbau des Fernwärmenetzes. Die Kooperation knüpfe an eine bereits bestehende Zusammenarbeit mit der Wohnungsgesellschaft an. Stäwog-Geschäftsführer Sieghard Lückehe erklärte, die Gesellschaft wolle ihren Bestand schrittweise auf eine CO2-freie Wärmeversorgung ausrichten. Der Vertrag solle dafür eine verlässliche Grundlage schaffen.

Von dem Ausbau könnten nach Einschätzung der Stäwog auch andere Hauseigentümer in Bremerhaven profitieren, wenn in ihrer Nähe neue Fernwärmeleitungen entstehen. Ob und in welchem Umfang zusätzliche Gebäude angeschlossen werden können, hängt allerdings von der konkreten Netzplanung ab.

Die SWB sieht den Rahmenvertrag zugleich als mögliches Modell für weitere Kooperationen mit Wohnungsunternehmen in Bremen und Bremerhaven. Konkrete Gespräche oder weitere Partner nennt das Unternehmen nicht. Für die Umsetzung der jetzt vereinbarten Zusammenarbeit müssen beide Seiten noch gebäudescharfe Konzepte, Zeitpläne und technische Lösungen festlegen. (ds)

Die Gesellschaft erhält ihren Sitz in Wuppertal und soll zugleich Betriebsstätten in allen drei Kommunen unterhalten. Ziel ist es, Projekte zur Entwicklung, Finanzierung, Errichtung und zum Betrieb von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien gemeinsam umzusetzen. Im Mittelpunkt stehen nach Angaben der beteiligten Unternehmen zunächst Photovoltaik- und Batteriespeicherprojekte. Darüber hinaus sollen gemeinsame Produkte und Energiedienstleistungen für private Haushalte entwickelt werden.

Mit der Kooperation wollen die Stadtwerke technisches Know-how, personelle Ressourcen und Finanzierungsmöglichkeiten zusammenführen. Dadurch sollen Projekte wirtschaftlicher umgesetzt, Skaleneffekte genutzt und Risiken auf mehrere Partner verteilt werden. Zugleich soll die Zusammenarbeit die regionale Wertschöpfung stärken und die Klimaschutzziele der drei Kommunen unterstützen.

Die Gründung knüpft an eine bereits intensivierte Zusammenarbeit der Oberbürgermeister von Solingen, Wuppertal und Remscheid an. Nun werde diese Zusammenarbeit auf die kommunalen Energieversorger ausgeweitet. Die Geschäftsführer der drei Stadtwerke erklärten, die interkommunale Kooperation schaffe eine verlässliche Grundlage für weitere gemeinsame Projekte. Organisatorisch ist eine rollierende Vorsitzregelung in der Gesellschafterversammlung vorgesehen. Die Geschäftsführung soll langfristig extern besetzt werden. Bis dahin übernimmt Christoph Nath, Geschäftsführer der Stadtwerke Remscheid, diese Aufgabe kommissarisch. (fw)

Strom: Durch die Bank fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch präsentiert. Der Day-ahead gewann im Base 17,25 auf 118,00 Euro je Megawattstunde und im Peak 24,00 auf 78,50 Euro je Megawattstunde.
Für Donnerstag erwarten die Meteorologen einen Rückgang bei der Einspeiseleistung der Erneuerbaren von 36,7 auf 32,9 Gigawatt. Ein noch deutlicheres Minus wird für den Freitag erwartet, wo nur noch 24 Gigawatt an Wind- und Solar-Einspeiseleistung anfallen dürften. An den darauf folgenden Tagen erwarten die Meteorologen relativ konstante Werte auf dem Niveau vom Freitag.
Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr bis zum Mittwochnachmittag um 3,88 auf 109,80 Euro je Megawattstunde hinzu.

CO2: Mit einem deutlichen Plus hat der CO2-Markt am Berichtstag notiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 1,18 auf 84,38 Euro je Tonne hinzu. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 16,3 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 85,29 Euro, das Tief bei 83,09 Euro.
Nach Einschätzung der Analysten der Commerzbank dürfte es für den europäischen CO2-Preis durch die geplante Reform des EU-ETS kurz- und mittelfristig kaum Preisdruck nach unten geben. Längerfristig dürfte durch das größer als bisher geplante Angebot der Aufwärtsdruck aber etwas abgebremst werden, denn der Markt verknappe sich langsamer als gedacht.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Mittwoch kräftig zugelegt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verteuerte sich um 3,30 auf 62,65 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 3,325 auf 63,160 Euro je Megawattstunde nach oben.
Ausschlaggebend für die Preissteigerung war die weitere Eskalation des Konflikts zwischen den USA und dem Iran.
Der anhaltende Konflikt beeinträchtigt den Tankerverkehr durch die Straße von Hormus und schränkt die LNG-Exporte aus der Golfregion ein. Dadurch wachsen die Sorgen über eine Verknappung des globalen Erdgasangebots.
Europa befindet sich derzeit mitten in der Befüllung seiner Gasspeicher für die kommende Heizperiode. Sollten aus der Golfregion weniger LNG-Lieferungen verfügbar sein, dürfte sich der Wettbewerb mit asiatischen Abnehmern um freie LNG-Ladungen verschärfen und die Beschaffungskosten für Europa weiter erhöhen.
Der Füllstand der europäischen Gasspeicher liegt derzeit bei weniger als 54 Prozent. Im Vorjahr waren es zum gleichen Zeitpunkt 64 Prozent. Für die Befüllung der Speicher im Herbst könnten europäische Abnehmer nach Einschätzung der Analysten von ICIS rund 54 Euro je Megawattstunde zahlen müssen. Sollte der Winter früher und kälter beginnen als erwartet, könnten die Preise auf bis zu 60 Euro je Megawattstunde steigen.
Das Analysehaus geht davon aus, dass dauerhaft hohe Gaspreise von rund 60 Euro je Megawattstunde staatliche Eingriffe erforderlich machen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Die Modellrechnungen von ICIS gehen allerdings weiterhin davon aus, dass die europäischen Gasspeicher ihre Zielvorgaben bis Ende November erreichen können. (map)