In dem 71 Seiten langen Papier regelt die Regierung den Wechsel vom Windhundprinzip („first come, first served“) zum Reifegradverfahren („first ready, first served“). Sie legt darin fest, wie neue Anschlüsse systemdienlich ausgelegt werden. „Der vorliegende Gesetzentwurf verbindet die Themen Synchronisierung, Netzanschluss und Systemverantwortung zu einem sinnvollen Ganzen“, so Reiche am 29. Juli in Berlin. 

Das Stromnetzpaket soll den Weg für die Priorisierung von Netzanschlüssen ebnen. „Hierzu haben wir einen Rahmen vorgelegt, der durch die Netzbetreiber und im Anschluss auch durch die Bundesnetzagentur ausgeführt werden muss“, sagte die Ministerin. Das Spektrum reicht dabei von gesetzlicher Netzdienlichkeit bis hin zu raumplanerischen Gebietsausweisungen. Damit allein sei es nicht getan. „Wir müssen die Verfahren insgesamt neu aufstellen“, betonte Reiche. Dazu gehörten „Prozessverbesserungen, die wir auch von den Netzbetreibern einfordern“.

Regionales Steuerungsinstrument

Um den Zubau von Erneuerbarer-Energie-Anlagen mit dem Netzausbau zu harmonisieren, will die Regierung ein regionales Steuerungsinstrument einführen. Ziel sei es, den „Ausbau der erneuerbaren Energien dahin zu steuern, wo das Netz heute schon Platz hat.“ Und wenn Anlagenbetreiber in einem Netzgebiet investieren wollen und somit sehenden Auges in eine Abregelung laufen, sollen sie vorübergehend für einen bestimmten Anteil keine Förderung mehr erhalten. 

Gleichzeitig will Reiche die Netzbetreiber dazu verpflichten, in Engpässen das Netz deutlich schneller auszubauen als bisher. Der Gesetzentwurf enthalte „viele Maßgaben für die Netzbetreiber, das Netz zu ertüchtigen und auszubauen“. Dazu zählen die geplante Befristung auf sechs Jahre – maximale Dauer der Ausweisung als kapazitätslimitiertes Netzgebiet – oder auch die Begrenzung des finanziellen Risikos auf maximal 20 Prozent des Jahresstromertrags beziehungsweise 18 Prozent in Windvorranggebieten.

Was Systemdienlichkeit für neue EE-Anlagen bedeutet, beschrieb Reiche am Beispiel von Freiflächen-PV. Der Anschluss von Freiflächen-PV werde auf 70 Prozent der Kapazität begrenzt, „um Netzausbau zu sparen respektive den Netzausbau auf jenes Maß zu begrenzen, das wir brauchen, um die Energiewende erfolgreich aufzustellen“.

Vorhandene Netzkapazitäten sollen künftig an typischen Einspeiseprofilen und nicht an vereinzelten Einspeisespitzen bemessen werden. „Das spart Netzausbau“, heißt es aus dem Ministerium.

Das Netzanschlusspaket steht beim BMWE als Download bereit: Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens. (mf)

„Die Bundesregierung hat lange gerungen, jetzt liegen mit dem Netzanschlusspaket und der EEG-Novelle die Gesetzentwürfe für zwei zentrale Energiereformen auf dem Tisch“, kommentiert Kerstin Andreae in einer Mitteilung. Die Vorsitzende der Hauptgeschäftsführung des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sieht in den Entwürfen einen wichtigen Schritt für die erneuerbaren Energien und ein modernes Netzanschlussregime.

Der BDEW unterstütze Regelungen, die den Ausbau der erneuerbaren Energien und des Stromnetzes besser aufeinander abstimmen und mehr Systemeffizienz erreichen. Und es sei richtig, dass Netzengpässe bei der Standortwahl berücksichtigt werden müssten. „Allerdings muss gleichermaßen sorgsam geprüft sein, dass der weitere Ausbau der erneuerbaren Energien wirtschaftlich bleibt und nicht durch überlagernde Effekte anderer Maßnahmen wie die beschlossene allgemeine Leistungsbeschränkung eingeschränkt wird. Diese Prüfung steht aus“, betont die BDEW-Chefin. 

Der BDEW fordert, dass die vom Kabinett beschlossenen Detailregelungen zu kapazitätslimitierten Netzgebieten und entschädigungslosen Anteilen bei der Abregelung so schnell wie möglich gemeinsam mit der Branche auf ihre Folgewirkungen geprüft werden. „Für das parlamentarische Verfahren braucht es Transparenz über die zugrundeliegenden Annahmen, belastbare Daten und eine fundierte Folgenabschätzung“, mahnt Andreae. 

VKU fordert bessere Übergangsregelungen

Auch der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) begrüßt, dass die Bundesregierung sich bei diesen Gesetzesvorhaben geeinigt hat. „Die Gesetzentwürfe stellen eine gute Arbeitsgrundlage dar. Insgesamt ist es gelungen, den Ausbau der erneuerbaren Energien, einen systemdienlichen Netzausbau und Kosteneffizienz miteinander in ein gutes Gleichgewicht zu bringen“, kommentiert Kai Lobo, stellvertretender VKU-Hauptgeschäftsführer.

Eine Anpassung im EEG-Entwurf fordert der VKU bei den Differenzverträgen: Für ein vernünftiges Aufwand-Nutzen-Verhältnis sollte sich der Gesetzgeber am Schwellenwert der EU orientieren und erst Anlagen ab 200 kW installierter Leistung – nicht schon ab 100 kW – in den Refinanzierungsbeitrag einbeziehen, heißt es. 

Agora: Energiewende wird verteuert

Zur Vermeidung „ungerechtfertigter Komplexität“ sollten die Übergangsregelungen beim Abbau der Dach-PV-Förderung für alle Anlagen unter 100 kW darüber hinaus einheitlich mit einem Stichtag statt stufenweise geregelt werden.

Nachbesserungsbedarf sieht der VKU auch beim Netzanschlusspaket. „Eine Begrenzung der unvergüteten Redispatch-Mengen in Netzengpassgebieten sehen wir nach wie vor als richtig an. Allerdings ist die Schwelle von 18 Prozent für Windenergieanlagen in Windvorranggebieten aus unserer Sicht deutlich zu hoch angesetzt“, so Lobo.

Auf Schwachpunkte weist auch Agora Energiewende hin. „Die vorgeschlagene EEG-Reform und das Netzpaket würden die Investitionsbedingungen für erneuerbare Energien verschlechtern und damit die Energiewende verteuern“, schreibt die Organisation. Zudem vergebe die Regierung „die Chance, Kosten durch eine bessere Marktintegration von Erneuerbaren zu sparen“, und lasse zentrale Probleme beim Netzausbau ungelöst. Den Redispatch-Vorbehalt gelte es, „zu einem echten Hotspot-Instrument zu machen“. Dafür müsse es sich auf Engpassgebiete mit einer Abregelungsquote von mindestens zehn Prozent beschränken. 

BSW-Solar: „Mogelpackung“

Scharfe Kritik kommt vom Biogasrat. Der Gesetzentwurf zur Novellierung des EEG blockiere die erfolgreiche Weiterentwicklung erneuerbarer Systemdienstleister wie Biomethan und Biogas in Deutschland, schreibt die Geschäftsführerin der Organisation, Janet Hochi. „Die im Entwurf vorgebrachten Begründungen zur Streichung der Ausschreibungen für Biomethananlagen sind irreführend und sachlich nicht begründet“, heißt es. 

Unmut regt sich auch in der PV-Wirtschaft. „Die vorgesehenen Einschnitte gefährden Investitionen in Milliardenhöhe und setzen Zehntausende Arbeitsplätze entlang der solaren Wertschöpfungskette aufs Spiel“, wird Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des Bundesverbandes Solarwirtschaft (BSW-Solar), in einer Mitteilung zitiert. Verärgert zeigt man sich beim BSW-Solar über die Neuregelung für kleine PV-Anlagen. „Die vorgesehene dreijährige Übergangszahlung sei eine Mogelpackung“ und könne einen Wegfall der bislang über 20 Jahre gewährten festen Einspeisevergütung nicht ansatzweise ersetzen.“ (mf)

Nach Angaben des CDI gewinnen belastbare Emissionsdaten für Unternehmen an Bedeutung. Kunden, Investoren und Geschäftspartner erwarten eine transparente Klimaberichterstattung. Gleichzeitig erschweren unterschiedliche Bilanzierungsansätze, Systemgrenzen und Datenqualitäten den Vergleich von Treibhausgasbilanzen. Der Leitfaden soll Unternehmen dabei unterstützen, ihre Emissionsdaten einheitlicher darzustellen, ohne den Aufwand für die Bilanzierung zu erhöhen. 

​Sieben Fragen für die Klimaberichterstattung

Kern des Leitfadens sind sieben Prüffragen, mit denen Unternehmen ihre Treibhausgasbilanz bewerten können. Sie betreffen die Auffindbarkeit der Daten, deren Vollständigkeit, Transparenz, Verständlichkeit, Konsistenz, Genauigkeit und Nachprüfbarkeit. Zu jedem Themenfeld enthält der Leitfaden Tipps sowie Maßnahmen, die sich kurz-, mittel- und langfristig umsetzen lassen.

Die Empfehlungen sind nach Angaben des CDI so ausgelegt, dass sie sich in bestehende Unternehmensabläufe integrieren lassen und unabhängig vom verwendeten Berichtsstandard anwendbar sind. Vor allem kleine und mittlere Unternehmen sollen damit ihre Klimaberichterstattung schrittweise weiterentwickeln können.

Grundlage der Publikation bilden Ergebnisse des CDI Summer Summits 2025. Dort analysierten Fachleute aus Industrie und Forschung Treibhausgasbilanzen sowie Nachhaltigkeitsberichte und diskutierten Anforderungen an eine nachvollziehbare Berichterstattung. Aus den Fallbeispielen leiteten die Beteiligten Qualitätskriterien und Handlungsempfehlungen ab.

Der Leitfaden „Treibhausgasbilanzen in der Praxis – Schritt für Schritt zum transparenten Klimamanagement“ steht auf der Internetseite des CDI zum Download bereit. (hr)

Die Bundesregierung will mit den Verbünden Wissenschaft und Industrie enger zusammenbringen. Die beiden weiteren Hauptstandorte liegen in Biblis in Südhessen und in Garching bei München. Auch Einrichtungen in Mecklenburg-Vorpommern, Schleswig-Holstein und Hamburg beteiligen sich an dem Vorhaben.

Die Bundesregierung fördert dabei zwei technische Ansätze. Bei der Magnetfusion schließen starke Magnetfelder ein mehr als 100 Millionen Grad Celsius heißes Plasma ein. Bei der Laserfusion verdichten energiereiche Laserpulse den Brennstoff für kurze Zeit. Welcher Ansatz sich für kommerzielle Kraftwerke durchsetzt, ist bislang offen.

Arbeitsteilung zwischen den Standorten

Garching konzentriert sich vor allem auf die Magnetfusion, Biblis auf die laserbasierte Fusion. Das KIT bearbeitet dagegen Aufgaben, die für beide Verfahren erforderlich sind. Dazu gehören der Umgang mit dem Fusionsbrennstoff Tritium, die Entwicklung widerstandsfähiger Werkstoffe und die Einbindung der einzelnen Systeme in eine Kraftwerksanlage.

Tritium ist ein radioaktives Wasserstoffisotop und steht nicht in ausreichender Menge natürlich zur Verfügung. Forschende am KIT entwickeln daher sogenannte Brutblankets. Diese Bauteile umgeben das Plasma und sollen mithilfe der bei der Fusion entstehenden Neutronen neues Tritium erzeugen. Zugleich arbeitet das Institut an Verfahren, um den Brennstoff zu gewinnen, aufzubereiten und wieder in den Prozess einzuspeisen.

Ein weiteres Arbeitsfeld sind Materialien für besonders belastete Reaktorbereiche. Sie müssen hohen Temperaturen und starken Neutronenflüssen über lange Zeit standhalten. Hinzu kommen Hochfrequenzsysteme zur Plasmaheizung sowie Komponenten für einen möglichst kontinuierlichen Anlagenbetrieb.

Nach Angaben des KIT beteiligen sich mehr als 30 Partner an dem Karlsruher Verbund. Dazu zählen Universitäten, außeruniversitäre Forschungseinrichtungen und Unternehmen aus der Magnet- und Laserfusion. Der Hub in Karlsruhe soll wissenschaftliche Ergebnisse schneller in industrielle Anwendungen überführen. Zugleich wollen die Beteiligten Grundlagen für eine Lieferkette schaffen, die später Komponenten und Systeme für Fusionskraftwerke bereitstellen könnte.

Bund setzt Ziel für die 2040er-Jahre

Für die erste Förderrunde stellt das BMFTR insgesamt 125 Millionen Euro für die drei Hubs bereit. Nach Angaben des Ministeriums sollen die Bundesländer und private Investoren zusätzliche Mittel beisteuern. Wie viel Geld auf den Karlsruher Hub entfällt und wie lange die Förderung läuft, ist bislang nicht bekannt.

Nach dem Willen der Bundesregierung soll in den 2040er-Jahren das weltweit erste kommerzielle Fusionskraftwerk in Deutschland den Betrieb aufnehmen (wir berichteten). Bundesforschungsministerin Dorothee Bär (CSU) sieht in der Technologie eine Möglichkeit, künftig große Energiemengen bereitzustellen. Bis eine solche Anlage Strom ins Netz einspeisen kann, müssen Forschung und Industrie jedoch noch erhebliche wissenschaftliche, technische und wirtschaftliche Herausforderungen bewältigen. (ds)

Der Energiepark Bad Lauchstädt in Sachsen-Anhalt dient dem Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) als sogenanntes Reallabor. Windstrom aus einem benachbarten Windpark soll hier direkt für die Erzeugung von grünem Wasserstoff genutzt werden. Noch im Jahr 2026 soll die 30-MW-Elektrolyseanlage den ersten Wasserstoff erzeugen, der langfristig in einer Salzkaverne gespeichert und anschließend über eine Pipeline in das Wasserstoffnetz der mitteldeutschen Industrie eingespeist werden soll. 

Entscheidend dafür ist die Gasaufbereitungsanlage. Denn abseits von Laborborbedingungen sind beim Transport in ehemaligen Gasleitungen oder bei der Einspeicherung in Salzkavernen Verschmutzungen durch Feuchtigkeit, Salzlösungen oder schwefelhaltige Verbindungen aus Ablagerungen zu erwarten. Für die Anwendung in der Industrie oder in Mobilitätslösungen ist aber ein möglichst hoher Reinheitsgrad das Wasserstoffs entscheidend. 

Die nun geprüfte Versuchsanlage des DBI – Gastechnologisches Institut gGmbH Freiberg erprobt eben diese Reinigung von Wasserstoff nach Transport und Speicherung. Dafür wird hochreiner Wasserstoff gezielt mit Verunreinigungen versetzt und anschließend mit verschiedenen Verfahren wie Adsorption, Absorption und Molekularsieben gereinigt. Nach Angaben des Betreibers lässt sich dabei ein Reinheitsgrad von bis zu 99,97 Prozent erreichen. Die Erkenntnisse sollen in die Auslegung künftiger dezentraler Gasaufbereitungsanlagen einfließen. 

Die Sachverständigen des TÜV Thüringen unterzogen dafür die wasserstoffführenden Anlagenteile einer Dichtheitsprüfung mit Prüfdrucken von bis zu 35 bar. Mithilfe spezieller Wasserstoff-Spürgeräte wurden Undichtigkeiten an Dichtelementen identifiziert und im Rahmen der Inspektion beseitigt. Aufgrund seiner geringen Molekülgröße kann Wasserstoff leichter durch Dichtungen und Werkstoffe dringen als Erdgas. (kmt)

Die Überzeichnungsquote steigerte sich laut den EEX-Zahlen gegenüber der Vorwoche weiter vom Faktor 22 auf den Faktor 24. Wegen der 65-Euro-Regel, die bei einer Überzeichnung der ursprünglichen Menge beim Höchstpreis greift, wurden erneut doppelt so viele nEZ verkauft, wie ursprünglich angesetzt, nämlich 21,3 Millionen. An der Auktion nahmen 110 Bieter teil.Das sind zwei mehr als in der Vorwoche. Der leicht steigende Trend setzte sich damit ebenfalls fort. Niemand ging ganz leer aus, aber die Bieter haben im Schnitt nur 4,1 Prozent ihrer gebotenen Menge erhalten. Am 22. Juli waren es noch 4,8 Prozent gewesen − auch dieser Prozentsatz verringert sich von Runde zu Runde.

Der Klima- und Transformationsfonds (KTF) des Bundes nahm wie in den anderen drei Auktionen 1,387 Milliarden Euro ein, der monetäre Unterschied zur dritten Auktion betrug 715 Euro − auch dies im Rahmen der bisherigen Auktionen.

Durch die ständige Verdoppelung der Zuschlagsmenge aufgrund der hohen Nachfrage dürften die insgesamt zu versteigernden 192 Millionen Tonnen CO2 für dieses Jahr schon früher weg sein, als im bisherigen Auktionskalender bis Oktober vorgesehen. Nur noch 85 Millionen nEZ sind übrig. Geht man davon aus, dass die nächsten Wochen weiter jeweils die verdoppelten 21,3 Millionen nEZ versteigert werden müssen, dann wäre schon im September Schluss mit den 2026er-Auktionen.

Zwei After Sales mit Aufschlag, aber Festpreis

Wer im vierten Quartal noch nEZ für seinen Kraft- oder Brennstoffabsatz im laufenden Jahr benötigt, kann im November an einem Nachverkauf an der EEX teilnehmen. Dann gibt es aber erstens einen Einheitspreis von 68 Euro pro Tonne. Und zweitens gibt es dann keine Knappheit: Es werden unbegrenzt nEZ ausgegeben. Nächstes Jahr lassen sich nEZ für dieses Jahr für 73 Euro pro Tonne nachkaufen.

Ebenfalls nächstes Jahr findet für den Ausstoß des Jahres 2027 an der EEX die gleiche Auktionsreihe nochmal statt, bevor 2028 das nur noch marktbasierte europäische Emissionshandelssystem für Brenn- und Kraftstoffe (EU-ETS2) beginnt. Es sei denn, das EU-ETS2 wird nochmal verschoben.

Deutschland hatte sein ETS2, das Ende 2026 ausgelaufen wäre, nach der unionsweiten Verschiebung bis Ende 2027 verlängert. Nationale CO2-Preise im Verkehrs- und Gebäudesektor gibt es nur in einigen wenigen EU-Staaten.

In der Brennstoffemissionshandelsverordnung (BEHV) steht drin, dass der CO2-Ausstoß im Verkehr und in der Gebäudeheizung bundesweit jährlich sinken soll, von 301 Millionen Tonnen (2021) über 255 Millionen Tonnen (2026) bis auf 180 Millionen Tonnen (2030). (geo)

Von der geplanten Gesetzesänderung wären ausschließlich neue Vorhaben betroffen. Dazu zählen unter anderem die Projekte DC42 (SuedWestLink), DC42plus sowie AlpLink in Richtung Schweiz. Bereits genehmigte oder im Bau befindliche Leitungen sollen unverändert als Erdkabel umgesetzt werden.

Übertragungsnetzbetreiber unterstützen Freileitungen

Die Übertragungsnetzbetreiber bewerten den Gesetzentwurf überwiegend positiv. Nach Angaben von 50 Hertz, Tennet Deutschland und Transnet BW lassen sich Freileitungen günstiger errichten und schneller realisieren. Die Unternehmen erwarten deshalb keine Verzögerungen durch den Kurswechsel.

Kritisch sehen sie allerdings die vorgesehenen Ausnahmen, nach denen einzelne Abschnitte weiterhin als Erdkabel gebaut werden könnten. Aus ihrer Sicht würden solche Mischlösungen zusätzliche Prüfungen und längere Genehmigungsverfahren nach sich ziehen.

Auch Amprion lehnt wechselnde Freileitungs- und Erdkabelabschnitte ab. Einen generellen Vorrang für eine Technologie unterstützt Amprion jedoch nicht. Das Unternehmen plädiert stattdessen für projektbezogene Entscheidungen unter Berücksichtigung von Kosten, technischen Anforderungen und der Akzeptanz vor Ort.

Kabelhersteller fürchten um Produktionsstandorte

Die Kabelhersteller sehen den geplanten Kurswechsel dagegen kritisch. Nach Angaben von NKT und Prysmian könnte eine Rückkehr zu Freileitungen neue Konflikte entlang der Trassen auslösen und dadurch Genehmigungen verzögern.

Beide Unternehmen verweisen auf eine Analyse von Frontier Economics. Demnach könnten sich Projekte um vier bis sieben Jahre verzögern. Prysmian verweist darauf, dass dadurch zusätzliche Redispatch-Kosten von etwa 200 bis 400 Millionen Euro je Verzögerungsjahr entstehen könnten, die letztlich von den Netznutzern getragen würden.

Die Hersteller räumen ein, dass Freileitungen bei den Investitionskosten Vorteile haben. Aus ihrer Sicht müsse jedoch die gesamte Lebensdauer der Anlagen betrachtet werden. Nach Angaben von NKT und Prysmian gehörten dazu auch Netzverluste, Finanzierungskosten sowie die höhere Widerstandsfähigkeit von Erdkabeln gegenüber Extremwetter oder Sabotage.

Hinter der Debatte stehen auch industriepolitische Interessen. Die Kabelhersteller haben nach eigenen Angaben in den vergangenen Jahren Milliarden Euro in Produktionskapazitäten für HGÜ-Erdkabel investiert. Ein erneuter Strategiewechsel erschwere langfristige Investitionsentscheidungen und beeinträchtige die Planungssicherheit.

Auf der anderen Seite wächst der politische Druck, die Kosten des Netzausbaus zu begrenzen. Die Bundesnetzagentur sieht weiterhin einen hohen Ausbaubedarf im Übertragungsnetz. Gleichzeitig steigen die Netzentgelte. In diesem Jahr unterstützt der Bund die Übertragungsnetzentgelte mit 6,5 Milliarden Euro. Mit der Entscheidung des Bundestags über die BBPlG-Novelle, voraussichtlich im Herbst, wird festgelegt, welche Bauweise künftige Stromautobahnen überwiegend erhalten. (sh)

Einen ausführlichen Beitrag zur Diskussion um Freileitungen und Erdkabel lesen Sie in der Print-Ausgabe von Energie & Management, die zum 1. August erscheint.

 
Im Jahr 2025 verfügten die Photovoltaikanlagen in China über eine Leistung von rund 1.200 Gigawatt. Die installierte Leistung ist seit 2015 kontinuierlich gestiegen.

Die Besonderheit des Verfahrens liegt in der Bereitstellung der Prozessenergie. Synhelion erzeugt die benötigte Hochtemperaturwärme aus konzentrierter Solarstrahlung oder erneuerbarem Strom (wir berichteten). Sie treibt einen chemischen Prozess an, bei dem biogenes Rohgas und Wasser zu Synthesegas reagieren. Daraus entstehen anschließend synthetisches Kerosin, Diesel und Benzin. Ein thermischer Speicher kann die Solarwärme zwischenspeichern und damit eine Produktion ohne unmittelbare Sonneneinstrahlung ermöglichen.

Nordrhein-Westfalen hat das Vorhaben nun für eine Förderung ausgewählt. Wie hoch der Zuschuss für Synhelion ausfallen könnte, geht aus der Mitteilung des Unternehmens nicht hervor. Insgesamt stehen in der aktuellen Förderrunde rund 90 Millionen Euro für neun Projekte zur Verfügung. Das Geld stammt aus dem Just Transition Fund (JTF) der Europäischen Union. Der Fonds unterstützt Regionen, die besonders vom Übergang zu einer klimaneutralen Wirtschaft betroffen sind. Die Mittel sollen in diesen Regionen neue Wertschöpfung und Arbeitsplätze fördern sowie die Folgen des Kohleausstiegs abfedern.

Das Land vergibt die Gelder über das Programm „Produktives.NRW“. Dieses richtet sich an fortgeschrittene Industrieprojekte im Rheinischen Revier und im nördlichen Ruhrgebiet. Synhelions Vorhaben gehört zur vierten Auswahlrunde des Programms, das das nordrhein-westfälische Wirtschafts- und das Umweltministerium gemeinsam umsetzen.

Vom Techniknachweis zum kommerziellen Betrieb

Im Brainergy Park betreibt Synhelion seit 2024 bereits die Industrieanlage „DAWN“. Ein Spiegelfeld bündelt Sonnenlicht auf einen Empfänger in einem Solarturm und erzeugt damit die benötigte Hochtemperaturwärme. Nach Angaben des Unternehmens bildet „DAWN“ die Prozesskette von der konzentrierten Solarstrahlung bis zum flüssigen synthetischen Kraftstoff im industriellen Maßstab ab.

Die neu geplante Demonstrationsanlage soll direkt neben „DAWN“ entstehen. Sie soll zeigen, ob sich das Verfahren dauerhaft unter kommerziellen Bedingungen betreiben lässt. Zur Produktionskapazität, zur Investitionssumme sowie zu Baubeginn und Inbetriebnahme macht Synhelion keine Angaben.

Nach Angaben des Unternehmens ist ein Großteil der geplanten Produktion bereits durch verbindliche langfristige Abnahmeverträge gesichert. Abnehmer, Mengen und Preise nennt Synhelion nicht. Die Betriebserfahrungen sollen zudem die Finanzierung weiterer Anlagen erleichtern.

Die Produkte sind als Drop-in-Kraftstoffe konzipiert. Das heißt, sie sollen fossiles Kerosin, Benzin oder Diesel ersetzen können, ohne dass Motoren sowie bestehende Tank-, Lager- und Transportinfrastrukturen grundlegend umgebaut werden müssen. Bei der Verbrennung entsteht allerdings weiterhin CO2. Für die Klimabilanz ist daher entscheidend, aus welchen Quellen der Kohlenstoff und die für die Herstellung benötigte Energie stammen.

Synhelion stellt gegenüber fossilen Kraftstoffen eine deutliche Verringerung der Netto-CO2-Emissionen in Aussicht. Wie hoch sie bei der geplanten Anlage ausfallen soll, geht aus der Mitteilung nicht hervor. (ds)

In der bisherigen Pilotphase haben die Partner das Tarifmodell entwickelt und technisch umgesetzt. Grundlage ist eine White-Label-Lösung von The Mobility House Energy, die für den Versorger aus Köln angepasst wurde. Dabei wurden Ladelogik, Bonusberechnung und Vermarktung der gebündelten Ladeflexibilität verknüpft. Nach Angaben der Unternehmen wurde damit der Tarifbetrieb erprobt und der Übergang in die kommerzielle Phase vorbereitet. Erprobt wurden damit neben der Technik auch Vertrieb, Kundenbeziehung und Bonusmodell. Quantitative Angaben zur Zahl der Teilnehmer, zu verschobenen Strommengen oder zu erzielten Erlösen enthält die Mitteilung nicht.

Eine App steuert das Laden automatisch, so dass Kunden die schwankenden Börsenpreise nicht selbst verfolgen müssen. Arbeits- und Grundpreis sind für zwölf Monate festgelegt. Für jede automatisiert geladene Kilowattstunde wird ein Bonus von 10 Cent auf der Jahresrechnung gutgeschrieben. Bei einem jährlichen Ladeverbrauch von 2.500 kWh, der nach Angaben der Unternehmen etwa 15.000 Kilometern Fahrleistung entspricht, summiert sich der Bonus auf rund 250 Euro. Daneben können Nutzer das Fahrzeug über eine Sofortladefunktion zum regulären Tarif laden. Der flexible Tarif könne auch mit einer Photovoltaikanlage kombiniert werden, heißt es in einer Mitteilung der Partner.

Ausweitung auf bidirektionales Laden geplant

The Mobility House Energy stellt die technische Plattform und die Ladelogik bereit. Das Unternehmen bündelt die Flexibilität der Fahrzeuge in einem virtuellen Kraftwerk und vermarktet sie „an den Energie- und Leistungsmärkten“, wie es in der Mitteilung weiter heißt. Aus den dabei erzielten Erlösen werde der Bonus für die Kunden finanziert. Rheinenergie übernimmt Vertrieb, Kundenmanagement und Vermarktung des Tarifs. Beide Unternehmen wollen das Produkt gemeinsam weiterentwickeln.

Durch die zeitliche Verlagerung der Ladevorgänge sollen Lastspitzen vermindert und Zeiten mit höherer Wind- und Solarstromerzeugung besser genutzt werden. Welche flexible Last und welche flexible physikalische Arbeit die Partner tatsächlich erwarten, beziffern sie nicht. Der Tarif unterscheidet sich zudem von einem vollständig dynamischen Stromtarif: Arbeits- und Grundpreis seien für zwölf Monate garantiert bleiben für zwölf Monate garantiert, während die Flexibilität über den Bonus vergütet werde.

Als nächsten Entwicklungsschritt nennen die Partner das bidirektionale Laden, so dass die Fahrzeugbatterien künftig Strom nicht nur aufnehmen. Bei Vehicle-to-Grid würde Strom in das Netz zurückgespeist, während Vehicle-to-Home eine Nutzung der gespeicherten Energie im eigenen Haushalt ermöglichen würde. Einen konkreten Termin für die Einführung dieser Anwendungen nennen die Unternehmen nicht. Die verlängerte Kooperation soll jedenfalls das bestehende Modell ausweiten und weitere Anwendungen für die Vermarktung von Flexibilität entwickeln. (fw)

Zunächst untersuchte das Team Bestandsgebäude der beteiligten Wohnungsunternehmen. Die Heizlasten lagen zwischen 23 und 93 kW. Einige Häuser versorgen die Wohnungen über Gasetagenheizungen, andere über eine Zentralheizung. Auch Platzangebot, Warmwasserbedarf und Wärmequellen unterschieden sich.

Bei länglichen, meist parallel angeordneten Wohngebäuden mit freien Flächen dazwischen lässt sich eine Luftwärmepumpe laut Fraunhofer ISE oft zwischen den Gebäuden aufstellen. In dichter bebauten Quartieren fehlt dafür mitunter der Platz. Dort können etwa Geothermie, Grundwasser oder ein Niedertemperatur-Wärmenetz als Wärmequelle dienen.

Projektkoordinator Björn Nienborg folgert daraus, dass sich keine technische Lösung auf alle Mehrfamilienhäuser übertragen lässt. Planer müssten Wärmepumpe, Speicher, Hydraulik, Regelung und Wärmeverteilung auf das Gebäude abstimmen. Auch Schallschutz und Sicherheit beeinflussen die Auswahl.

Drei Ansätze für den Heizungstausch

Für Gebäude mit zentraler Wärmeversorgung entwickelte das Projektteam eine außen aufgestellte Wärmepumpe. Bei diesem Demonstrator verringerte es die Propanmenge gegenüber vergleichbaren Geräten um 20 Prozent. Zugleich erhöhte es die Effizienz um 15 Prozent.

Als zweite zentrale Lösung entwickelte das Team eine kompakte Sole-Wasser-Wärmepumpe für die Innenaufstellung. Die Anlage erreicht 28 kW Heizleistung. Eine möglichst geringe Propanfüllmenge soll den Aufwand für das Sicherheitskonzept begrenzen.

Einen dritten Ansatz untersuchte das Projekt für Häuser mit Gasetagenheizungen. Sollen die Wohnungen unabhängig voneinander modernisiert werden, können wohnungsweise Wärmepumpen die bisherigen Heizgeräte ersetzen. Dafür benötigen sie eine hydraulisch erschlossene Wärmequelle − etwa Geothermie, Grundwasser oder ein Niedertemperatur-Wärmenetz. Für diesen Fall baute das Team einen Demonstrator mit 4,9 kW Heizleistung und prüfte ihn im Labor. Das Gerät kommt mit 150 Gramm Propan aus. Laut Timo Methler, Teamleiter Gebäude-Wärmepumpen beim Fraunhofer ISE, verringert die geringe Füllmenge das Gefahrenpotenzial. Dadurch könne sich die Wärmepumpe auch für Küchen oder Waschräume eignen.

Sicherheit bei Innenaufstellung geprüft

Alle Varianten verwenden Propan (R290), das ein sehr niedriges Treibhauspotenzial hat, jedoch brennbar ist. Bei Geräten im Gebäude muss das Sicherheitskonzept verhindern, dass sich nach einer Leckage eine kritische Konzentration bildet.

In mehr als 100 Ausströmversuchen prüften die Forschenden fünf Sicherheitskonzepte. Die Versuche zeigten laut Fraunhofer ISE, dass ein belüftetes Gehäuse austretendes Propan wie vorgesehen abführen kann. Zusätzlich prüfte das Team ein Schornstein- und ein Drainagekonzept. Das Institut sieht darin potenziell kostengünstigere Lösungen, will sie aber weiterentwickeln.

Die Ergebnisse sollen in das Projekt „Maßnahmen zur Automatisierung der Mehrfamilienhaus-Modernisierung mit umweltfreundlichen Wärmepumpen-Technologien“ (kurz „MAMMUT“) einfließen. Dort entwickelt das Fraunhofer ISE ein Softwarewerkzeug zur Auswahl und Auslegung von Wärmepumpensystemen für Mehrfamilienhäuser. Es soll Fachbetriebe bei Planung und Angebotserstellung unterstützen. Zudem will das Institut den Anlagenbetrieb künftig genauer überwachen.

Der 161-seitige Abschlussbericht „Entwicklung von Wärmepumpenlösungen mit Propan für den Austausch von Gas- und Ölgeräten“ lässt sich über die Internetseite des Fraunhofer ISE downloaden. (ds)

Das Unternehmen Creos Deutschland Wasserstoff GmbH habe angekündigt, dass die Bauarbeiten voraussichtlich im August beginnen sollen. Dann werde auch über den aktuellen Projektstand und die nächsten Schritte informiert. Die Pipeline ist Teil eines geplanten Wasserstoffnetzes im Saarland und im französischen Lothringen mit dem Namen „mosaHYc“. Das Netz, das weitere Leitungen nach Frankreich vorsieht, soll vor allem Industrie und Kraftwerke im Saarland in den 2030er Jahren versorgen. 

Über die neue Leitung soll unter anderem die Dillinger Hütte ab 2029 mit jährlich 6.000 Tonnen Wasserstoff für zehn Jahre beliefert werden, wie das Ministerium weiter mitteilte. Der Wasserstoff soll aus einem Elektrolyseur im lothringischen Carling kommen. 

Die neue Pipeline soll rund 70 Millionen Euro kosten. Es sei das derzeit größte Wasserstoff-Infrastrukturprojekt im Saarland, schrieb das Ministerium. Der Aufbau dieser Infrastruktur sei auch „eine Schlüsselfrage der Zukunftsfähigkeit der Stahlindustrie“ im Saarland. 

Transformation läuft 

Im Saarland läuft der Umbau der Stahlindustrie zu einer CO2-armen Produktion. Schrittweise stellen Unternehmen ihre Produktion von der kohlebasierten Hochofenproduktion auf die wasserstoffbasierte Stahlerzeugung um. Neue Anlagen ermöglichten eine Reduktion der CO2-Emissionen um bis zu 55 Prozent bis Anfang der 2030er Jahre, hieß es. 

Die Summe für den Umbau auf eine grüne Stahlproduktion beträgt rund 4,6 Milliarden Euro. Die Förderung von Bund und Land liegt bei 2,6 Milliarden Euro. Die Restfinanzierung tragen die Unternehmen selbst.

Wie Eon mitteilte, startet die Serie am 13. August auf dem Youtube-Kanal von Eon Deutschland. Geplant sind acht Folgen mit einer Länge von jeweils rund 20 Minuten, die bis zum 1. Oktober immer donnerstags veröffentlicht werden. Damit setzt Eon erstmals auf ein mehrwöchiges Serienformat, das Zuschauer über einen längeren Zeitraum binden soll.

Bei „House of Power – Wer spielt ein falsches Spiel?“ übernehmen zwölf Teilnehmer ein Haus, darunter Axel Stein und Susan Sideropoulos sowie weitere Content-Creator und Social-Media-Persönlichkeiten. Drei Wochen lang leben sie darin. Die Eigentümer-Familie ist während dieser Zeit im Urlaub. 

Parallel modernisiert ein Team von Eon das Gebäude mit einer Photovoltaikanlage, einem Batteriespeicher, einer Wärmepumpe, einer Wallbox und einem intelligenten Energiemanagement. Ein Experte erklärt dabei das Zusammenspiel der verschiedenen Technologien.

Die Teilnehmer treten zudem in verschiedenen „Challenges“ gegeneinander an und sammeln Punkte für einen guten Zweck, heißt es weiter. Für zusätzliche Spannung soll ein aus Reality-Formaten bekanntes „Imposter“-Element sorgen. Dabei sollen einzelne Teilnehmer den Erfolg der Gruppe unbemerkt sabotieren.

Das Format sei Teil einer 360-Grad-Kommunikation, teilte Eon weiter mit. Neben der Youtube-Serie würden weitere Inhalte für Instagram, Facebook und weitere Social-Media-Kanäle erstellt. „Creator-Content, Behind-the-Scenes-Einblicke und vertiefende Informationen zu den vorgestellten Energielösungen verlängern die Geschichte über die einzelnen Episoden hinaus.“ (sag)

Das Unternehmen reagiert damit auf den wachsenden Energiebedarf von Rechenzentren für Anwendungen aus den Bereichen Künstliche Intelligenz und Cloud Computing. „Dieser Auftrag zählt zu unseren wichtigsten netzunabhängigen Rechenzentrumsprojekten in den USA und stärkt damit unsere Position in einem Sektor für digitale Infrastrukturen, der sich rasant entwickelt“, teilte dazu Johann Stocks mit, Head of Power Americas bei Everllence. „In einem traditionell von Gasturbinen dominierten Markt sind unsere mittelschnelllaufenden Motoren eine wertvolle Alternative und ideal für Rechenzentren, die keinen direkten Netzanschluss haben.“

Nach Unternehmensangaben nutzt die Anlage Erdgas als Brennstoff. SCR- und Oxidationskatalysatoren sollen die Einhaltung der geltenden Emissionsgrenzwerte sicherstellen. Das Kraftwerkskonzept basiert auf 24 einzelnen Motorenmodulen. Dadurch lässt sich die Leistung schrittweise erweitern und an den steigenden Energiebedarf des Rechenzentrums anpassen.

Nach Angaben des Herstellers reagieren die Motoren schnell auf Laständerungen und eignen sich deshalb für die wechselnden Lastprofile von KI-Rechenzentren. Das modulare Anlagenkonzept soll den Betrieb an den jeweiligen Leistungsbedarf anpassen. Einzelne Motoren lassen sich innerhalb weniger Minuten zu- oder abschalten. Gleichzeitig könnten sie mit weiteren Energiequellen kombiniert werden und so eine stabile Grundlastversorgung gewährleisten.

Everllence verweist darauf, dass Betreiber von Rechenzentren in den USA häufig mehrere Jahre auf einen Netzanschluss warten müssen. Mit einer netzunabhängigen Stromversorgung könne der Kunde den Betrieb des Standorts früher aufnehmen.
Die eingesetzten Motoren gehören zur Baureihe 51/60, die laut Everllence weltweit mit einer installierten Leistung von rund 8.000 MW im Einsatz ist.

Die Gasversion 51/60G kann nach Unternehmensangaben mit einer Wasserstoffbeimischung von bis zu 25 Prozent betrieben werden. Die Startzeit liegt bei unter fünf Minuten, der elektrische Wirkungsgrad im Einzelzyklus bei bis zu 50 Prozent. Ergänzend bietet Everllence digitale Betriebs- und Wartungsdienste an. 

Die Auslieferung der Motoren soll in zwei Phasen erfolgen. Nach Unternehmensangaben beginnt sie voraussichtlich Mitte 2026. Auch die Inbetriebnahme ist schrittweise vorgesehen und orientiert sich am Ausbau des Rechenzentrums.

Everllence soll neuen Mehrheitseigentümer erhalten

Der Motorenhersteller Everllence hat sich diesen Namen im Frühjahr 2025 gegeben. Zuvor hier das Unternehmen MAN Energy Solutions. Das Unternehmen, das weltweit 15.000 Mitarbeitende beschäftigt, begründete dies damit, dass man längst nicht mehr nur Motoren und Turbomaschinen baue, sondern auch Anbieter von Groß-Wärmepumpen und anderer klimafreundlicher Technik sei. Der Kunstname Everllence ist aus den englischsprachigen Begriffen „ever“ (immer) und „Excellence“ zusammengesetzt. 

Im Juni dieses Jahres gab Everllence zudem bekannt, dass sie einen neuen Eigentümer erhalten. Die Volkswagen Group will 51 Prozent ihrer Anteile an dem Augsburger Großmotoren-Hersteller Everllence an die Investmentgesellschaft Bain Capital veräußern (wir berichteten). Eine entsprechende Exklusivvereinbarung haben beide Unternehmen unterzeichnet. Volkswagen plant allerdings, mittelfristig mit einem Anteil von 49 Prozent beteiligt zu bleiben. (hr)

„Unser vorläufiges Ergebnis für das erste Halbjahr 2026 hat die Erwartungen des Marktes übertroffen“, wird Michael Müller, RWE-Finanzvorstand der RWE, zitiert. Weitere Erträge erwartete der Manager insbesondere aus der Aufstockung des RWE-Anteils am Übertragungsnetzbetreiber Amprion (wir berichteten) und höherer Erträge in der internationalen Stromerzeugung.

Nach den mitgeteilten Zahlen erzielte RWE in den ersten sechs Monaten ein bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (Ebitda) von 3,01 Milliarden Euro nach 2,09 Milliarden Euro im Vorjahreszeitraum. Das bereinigte Nettoergebnis stieg von 792 Millionen Euro auf 1,26 Milliarden Euro. 

Zu den Gründen für die Ergebnisverbesserung zählt RWE die Entwicklung in der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Im Offshore-Windgeschäft profitierte der Konzern von deutlich besseren Windverhältnissen als im windschwachen Vorjahreszeitraum. Das bereinigte Ebitda des Segments stieg von 643 Millionen Euro auf 810 Millionen Euro. Auch das Geschäft mit Windenergie an Land und Photovoltaik entwickelte sich positiv. Hier trugen der Ausbau der Erzeugungskapazitäten sowie günstigere Windbedingungen in Europa dazu bei, dass das bereinigte Ebitda von 830 Millionen Euro auf 1,016 Milliarden Euro zunahm.

Einen wesentlichen Beitrag lieferte außerdem das Segment Flexible Erzeugung. Dessen bereinigtes Ebitda kletterte von 606 Millionen Euro auf 1,025 Milliarden Euro. Ausschlaggebend war allerdings ein Einmaleffekt: Der niederländische Staat zahlte RWE eine Entschädigung in Höhe von 332 Millionen Euro, nachdem das Kraftwerk Eemshaven im Jahr 2022 aufgrund gesetzlicher Vorgaben zeitweise nur eingeschränkt Strom erzeugen durfte. Da die Genehmigung der Europäischen Kommission zum Zeitpunkt der bisherigen Jahresprognose noch ausstand, war dieser Ertrag bislang nicht berücksichtigt worden.

Für die zweite Jahreshälfte rechnet RWE mit weiteren positiven Impulsen. Das bereinigte Ebitda soll 2026 nun zwischen 5,75 Milliarden Euro und 6,35 Milliarden Euro liegen. Für 2027 erwartet RWE ein bereinigtes Ebitda von 6,7 Milliarden Euro bis 7,3 Milliarden Euro. (sag)

Zwar wurden die Temperaturprognosen etwas entschärft, allerdings dürften unterdurchschnittliche Windstrommengen die Nachfrage nach fossiler Stromerzeugung stützen. Insgesamt bestimmen damit erneut geopolitische Risiken, die angespannte LNG-Versorgung und die Wetterentwicklung die Richtung an den europäischen Energiemärkten.

Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch präsentiert. Der Day-ahead verlor hingegen im Base 5,50 auf 121,50 Euro je Megawattstunde, während es im Peak um 1,00 auf 84,50 Euro je Megawattstunde nach oben ging.

Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Donnerstag mit 27,3 Gigawatt etwas höher ausfallen als noch am Mittwoch, für den 25 Gigawatt erwartet wurden. Für Freitag, Samstag und Sonntag erwarten die Meteorologen von Eurowind dann geringere Einspeiseleistungen, bevor ab Montag wieder ein Anstieg auf knapp 27 Gigawatt erwartet wird. 

Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr um 1,66 auf 105,64 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Berichtstag wieder zugelegt. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 0,62 auf 82,35 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 6,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 82,75 Euro, das Tief bei 81,50 Euro.

Nach der kräftigen Rally infolge der Reformvorschläge der EU-Kommission dominierten am CO2-Markt laut Marktbeobachtern zuletzt Gewinnmitnahmen und eine eher vorsichtige Haltung, eigene Impulse gebe es eher wenig. Die Marktteilnehmer warteten ab, ob sich der Dec-2026-Kontrakt oberhalb der Marke von 80 Euro behaupten kann. Das niedrigere Handelsvolumen aufgrund der Urlaubszeit erhöhe die Wahrscheinlichkeit kurzfristiger Ausschläge, ohne dass sich am übergeordneten Trend zwingend etwas ändert, hieß es am Markt.

Erdgas: Die europäischen Erdgaspreise sind am Mittwoch wieder gestiegen, nachdem sie zuvor zwei Handelstage in Folge nachgegeben hatten. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 3,600 auf 59,700 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 3,250 auf 59,950 Euro je Megawattstunde nach oben.

Auslöser der Erholung war die erneute Eskalation im Nahen Osten, die die Sorgen über anhaltende Störungen der Gasversorgung wieder verstärkte. Die USA und Saudi-Arabien führten gemeinsame Militärschläge gegen vom Iran unterstützte Gruppen im Irak durch, denen Drohnenangriffe auf saudi-arabische Ölanlagen vorgeworfen werden. Teheran bezeichnete es als „schwere Fehleinschätzung“, den Iran für die Angriffe verantwortlich zu machen. Die Militäraktion erfolgte nur wenige Stunden, nachdem Washington den Abschuss mehrerer iranischer Raketen gemeldet hatte, die auf US-Truppen in der Region abgefeuert worden sein sollen. Damit endete eine mehrtägige Phase relativer Ruhe.

Die jüngste Eskalation verschlechtert die Aussichten für die europäische Gasversorgung zusätzlich, während die EU ihre Speicher vor Beginn der Heizperiode weiter auffüllen muss. Zusätzlichen Auftrieb erhielten die Preise durch Berichte, wonach der LNG-Produzent Qatar Energy seine Force-Majeure-Regelung für europäische Abnehmer mindestens bis Ende September verlängert hat. Dadurch dürfte sich die Versorgung Europas mit Flüssigerdgas aus Katar weiter verzögern und der Wettbewerb um verfügbare LNG-Ladungen auf dem Weltmarkt angespannt bleiben. (map)