Der BNE hatte am 16. Juni eine Analyse zu 18 großen Stromverteilnetzbetreibern veröffentlicht (wir berichteten). Danach habe deren marktanteilsgewichtete handelsrechtliche Eigenkapitalrendite 2024 bei 30,1 Prozent gelegen, nach 16,6 Prozent im Vorjahr. Für EWE Netz nennt die Untersuchung 61 Prozent, für Westnetz 45 Prozent und für Bayernwerk Netz 38 Prozent.

Der Verband sieht vor diesem Hintergrund ein Missverhältnis zwischen Erträgen und der Leistung bei Netzausbau, Digitalisierung und Netzanschlüssen. „Wer in einem regulierten Monopolmarkt hohe Renditen erzielt, muss mindestens auch bei Netzausbau, Digitalisierung und Kundenservice liefern“, erklärte BNE-Geschäftsführer Robert Busch.

Auch Gesellschafterdarlehen spielen eine Rolle

Nach Basus Überzeugung greift die Berechnung zu kurz. Nach Angaben des BNE werde die handelsrechtliche Eigenkapitalrendite aus dem Ergebnis vor Steuern (EBT) im Verhältnis zum ausgewiesenen Eigenkapital der Elektrizitätsverteilung ermittelt. Basu zufolge bilde dies die Finanzierungsstruktur vieler Netzgesellschaften nur unzureichend ab. Verteilnetzbetreiber seien häufig Tochtergesellschaften größerer Versorger, deren Finanzierung konzernweit organisiert werde. Neben geringem bilanziellen Eigenkapital spielten auch Gesellschafterdarlehen eine Rolle. Eine niedrige Eigenkapitalbasis könne die ausgewiesene Rendite rechnerisch stark erhöhen.

Als Beispiel verweist Basu, der auch stellvertretender Vorsitzender des Landesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft Hessen/Rheinland-Pfalz ist, auf EWE Netz. Der BNE weist für das Unternehmen 2024 eine Eigenkapitalquote von 14,64 Prozent und eine Eigenkapitalrendite von 60,96 Prozent aus. N-Ergie Netz kommt bei einer Eigenkapitalquote von 43,9 Prozent dagegen auf minus 17,72 Prozent. Basu sieht hier einen Hinweis darauf, dass die handelsrechtliche Eigenkapitalrendite allein keine belastbare Aussage über regulatorische Überrenditen zulasse.

Seine Kritik richtet sich deshalb vor allem gegen den Vergleich mit der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung. Diese sei eine regulatorische Rechengröße und nicht mit einer handelsrechtlichen Renditekennzahl gleichzusetzen. Der BNE argumentiere dagegen, die handelsrechtliche Betrachtung zeige die Rendite der Eigentümer auf das ausgewiesene Eigenkapital vor Steuern. Den Durchschnitt gewichte der Verband nach Marktanteilen anhand der Zahl versorgter Standardlastprofilkunden.

Basu warnt zugleich vor sinkenden Investitionsanreizen durch die Neuordnung der Netzregulierung. Nach seiner Darstellung drohe den Verteilnetzbetreibern ab der fünften Regulierungsperiode 2029 eine um rund ein Drittel niedrigere Eigenkapitalverzinsung. Dies könne die Finanzierung des Netzausbaus verteuern. Für die EVM-Gruppe verweist er bis 2045 auf Investitionen von rund 2,9 Milliarden Euro in die Klimatransformation, davon etwa 1,6 Milliarden Euro im Geschäftsfeld Netze. Ein erheblicher Teil müsse fremdfinanziert werden.

Die Debatte müsse sich daher stärker mit Finanzierungsbedingungen, Investitionsanforderungen und der Leistungsfähigkeit der Netze befassen, fordert Basu. Die Nennung einzelner handelsrechtlicher Renditen reiche dafür aus seiner Sicht nicht aus. (fw)

Demnach gingen seit dem mehrtägigen Stromausfall im Januar Tausende Anträge von Menschen ein, die wegen Dunkelheit und großer Kälte in Hotels unterkamen. Der Berliner Senat hatte die Kostenerstattung damals beschlossen, das Antrags- und Auszahlungsverfahren obliegt dem Bezirk.

Nach Angaben des zuständigen Bezirksstadtrats Tim Richter wurden 3.116 Anträge geprüft, die sich öfter auf mehrere Personen bezogen. 2.933 Anträge wurden ausgezahlt, mitunter mussten Antragsteller Unterlagen nachreichen. Die durchschnittliche Summe betrug 52 bis 55 Euro pro Person und Nacht.

129 weitere Anträge wurden abgelehnt, etwa weil die Übernachtungen außerhalb des fraglichen Zeitraums lagen oder nicht in gewerblichen Unterkünften wie Hotels oder Pensionen stattfanden. In 54 Fällen zogen Antragsteller ihr Ansinnen zurück. 

Nach Angaben Richters trudeln immer noch vereinzelt neue Anträge ein, die natürlich auch bearbeitet werden. Er zog dennoch eine positive Gesamtbilanz des Hilfsangebotes. „Schnelle und pragmatische Hilfe hat funktioniert“, sagte er.

Richter erinnerte daran, dass das Bezirksamt innerhalb vergleichsweise kurzer Zeit ein rechtssicheres und möglichst unkompliziertes Verfahren zur Bearbeitung der Anträge aufsetzen musste. „Dies ist in dieser Größenordnung in Berlin erstmalig so in diesem Tempo umgesetzt worden.“

Wegen eines mutmaßlich von Linksextremisten begangenen Brandanschlags auf eine Kabelbrücke am 3. Januar waren im Berliner Südwesten 100.000 Menschen in 45.000 Haushalten und mehr als 2.000 Gewerbebetriebe vielfach tagelang ohne Strom und damit oft auch ohne Heizung. Am 7. Januar war die Stromversorgung wieder für alle hergestellt.

Kohlenstoffdioxid machte bisher den größten Anteil der gesamten Treibhausgasemissionen aus. Im Jahr 2024 wurden in Deutschland Kohlenstoffdioxid-Emissionen in Höhe von rund 572 Millionen Tonnen verursacht. Gegenüber dem Jahr 1990 hat sich die emittierte Menge somit um fast die Hälfte verringert. Ebenso nahm die Menge der produzierten CO2-Emissionen pro Einwohner Deutschlands in den vergangenen 30 Jahren erkennbar ab.

Der Netzbetreiber forderte vertraglich gebundene Stromerzeuger auf, ihre Produktion zu erhöhen. Großverbraucher sollen zugleich ihren Verbrauch drosseln. Hintergrund ist unter anderem ein gestiegener Strombedarf durch den verstärkten Einsatz von Klimaanlagen und Kühlsystemen.

Gleichzeitig beeinträchtigen Trockenheit und niedrige Flusspegel die Erzeugung. Nach Medienberichten musste der polnische Versorger Enea die Leistung zweier Kohlekraftwerke wegen Einschränkungen bei der Kühlwasserversorgung reduzieren. Rund 1.100 MW gingen dadurch vom Netz. Ministerpräsident Donald Tusk bezeichnete die Situation als „unter Kontrolle“ und verwies auf die Stromerzeugung aus Wind- und Solaranlagen.

Autobauer reduzieren Stromverbrauch

Auch Rumänien kämpft mit Stromengpässen. Dort haben der Hersteller Automobile Dacia, eine Tochtergesellschaft von Renault, und Ford Otosan die Produktion in ihren Werken bis zum 19. August ausgesetzt, wie lokale Medien melden. Die Maßnahme soll den Stromverbrauch nach Angaben der Regierung um rund 200 MW reduzieren. Ursache sind die historisch niedrigen Wasserstände der Donau.

Diese wirken sich auch auf das rumänische Kernkraftwerk Cernavoda aus. Betreiber Nuclearelectrica hatte einen der beiden Blöcke mit jeweils 700 MW bereits wegen des niedrigen Wasserstands abgeschaltet. Sollte der Pegel weiter fallen, könnte nach Angaben örtlicher Medien auch der zweite Reaktor außer Betrieb gehen.

Probleme mit der Kühlung thermischer Kraftwerke treten auch in anderen Ländern der Region auf. Wie Medien aus der Region berichten, reduzierte das slowenische Kernkraftwerk Krsko seine Reaktorleistung wegen hoher Wassertemperaturen der Save und Einschränkungen bei der Durchflussmenge zunächst auf 80 Prozent. Bei einer weiteren Verschlechterung der hydrologischen Bedingungen könnte die Leistung weiter sinken. Das Kraftwerk verfügt über einen Reaktor mit 730 MW Bruttoleistung.

In Bulgarien laufen die beiden jeweils 1.000 MW starken Blöcke des Kernkraftwerks Kosloduj bislang weiter. Energieministerin Iva Petrova warnte allerdings Medienberichten zufolge, dass ein weiter sinkender Wasserstand der Donau eine vorübergehende Abschaltung erzwingen könnte.

Auch Ungarn ist betroffen. Nach Berichten lokaler Medien musste das Kernkraftwerk Paks, das rund 40 Prozent des Strombedarfs des Landes deckt, bereits vollständig heruntergefahren werden. Die niedrigen Wasserstände beeinträchtigen zudem den Betrieb von Wasserkraftwerken in Österreich und Serbien. (sag)

Ebusco hatte den Zuschlag Ende 2023 erhalten. Laut VIP hätten die ersten Solobusse im März 2025 und die Gelenkbusse im Mai 2025 anrollen sollen. Die Termine seien wiederholt verschoben worden, zuletzt auf das Frühjahr 2027. Ebusco aber habe die Einhaltung der zuletzt genannten Termine nicht mehr glaubhaft zusichern können, heißt es aus Potsdam, daher der Schlussstrich.

Die Umstellung der Busflotte auf elektrische Antriebe bleibt nach Angaben der VIP weiterhin ein zentrales Vorhaben. Das Unternehmen bereitet derzeit eine neue Ausschreibung für 23 Busse vor. Das Lastenheft soll sich dabei an den Anforderungen der Ausschreibung aus dem Jahr 2023 orientieren. (mf)

Den größten Anteil stellt weiterhin die Windenergie an Land mit 53.867 MW. Im Vergleich zum Vormonat nahm die installierte Leistung um rund 394 MW zu. Die Solarenergie erhöhte sich um 101 MW auf 36.934 MW. Rückläufig entwickelte sich dagegen die Offshore-Windenergie. Ihre registrierte Leistung sank um 118 MW auf 5.427 MW.

Auch die Biomasse verringerte sich um rund 20 MW auf 6.881 MW. Die Wasserkraft blieb mit 881 MW nahezu unverändert, während die Leistung aus Deponie-, Klär- und Grubengas auf knapp 39 MW zurückging.

​Sonstige Direktvermarktung wächst deutlich

Noch kräftiger fiel das Wachstum in der sonstigen Direktvermarktung aus. Nach den aktuellen Zahlen von 50 Hertz, Amprion, Tennet und Transnet BW summiert sich die angemeldete Leistung auf 33.896 MW. Das entspricht gegenüber Juli einem Zuwachs von rund 893 MW.

Das größte Plus verzeichnete hier die Offshore-Windenergie. Ihre Leistung stieg innerhalb eines Monats um rund 523 MW auf 6.112 MW. Auch die Solarenergie legte deutlich zu und erreichte 11.487 MW. Das entspricht einem Plus von rund 325 MW. Die Windenergie an Land erhöhte sich leicht um rund 43 MW auf 14.099 MW.

Die Biomasse verzeichnete mit gut einem MW ebenfalls einen geringen Zuwachs. Die Wasserkraft blieb mit 859 MW nahezu konstant, während die Leistung aus Deponie-, Klär- und Grubengas geringfügig auf 200 MW zurückging. (hr)

„Durch die Partnerschaft ergänzt ABB ihr Energie- und CO2-Beratungsangebot um die Beschaffung erneuerbarer Energie. Damit können wir unsere Kunden bei der Planung und Umsetzung bis hin zur laufenden Optimierung und Berichterstattung unterstützen“, sagte Stuart Thompson, Leiter der Division Electrification Service von ABB. 

Level Ten Energy betreibt nach eigenen Angaben einen „Marktplatz für saubere Energien“. Über die Plattform wurden bislang Transaktionen mit einem Umfang von mehr als 20.000 MW in mehr als 35 Märkten in Nordamerika und Europa abgewickelt. Zu den Kunden zählen sowohl Industrieunternehmen als auch Energieversorger.

Beratung soll Strombeschaffung einschließen

ABB will die Plattform mit seinem Angebot in den Bereichen Elektrifizierung, Energiemanagement und digitale Lösungen verknüpfen. Das Unternehmen reagiert damit auf die steigende Nachfrage von Industrieunternehmen nach langfristigen Lieferverträgen für erneuerbaren Strom. Viele Unternehmen investieren zwar in eigene Erzeugungsanlagen, benötigen für die vollständige Versorgung ihres Strombedarfs jedoch zusätzliche PPA. 

Nach Angaben von ABB ergänzt die Kooperation das bisherige Beratungsangebot um die eigentliche Energiebeschaffung. Kunden sollen künftig Unterstützung bei der Planung, dem Abschluss und der laufenden Optimierung von Stromlieferverträgen erhalten. Dazu gehören auch Auswertungen und Berichte zu CO2-Emissionen. 

ABB verweist zudem auf veränderte regulatorische Anforderungen. Unternehmen richten ihre Beschaffungsstrategien zunehmend daran aus, wann und wo erneuerbarer Strom erzeugt wird. Damit gewinnen Batteriespeicher, lokale Energiesysteme und Energiemanagement an Bedeutung. 

Die Partner wollen ihre jeweiligen Kunden- und Projektportfolios gegenseitig erschließen. ABB erwartet zusätzliche Geschäftsmöglichkeiten für Überwachungs- und Optimierungsdienstleistungen über den gesamten Lebenszyklus von Energieanlagen. Level Ten erhält im Gegenzug Zugang zu ABB-Kunden aus Industrie, Produktion und Handel sowie zu Märkten im asiatisch-pazifischen Raum.

Die Beteiligung erfolgt über ABB Electrification Ventures, die Venture-Capital-Einheit des Elektrifizierungsgeschäfts. ABB verfolgt damit das Ziel, sein Angebot über klassische Elektrifizierungslösungen hinaus auszubauen. Neben Hard- und Software rücken Dienstleistungen rund um Energieeinkauf, Portfoliomanagement und Dekarbonisierung stärker in den Fokus. (hr)

Wie stark der Effekt ausfällt, hängt laut den Netzbetreibern von der Wetterlage ab. Bei wolkenlosem Himmel könnte die Photovoltaik-Einspeisung nach ihren Prognosen um bis zu 2.000 MW sinken. Dem stehen in Deutschland Photovoltaikanlagen mit einer installierten Gesamtleistung von mehr als 110.000 MW gegenüber. Einschränkungen bei der Stromversorgung erwarten die Betreiber durch den Rückgang nicht.
 
Netzbetreiber koordinieren sich europaweit

Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber haben sich nach eigenen Angaben frühzeitig mit ihren europäischen Partnern auf die Sonnenfinsternis vorbereitet. Der Verband Entso-E, der Zusammenschluss der europäischen Übertragungsnetzbetreiber, hat dafür eine Arbeitsgruppe eingerichtet. Er bewertet die Lage kontinuierlich. Bei Bedarf können die Netzbetreiber dadurch kurzfristig reagieren. 

Die Vorbereitung reicht zugleich über den 12. August hinaus. In den Jahren 2027, 2028 und 2030 stehen weitere Sonnenfinsternisse an. Wie stark sie die Solar-Einspeisung beeinflussen, hängt nach Darstellung der Netzbetreiber auch davon ab, zu welcher Tageszeit die Verdunkelung eintritt. 

Besonders im Blick steht die Sonnenfinsternis am 2. August 2027. Nach den Prognosen der Netzbetreiber könnte sie die Solar-Einspeisung stärker beeinflussen als das Ereignis im August 2026, da die Verdunkelung dann in die frühen Morgenstunden fällt. Mit Regelleistung können die Netzbetreiber nach eigenen Angaben kurzfristige Schwankungen ausgleichen und die Stromversorgung sichern. Auch auf dieses Ereignis wollen sich die europäischen Übertragungsnetzbetreiber vorbereiten. (ds)

Die öffentliche Kontroverse dreht sich vor allem ums Geld, sprich regional unterschiedliche Strompreise. Doch: „Wie teilt man eine Stromgebotszone?“ Mit dieser Frage hat sich jetzt ein Ariadne-Projekt befasst. Ariadne ist dabei ein vom Bundesforschungsministerium unterstütztes Forschungsprojekt, das wissenschaftliche Grundlagen und politische Handlungsoptionen für die deutsche Energiewende erarbeitet.

„In die Kontroverse um eine mögliche Gebotszonenteilung haben sich viele Akteure auf ganz unterschiedlichen Ebenen eingeschaltet. In der öffentlichen Debatte herrscht teilweise Verwirrung. Mit unserem Hintergrundpapier erläutern wir, wie es rechtlich und praktisch zu einer Gebotszonenteilung in Deutschland kommen könnte“, erklärt Johanna Kamm, Autorin des Berichts.

Über eine Gebotszonenteilung könne nur im Rahmen des hierfür vorgesehenen EU-rechtlichen Verfahrens entschieden werden, sagt die wissenschaftliche Referentin der Stiftung Umweltenergierecht. „Weder die EU-Kommission noch Akteure auf Bundes- oder Landesebene können eine solche Entscheidung im Alleingang treffen“, betont Kamm gegenüber der Redaktion.

Nur zwei Szenarien können zu einer Teilung führen: „Die Bundesregierung kann den Prozess anstoßen. Alternativ kann auf europäischer Ebene ein Verfahren ausgelöst werden, wenn die Übertragungsnetzbetreiber die 70-Prozent-Regel nicht einhalten“, erläutert Kamm. 

Hintergrund: Die europäische Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung verpflichtet die Übertragungsnetzbetreiber, mindestens 70 Prozent ihrer Übertragungskapazitäten für den Handel zwischen Gebotszonen bereitzustellen. Ein „Aktionsplan“ der Bundesregierung aus dem Jahr 2019 ermöglichte es den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB), die Kapazitäten schrittweise anzupassen. Seit dem 1. Januar 2026 muss die 70-Prozent-Regel dauerhaft eingehalten werden.

Abweichungen von Mindestwert 2025

„Deutschland nimmt mit dem Aktionsplan Gebotszone aus dem Jahr 2019 eine im Art. 15 der Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung vorgesehene Übergangsregelung in Anspruch und erhöht die Kapazität für den gebotszonenüberschreitenden Stromhandel ausgehend vom Niveau vor 2020 mittels einer linearen Verlaufskurve auf mindestens 70 Prozent bis zum 31.12.2025“, schreiben die ÜNB im Bericht zur verfügbaren Kapazität für das Jahr 2025.

Status quo: „Auf den Netzelementen in der Core-Region haben die ÜNB die Vorgaben des Art. 16 der Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung in allen Stunden eingehalten, wobei es in wenigen Stunden Abweichungen von dem im Betrachtungsjahr geltenden Mindestwert von 60,3 Prozent nach linearer Verlaufskurve gab.“

Würde jetzt die 70 Prozent unterschritten oder die Bundesregierung ihren aktuellen Standpunkt aufgeben – sie hat im Dezember vergangenen Jahres ihren Kurs für den Erhalt der einheitlichen deutsch-luxemburgischen Stromgebotszone untermauert – stünde ein langer Prozess bevor.

Basis für eine Teilung wäre einstimmiger Beschluss der beteiligten Mitgliedstaaten auf EU-Ebene. Kommt keine Einigung zustande, entscheidet die EU-Kommission. Für die Regularien der Umsetzung stünde dann die Bundesnetzagentur in der Pflicht. Das Engpassmanagement an den neuen innerdeutschen Grenzen wäre schließlich Aufgabe der ÜNB.

Nach den im Papier dargestellten Fristen müsste eine Entscheidung über eine Anpassung oder Beibehaltung der Gebotszone grundsätzlich innerhalb von 18 Monaten getroffen werden. Was die praktische Umsetzung angeht, verweist das Autorenteam um Johann Kamm auf die Trennung der deutsch-österreichischen Stromgebotszone im Oktober 2018. Zwischen der Entscheidung und dem Inkrafttreten lagen damals rund zwei Jahre.

Der Ariadne-Hintergrund steht im Internet kostenfrei bereit: „Wie teilt man eine Stromgebotszone?“ (mf)

Deshalb spielen allgemeine Investitionshilfen von Ländern und Bund vor allem für die Verbreitung verfügbarer Technologien eine wichtige Rolle. Neue Verfahren zur Dekarbonisierung, beispielsweise der Produktion, sind zunächst einmal auf Zuschüsse für Forschung und Entwicklung angewiesen.

Die Studie unterscheidet sieben Arten von Umweltprozessinnovationen und vier produktbezogene Umweltinnovationen. Für 2024 weist die Untersuchung aus, dass 26,8 Prozent der Unternehmen mindestens eine Umweltinnovation mit bedeutender Umweltwirkung eingeführt hatten.

Besonders häufig waren produktbezogene Verbesserungen bei Energieverbrauch oder CO2-Fußabdruck mit 12,5 Prozent und Prozessinnovationen zur Senkung des Energieeinsatzes mit 10,5 Prozent. 10,3 Prozent der Unternehmen ersetzten fossile Energieträger durch erneuerbare Quellen. Im Jahr 2020 waren es 6,5 Prozent.

Dieser Wechsel zu erneuerbaren Energien gilt als typischer Fall einer diffusionsorientierten Innovation. Technologien wie Solarzellen oder Windturbinen seien grundsätzlich verfügbar, müssten aber in Anlagen und Produktionsprozesse integriert werden. Solche Vorhaben erforderten häufig hohe materielle Investitionen.

Allgemeine Förderinstrumente könnten deshalb Finanzierungsengpässe abfedern. In den Modellen stehen allgemeine regionale Hilfen besonders mit Energieeffizienz und dem Ersatz fossiler Energien durch erneuerbare in Zusammenhang. Auch allgemeine Bundesförderung ist mit Energieeffizienz, CO2-Minderung und erneuerbaren Energien verknüpft.

Reputation ist ein relevanter Treiber

Bei der Entwicklung neuer Produktionsverfahren ergibt sich ein anderes Bild. Forschungszuschüsse seien vor allem dort relevant, wo Unternehmen eigene technologische Lösungen entwickeln und höhere technische Risiken tragen müssten. Einen besonders starken Zusammenhang findet die Studie zwischen Forschungsförderung des Bundes und Prozessinnovationen zur Senkung der CO2-Emissionen. Für den Ersatz fossiler Energieträger durch erneuerbare Quellen seien Zuschüsse für Forschung und Entwicklung (FUE) weniger bedeutsam, weil es sich überwiegend um die Einführung vorhandener Technik handle.

2024 nutzten 41,5 Prozent der umweltinnovativen Unternehmen mindestens eine öffentliche Förderung. FUE-Mittel des Bundes kamen mit 20,2 Prozent am häufigsten zum Einsatz. Allgemeine Bundesförderung erreichte 17,8 Prozent, allgemeine Länderförderung 12,7 Prozent. EU-Mittel spielten mit 4,1 Prozent für allgemeine Förderung und 3,5 Prozent für FUE-Zuschüsse eine deutlich kleinere Rolle. Für einzelne Umweltfelder finden die Autoren bei EU-Mitteln keine signifikante Präferenz.

Auch bei den Treibern zeigt sich eine Besonderheit des Umstiegs auf erneuerbare Energien. Öffentliche Förderung steht hier positiv mit Innovationen mit bedeutender Umweltwirkung in Zusammenhang. Reputationsinteressen und öffentlicher Druck sowie hohe Energie- und Rohstoffkosten sind weitere relevante Treiber. Für Regulierung, Umweltsteuern oder erwartete Vorschriften ergibt sich dagegen kein signifikanter Zusammenhang.

Grundlage sind drei Wellen des Mannheimer Innovationspanels für die Referenzjahre 2020, 2022 und 2024. Dabei haben die Autoren sechs Förderformen auf Länder-, Bundes- und EU-Ebene untersucht. Mit Hilfe sogenannter Panel-Probit-Modelle betrachten sie die statistischen Zusammenhänge zwischen der jeweiligen Fördervariante und der jeweiligen Umweltinnovation. Deshalb betonen die Verfasser, die Studie untersuche statistische Zusammenhänge, nicht die kausale Wirksamkeit einzelner Förderprogramme.

Die Studie mit dem Titel “Which Government Subsidies are Relevant for Eco-Innovation? Empirical Evidence from Firm Level Panel Data” steht auf der Internetseite des ZEW in englischer Sprache zum Download zur Verfügung. (fw)

Geplant von Gammel Engineering, integriert das Projekt industrielle Abwärme aus einem benachbarten Produktionsbetrieb. Da die Energiequelle nicht konstant verfügbar ist, gleicht ein groß dimensionierter Wärmespeicher die Differenz aus. So wird industrielle Abwärme auch für kleinere Kommunen nutzbar.

Mellrichstadt, ein 6.000-Einwohner-Städtchen in der Rhön, steht vor einer Herausforderung, die viele Kommunen kennen: Das Wohngebiet am Hainberg stammt überwiegend aus den 1970er- und 1980er-Jahren und wird bislang mit Öl- und Gasheizungen versorgt – über zwölf Millionen kWh pro Jahr, größtenteils fossil gedeckt.

Bereits 2022 analysierte Gammel Engineering im Rahmen der Machbarkeitsuntersuchung unterschiedliche Erzeugerszenarien für das Quartier. Die Nähe eines Industriebetriebs mit relevantem Abwärmepotenzial eröffnete die Möglichkeit, industrielle Prozesswärme als regenerative Wärmequelle einzubinden.

Zentral war dabei die zeitliche Entkopplung von Abwärmeverfügbarkeit und Wärmebedarf im Wohngebiet. Entscheidend war ein System, das diese zeitliche Verschiebung ausgleicht.

Systemlösung auf engem Raum

Die Lösung: ein Wärmespeicher mit rund 1,5 Millionen Litern Volumen. Das ist für ein Nahwärmenetz dieser Größe bewusst groß dimensioniert. Der Wärmespeicher ermöglicht es, die Zeiträume zu nutzen, in denen Abwärme zur Verfügung steht, aber keine Abnahme am Netz ist. Erst diese Speicherstrategie macht industrielle Abwärme dauerhaft nutzbar.

Auch der beengte Heizwerksstandort stellte eine Herausforderung dar: Auf einer Fläche von rund 10 mal 25 Metern am Betriebsgelände der Firma Reich mussten Kessel, Brennstofflager, Pufferspeicher und eine Erweiterungsfläche untergebracht werden. Der Standort ließ wenig Spielraum, weshalb Layout und Wartungszugänge von Beginn an mitgeplant werden mussten.

Als grundlastfähiger Wärmeerzeuger dient ein Biomassekessel, der Holzhackschnitzel aus regionalem Waldrestholz nutzt. Der Biomassekessel soll nur eingesetzt werden, wenn infolge von Stillstandzeiten der Produktion bei Reich keine Abwärme zur Verfügung steht oder diese im Unternehmen selbst benötigt wird. Ein gasbefeuerter Spitzenlastkessel sichert zusätzlich die Versorgung bei außergewöhnlich hohen Lasten ab – der fossile Anteil bleibt so auf wenige Prozent des Jahresbedarfs beschränkt.

Bis zur Heizperiode 2026/27 werden zunächst 30 bis 40 Wohneinheiten an das Nahwärmenetz angeschlossen. Bis 2030 sollen insgesamt 94 Gebäude mit 270 Wohneinheiten folgen. Dabei hat Gammel Engineering immer den Endausbau im Kopf, auch wenn man stufenweise baut. Gammel dimensioniert die Haupttrasse großzügig und plant Abgänge für künftige Netzerweiterungen bereits mit ein.

Für die Gebäude am Hainberg ersetzt der Anschluss die bisherigen Einzelheizungen durch kompakte Wärmeübergabestationen – aufwendige Umbauten sind in der Regel nicht nötig. Betrieb, Wartung und Brennstoffbeschaffung liegen künftig beim Wärmenetzbetreiber.

Was Kommunen lernen können

Industrielle Abwärme wird erst dann zu einer verlässlichen Wärmequelle, wenn sie als Teil eines Gesamtsystems gedacht wird – mit Speicher, Netz und klaren betrieblichen Randbedingungen. Für Kommunen mit Industriestandorten lohnt sich ein gezieltes Screening: Welche Prozesswärme fällt an und unter welchen Bedingungen? Mellrichstadt zeigt, dass auch kleinere Städte industrielle Abwärme erfolgreich nutzen können – vorausgesetzt, sie wird von Beginn an als Teil eines Gesamtsystems geplant.

*Thomas Reithmeier, B.Eng., ist Projektplaner Anlagentechnik bei Gammel Engineering. Die in Abensberg (Bayern) ansässige Gammel Engineering GmbH entwickelt seit ihrer Gründung im Jahr 1987 Energie- und Versorgungskonzepte für den Mittelstand, die Industrie sowie die öffentliche Hand.

Der börsennotierte Energieversorger in mehrheitlich öffentlicher Hand mit Sitz in Maria Enzersdorf bei Wien will auch außerhalb Österreichs mit Ladesäulen wachsen und erwartet von der als strategisch auserkorenen Sparte eine günstigere Konzern-Refinanzierung.
 
Laut dem Wiener Energieregulierer E-Control betreibt die Tochter EVN Energieservices GmbH seit August 3.561 über Österreich verteilte Ladepunkte. Das ist ein Marktanteil von knapp 9 Prozent von 39.800 Ladepunkten. Der Konzern selbst kommuniziert 3.850 Ladepunkte. Über eine EVN-Ladekarte haben Automobilisten Zugang zu europaweit 140.000 Lademöglichkeiten. 2010 war die erste Ladestation des Unternehmens in Betrieb genommen worden.

Der frühere Marktführer „da Emobil“ kommt demgegenüber nur auf 2.929 Stationen − gut 7 Prozent. Ende 2025 waren der erste und der zweite Platz laut Austriatech genau umgekehrt gewesen. Da Emobil ist ein Gemeinschaftsunternehmen des Tankstellenbetreibers und Energiehändlers Gutmann mit dem Elektrotechnik- und Gebäudetechnik-Unternehmen Fiegl und Spielberger, beide aus Tirol. Und die Zahl der vollelektrischen Autos ist in Österreich im ersten Halbjahr um 15 Prozent auf knapp 297.000 gestiegen.

EVN will bis 2030 jährlich 1 Milliarde Euro investieren, davon gehen 10 Prozent in die E-Mobilität. Bei der Standortauswahl fokussiert sich EVN auf Standorte, die fest im Alltag der Menschen verankert sind. „Unser Ziel ist es, Ladeinfrastruktur dort bereitzustellen, wo Menschen ohnehin unterwegs sind. Dadurch wird das Laden ganz selbstverständlich in den Alltag integriert, ohne dass dafür zusätzliche Wege oder Unterbrechungen notwendig sind“, erläutert Roman Nowatschek, Leiter E-Mobilität bei der EVN. „Destination Charging“ nennt sich das.

In der Praxis bedeutet das: Die Ladepunkte der EVN befinden sich zum einen bei Fachmärkten, Supermärkten, Outlets und Ausflugszielen, zum anderen entlang des hochrangigen Straßennetzes wie Rastplätzen oder Tankstellen. Alleine bei den Österreich-Filialen der Möbelkette XXX Lutz soll Nowatschek zufolge die Zahl der Ladepunkte bis 2028 auf über 600 ausgebaut werden. Weitere wichtige Partner sind Österreichs führende Lebensmittelketten Spar und Hofer – der österreichische Aldi.

Die Zahl der Kooperationen wurde nach Unternehmensangaben in diesem Jahr ausgeweitet auf den österreichischen Teil des Tankstellenverbundes Avia. Die Vereinbarung sieht vor, das Netz an Schnellladepunkten an Avia-Tankstellen in den nächsten Jahren auszubauen.

Bei den Zielgruppen unter den Abnehmern sieht der Technikvorstand Stefan Stallinger aktuell „noch einen leichten Überhang im Einzelhandel und bei Tankstellen. Jedoch stellen immer mehr Unternehmen ihre Pkw- als auch Nutzfahrzeugflotten auf Elektroantriebe um.“ Gerade bei der Ladeinfrastruktur für Firmenflotten sieht EVN Wachstumspotenzial.

Die Einnahmen aus dem Betrieb der Ladestationen sollen in den kommenden Jahren auch einen wachsenden Anteil am Konzernumsatz einspielen. Bei Erfüllung der Kriterien der EU-Taxonomieverordnung lassen sich die entsprechenden Umsatzanteile als ökologisch-nachhaltige Wirtschaftstätigkeiten ausweisen. Strategisch soll die Sparte die „defensiven Felder der Energieversorgung“ ergänzen, die für 80 Prozent des Konzern-Ebitda stehen. (geo)

Der Entscheidung seien in den vergangenen Monaten intensive Untersuchungen verschiedener Kooperationsmodelle vorausgegangen, heißt es in einer Mitteilung. Hintergrund seien unter anderem die steigenden regulatorischen Vorgaben der Bundesnetzagentur und der Landeskartellbehörden, zunehmende Anforderungen an IT-Systeme sowie die fortschreitende Digitalisierung.

Die neue Gesellschaft soll zentrale Dienstleistungen für beide Versorger übernehmen. Vorgesehen sind insbesondere Aufgaben aus den Bereichen Netz und Technik, Beschaffung und Vertrieb, Informationstechnologie und Shared Services sowie weitere Dienstleistungen. Durch die Bündelung sollen Prozesse effizienter organisiert, Kompetenzen stärker spezialisiert und Vertretungen bei Urlaub oder Krankheit besser abgesichert werden.

Auch die Freiburger Badenova und die Stadtwerkegesellschaft Thüga sollen bei der Kooperation eine Rolle spielen. Beide Unternehmen streben nach Angaben der Stadtwerke eine Beteiligung an der neuen Gesellschaft an. Sie wollen sich als Partner einbringen und gemeinsam mit den Kommunen die Energieversorgung in der Region weiterentwickeln.

Die Stadtwerke Altensteig sind ein Eigenbetrieb der Stadt Altensteig und damit vollständig in kommunaler Hand. Zum Portfolio gehören Strom-, Gas- und Wasserversorgung, Nahwärme und Telekommunikation. Hinzu kommen unter anderem Contracting, Messstellenbetrieb und Installationsleistungen sowie der Betrieb von Parkhäusern und Bädern.

Die Stadtwerke Freudenstadt bieten Strom, Erdgas, Wasser und Wärme an und betreiben Strom-, Gas- und Wassernetze sowie Breitbandnetze. An der Stadtwerke Freudenstadt GmbH & Co. KG hält die Stadt Freudenstadt 65 Prozent. Thüga ist mit 20 Prozent und Badenova mit 15 Prozent beteiligt.

„Mit der Kooperationsgesellschaft schaffen wir eine starke Grundlage, um die Energieversorgung unserer Region langfristig wirtschaftlich, sicher und zukunftsfähig aufzustellen“, sagt Freudenstadts Oberbürgermeister Adrian Sonder, Aufsichtsratsvorsitzender der Stadtwerke Freudenstadt.

Altensteigs Bürgermeister Oliver Valha ergänzt: „Unsere beiden Stadtwerke verbindet seit vielen Jahren ein gemeinsames Verständnis von kommunaler Verantwortung und Kundennähe. Die Kooperation ermöglicht es uns, Kräfte zu bündeln, Synergien zu nutzen und gleichzeitig die regionale Identität sowie die Eigenständigkeit beider Unternehmen dauerhaft zu erhalten.“ (sag)

Wie Centrica Energy auf seiner Webseite mitteilt, übernehme das Unternehmen die Vermarktung des Batteriespeichers in Hilgermissen in Niedersachsen. Centrica und Zelestra haben dafür einen physischen Tolling-Vertrag geschlossen. 

Zelestra wird die Speicheranlage errichten und betreiben. Der Baubeginn ist für 2027 vorgesehen, der vollständige Betrieb für die zweite Jahreshälfte 2028. Die Anlage bleibt zudem im Eigentum von Zelestra.

Im Rahmen des Tolling-Vertrags erhält Centrica Energy Zugriff auf die vereinbarte Speicherkapazität. Der Speicher soll am deutschen Day-Ahead- und Intraday-Markt sowie an den Märkten für Systemdienstleistungen eingesetzt werden. Centrica verfolgt dabei nach eigenen Angaben einen Multi-Market-Ansatz.

Tolling-Verträge ermöglichen Speicherbetreibern, einen Teil ihrer Erlöse vertraglich abzusichern. Der Vermarkter erhält im Gegenzug das Recht, die vereinbarte Kapazität an verschiedenen Strommärkten einzusetzen. Solche Modelle gewinnen bei der Finanzierung von Großbatteriespeichern an Bedeutung. Auch andere Speicherprojekte in Deutschland wurden zuletzt mit langfristigen Tolling-Vereinbarungen unterlegt.

„Hilgermissen bringt 300 MWh flexible Kapazität in eines der am stärksten vernetzten Stromnetze und einen der größten Energiespeichermärkte Europas“, sagt Mathias Kuenicke, Geschäftsführer von Zelestra Deutschland.

Centrica Energy baut mit der Vereinbarung sein Geschäft mit Batteriespeichern in Deutschland aus. Das Unternehmen bietet unter anderem vollständige und teilweise Tolling-Modelle sowie eine Vermarktung auf Merchant-Basis an. Nach eigenen Angaben hat Centrica seit 2018 mehr als 670 MW Batteriespeicherleistung optimiert.

Centrica Energy, die Energiehandelssparte des britischen Centrica-Konzerns, ist in Deutschland über die Centrica Energy Trading GmbH in Hamburg vertreten. Die spanische Zelestra sitzt in Madrid; die Zelestra Germany GmbH hat ihr Büro in Berlin. (sag)

Nach vier Jahren intensiver Planung und einer erfolgreichen Vermarktungsphase geht das Projekt damit in die nächste Runde. Die erste Ausbaustufe soll nach aktuellem Stand im Jahr 2028 in Betrieb gehen. Voraussetzung für die Umsetzung sind noch die Bewilligung der beantragten Bundesförderung sowie der erfolgreiche Abschluss der Finanzierungsgespräche. 

„Wir schaffen eine Wärmeversorgung, die Klimaschutz, Versorgungssicherheit und Komfort vereint. Damit investieren wir in eine Infrastruktur, von der die Menschen in Burghausen über viele Jahrzehnte profitieren werden“, sagte EBG-Geschäftsführerin Tanja Erb.

Bestehende Wärmenetze werden eingebunden

Die Wärme entsteht in der Geothermieanlage in Halsbach und soll künftig über die neue Transportleitung nach Burghausen kommen. Der Übergabepunkt in das städtische Wärmenetz ist im Ortsteil Bergham geplant. Dort errichtet die EBG eine Energiezentrale, von der aus eine Hauptleitung in Richtung Robert-Koch-Straße verläuft. Auf dieser Grundlage soll das Wärmenetz in mehreren Bauabschnitten erweitert werden.

In einer ersten Ausbaustufe integriert die EBG zwei bereits bestehende Wärmenetze in das neue System. Diese sollen künftig ebenfalls mit Geothermie versorgt werden. Nach Möglichkeit will das Unternehmen zudem öffentliche Gebäude an das Netz anschließen. Bereits 2027 soll die Transportleitung fertiggestellt werden und erste Kunden versorgen. Für die wirtschaftliche Umsetzung setzt das Unternehmen auf eine hohe Anschlussquote in den vorgesehenen Versorgungsgebieten. (hr)

Am Gasmarkt sorgen anhaltende Störungen der LNG-Lieferungen aus der Golfregion sowie die schleppende Befüllung der europäischen Gasspeicher weiterhin für ein angespanntes Marktumfeld. Der CO2-Markt zeigte sich in den vergangenen Tagen relativ volatil, wobei vor allem die Bewegungen am Strom- und Gasmarkt, das Wetter und konjunkturelle Nachrichten ausschlaggebend waren. 

Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. Der Montag wurde an der Börse im Base mit 123,00 Euro gehandelt. Der Freitag selbst hatte im außerbörslichen Handel am Donnerstag noch 122,75 Euro (Grundlast) gekostet.

Die neue Arbeitswoche dürfte den Meteorologen von Eurowind zufolge mit einer im Vergleich zum Freitag etwas geringeren Einspeiseleistung der Erneuerbaren von etwa 22 Gigawatt starten. Für Dienstag und die folgenden Tage werden dann etwas höhere Einspeiseleistungen um 25 Gigawatt erwartet.

Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 bis zum Freitagnachmittag um 2,34 auf 102,78 Euro je Megawattstunde hinzu.

CO2: Mit deutlichem Plus hat sich der CO2-Markt am Freitag gezeigt. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 1,43 auf 83,32 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 10,0 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 83,77 Euro, das Tief bei 81,89 Euro.

Zur verbesserten Stimmung dürfte beigetragen haben, dass diverse Konjunkturdaten in Europa in der abgelaufenen Woche nach oben gezeigt haben. Selbst in Deutschland sei die Lage besser als die Stimmung, hieß es dazu vom Vermögensverwalter DWS. Wachstumsdaten, Frühindikatoren und Finanzmärkte zeichneten ein robusteres Bild der deutschen Wirtschaft, als die öffentliche Debatte vermuten lasse. Auch die aktuellen Daten zur deutschen Industrieproduktion und den Exporten passten in dieses Bild.

Aus dem Energiekomplex kamen laut den Analysten von Belektron zuletzt hingegen gemischte Signale. So gab der Gasmarkt zwischenzeitlich mit der Hoffnung auf eine Einigung zwischen den USA und Iran nach. Gleichzeitig bleiben die Fundamentaldaten am Strommarkt überwiegend unterstützend. Eine anhaltende Hitzewelle in weiten Teilen Europas treibe den Strombedarf weiter nach oben. Hinzu kommen außergewöhnlich niedrige Wasserstände auf den großen deutschen Flüssen, die den Kohletransport auf den Binnenwasserstraßen erschweren und damit die Versorgung von Kraftwerken beeinträchtigen, so die Analysten weiter.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Freitag wieder nachgegeben. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr 0,68 auf 55,45 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 0,80 auf 55,69 Euro je Megawattstunde nach oben.

Die Gaspreise gaben damit trotz neuer Spannungen in der Straße von Hormus nach, die Zweifel an einer baldigen Normalisierung der LNG-Lieferungen aus der Golfregion aufkommen lassen. Iranische Staatsmedien berichteten, dass Marineeinheiten nahe der Straße von Hormus einen Einsatz gegen „feindliche Ziele“ durchgeführt hätten, nachdem auf der Insel Qeschm Explosionen zu hören gewesen waren.

Grundsätzlich sorgen anhaltende Störungen bei den LNG-Exporten wichtiger Lieferländer wie Katar weiterhin für ein angespanntes globales Marktgleichgewicht. Dadurch verschärft sich der Wettbewerb Europas mit asiatischen Importeuren um verfügbare LNG-Ladungen und die Befüllung der europäischen Gasspeicher für den kommenden Winter bleibt erschwert. (map)