Der Bundesverband hatte ursprünglich eine Verbandsklage gegen Eon am OLG eingereicht, um gegen die Klauseln in mehreren Bundesländern vorzugehen. Die Vorsitzende Richterin Julia Nolting machte deutlich, dass sie und ihre Richterkollegen zwar unwirksame Klauseln sähen, eine pauschale Ableitung als Grundlage für eine erfolgreiche Verbandsklage sehe das Gericht aber nicht. Vielmehr müsse am Ende jeder Kunde seinen Anspruch auf Erstattung der zu viel gezahlten Kosten rückwirkend individuell vor den Gerichten einklagen. 

Für Hamburg, Nordrhein-Westfalen (Erkrath) und Hessen (Schwalbach) stellte das OLG fest, dass Eon mutmaßlich bei der Abrechnung von eingekauften Leistungen für die Fernwärme eine andere Formel verwendet habe als beim Verkauf an die Endkunden. Einmal wurde bei den Formeln addiert, einmal multipliziert. Das führte bei den Eon-Kunden zu Hebel-Effekten und damit höheren Preisen. Das OVG kritisierte dies scharf und sprach von Verstößen gegen das Gebot der Kostenorientierung. 

Preis wird mit Formel berechnet

Dabei ist umstritten, in welches Verhältnis die Kosten bei der Produktion und die Marktlage auf dem Energiemarkt gestellt werden. Der Gaspreis spielt bei der Berechnung des Arbeitspreises eine entscheidende Rolle. Eon hatte aber zum Beispiel in Hamburg die Fernwärme auch mit Holzpellets produziert. Nach Schilderung eines Eon-Anwalts hat sich hier die Marktlage nach dem russischen Angriffskrieg auf die Ukraine und den gestiegenen Gaspreisen extrem verändert. Vor Jahren sei Holz noch deutlich teurer gewesen. 

Zu einem juristischen Vergleich, also einem Kompromiss, zeigten sich die Streitparteien vor dem OLG nicht bereit. Ein Urteil will das Gericht in Hamm am 12. Oktober verkünden. (dpa)

Nach Angaben der Bundesregierung haben die Betreiber bei allen drei Anlagen den Reaktorkern entladen und mit dem Abbau nicht mehr benötigter Komponenten begonnen. Dazu zählen unter anderem Rohrleitungen und Turbinenteile. Der Reaktordruckbehälter befindet sich demnach noch in seiner ursprünglichen Einbaulage. Die Einbauten des Reaktordruckbehälters werden derzeit demontiert und zerlegt.

Die drei Anlagen sind laut Bundesregierung noch nicht kernbrennstofffrei. Auch die Dampferzeuger befinden sich noch in unterschiedlichen Abbauzuständen. Zudem bauen die Betreiber derzeit Komponenten der jeweiligen Primärkreisläufe ab.
Weiter fortgeschritten ist der Rückbau bei den Atomkraftwerken Grafenrheinfeld, Philippsburg 2, Grohnde und Brokdorf. Diese vier Anlagen erhielten ihre Stilllegungs- und Abbaugenehmigungen zwischen Dezember 2019 und 2024. Laut Bundesregierung sind sie inzwischen brennelement- und brennstabfrei.

Abriss begonnen

In Grafenrheinfeld und Philippsburg 2 laufen demnach bereits umfangreiche Demontagearbeiten. Dazu gehört der Abbau von Großkomponenten wie Reaktordruckbehältern, Dampferzeugern und weiteren Teilen des Primärkreislaufs. Auch die Kühltürme beider Anlagen wurden bereits abgerissen.

In Grohnde und Brokdorf befinden sich die Arbeiten laut Bundesregierung in einem früheren Stadium. Dort nehmen die Betreiber nicht mehr benötigte Systeme außer Betrieb. Zudem führen sie Dekontaminationsmaßnahmen durch und demontieren erste Anlagenteile sowie Einbauten der Reaktordruckbehälter.

Auch bei den beiden Blöcken des Atomkraftwerks Gundremmingen laufen Demontagearbeiten. Im Block B haben die Betreiber nach Angaben der Bundesregierung mit dem Abbau der Einbauten des Brennelementlagerbeckens und des Reaktordruckbehälters begonnen. Die Kühltürme wurden bereits abgerissen. In Gundremmingen C wurden unter anderem Generatoren, Turbinen, Pumpen und Armaturen im Maschinenhaus demontiert.

Bei den übrigen deutschen Atomkraftwerken ist der Rückbau laut Bundesregierung ebenfalls weit fortgeschritten. Wesentliche Hauptkomponenten seien bereits entfernt. An einigen Standorten hätten die Betreiber zudem bereits Gebäude oder Gebäudeteile zurückgebaut.

Keine Rückkehr zur Kernkraft

Eine Rückkehr zum Betrieb der abgeschalteten Anlagen ist nach Angaben der Bundesregierung nicht Gegenstand aktueller Maßnahmen. In der laufenden Legislaturperiode habe es weder Gespräche zwischen Bundesregierung und Betreibern über einen Rückbaustopp noch über eine Wiederinbetriebnahme der Atomkraftwerke gegeben. Auch habe das Bundesumweltministerium keine Gutachten oder Stellungnahmen der Betreiber zu einer möglichen Reaktivierung vorgelegt.

Die Bundesregierung beantwortete die Anfrage der AfD-Fraktion zum Stand des Rückbaus und nach den Voraussetzungen für eine Wiederinbetriebnahme. (sh)

Damit wurde das Ziel für 2020 übererfüllt. Das ursprüngliche Ziel für 2030 (32 Prozent) soll auf 42,5 Prozent angehoben werden. Im Jahr 2020 erreichte die EU eine Minderung der Treibhausgas-Emissionen um 20 Prozent gegenüber dem Vergleichsjahr 1990 - damit wurde auch dieses Ziel übererfüllt. Für die Zukunft hat die Gemeinschaft ihre Ziele weiter erhöht.

Die sieben in Betrieb gegangenen Ladesäulen verfügen über jeweils zwei Ladepunkte mit je 11 kW Leistung. Weitere sieben Standorte mit je zwei Säulen folgen in Kürze, heißt es in einer Mitteilung der Gemeinde. Stuhr wolle die Bevölkerung durch den Ausbau ermutigen, auf Elektromobilität umzuschwenken. Gemeinderat und Wirtschaftsförderer Peer Beyersdorff spricht von einem „Meilenstein beim Ausbau der Elektromobilität vor Ort“.

Im vergangenen Jahr hatten die niedersächsischen Kommunen ihren Partner für das Vorhaben präsentiert. Es ist der große Versorger Enercity aus der Landeshauptstadt Hannover. In einer gemeinsamen Ausschreibung der Konzession ging der Auftrag über 104 Ladepunkte an das regionale Energieunternehmen, davon entfallen 42 auf Stuhr und 62 auf Weyhe.

Die Gemeinden stellen Enercity die öffentlichen Flächen für die Säulen zur Verfügung. Der Versorger zahlt dafür jährlich eine Konzessionsabgabe. Durch die Ladekabel soll ausschließlich Ökostrom fließen, heißt es.

Dass Stuhr und Weyhe ihre Ladeinfrastruktur gemeinsam entwickeln lassen, ist kein Zufall. Sie hatten als Modellkommunen 2022 und 2023 mit der Niedersächsischen Landesbehörde für Straßenbau und Verkehr entsprechende Konzepte entwickelt. Bis 2030 wollen sie so ihren errechneten Bedarf an Ladepunkten gezielt decken. (vs)

Das Projekt ging früher in Betrieb als zunächst vorgesehen. Der Produktionsstart war ursprünglich gegen Ende des Jahres geplant. Nach Angaben des Betreibers Equinor liegen die Projektkosten zudem mehrere hundert Millionen norwegische Kronen unter der Kostenschätzung von 12,3 Milliarden NOK (umgerechnet rund 1,13 Milliarden Euro). Die Investitionsentscheidung für die zweite Stufe hatten die Partner vor etwas mehr als zwei Jahren getroffen.

​Troll bleibt wichtig für europäische Gasversorgung

Das Troll-Feld gehört zu den zentralen Quellen der norwegischen Gasversorgung Europas. Nach Angaben von Equinor enthält es rund 40 Prozent der Gasreserven auf dem norwegischen Kontinentalschelf. Gas aus Troll deckt dem Unternehmen zufolge etwa 10 Prozent des europäischen Bedarfs. Die nun schneller erschließbaren 55 Milliarden Standardkubikmeter entsprechen laut Equinor annähernd dem Gasverbrauch Frankreichs über zwei Jahre.

Das zusätzliche Gas aus Troll West gelangt zur Plattform Troll A und anschließend über die vorhandene Infrastruktur zur Gasaufbereitungsanlage Kollsnes an der norwegischen Küste. Sowohl Troll A als auch Kollsnes beziehen Strom vom Festland. Equinor verweist deshalb auf niedrige Emissionen bei der Förderung und Aufbereitung des Gases.

Entwicklung des Troll-Feldes läuft seit Jahrzehnten

Troll produziert seit 30 Jahren Gas und gilt als größtes gasproduzierendes Feld Norwegens. Wegen der Größe der Lagerstätte gliederten die Betreiber die Entwicklung in mehrere Phasen. Phase 1 erschloss das Gas in Troll East und umfasste unter anderem Troll A sowie die Anlage Kollsnes. Phase 2 konzentrierte sich auf die Ölvorkommen in Troll West und führte zum Bau der Plattformen Troll B und Troll C.

Phase 3 erschließt die Gaskappe oberhalb der weiterhin produzierenden Öllagerstätte in Troll West. Das Gas nutzt dabei weitgehend die bereits vorhandene Infrastruktur und gelangt über Troll A in das norwegische Transportsystem.

Die Entwicklung von Troll West ist mit der jetzt gestarteten Stufe noch nicht abgeschlossen. Die Partner haben bereits die nächste Maßnahme beschlossen. Mit dem Projekt Troll West Increased Gas Recovery North, kurz „TWIN“, wollen sie die Gasgewinnung im nördlichen Teil von Troll West weiterentwickeln. 

Geplant sind im Projekt „TWIN“ zwei neue Förderbohrungen, die über eine Unterwasseranlage und eine Pipeline an die bestehende Infrastruktur angebunden werden, teilte Equinor im Juni dieses Jahres mit (wir berichteten). Zudem sollen bestehende Versorgungsleitungen erweitert werden. Die Inbetriebnahme ist nach Angaben von Equinor für 2028 vorgesehen.

Nach Unternehmensangaben soll das Projekt rund 11 Milliarden Kubikmeter Erdgas zusätzlich erschließen. „TWIN“ ist der dritte Entwicklungsschritt im Troll-A-Feld. Es soll die hohe Auslastung der Plattform Troll A sowie der Gasaufbereitungsanlage Kollsnes bis 2030 sichern.

An dem Projekt beteiligt sind neben Equinor die Unternehmen Petoro (Norwegen), Shell (Großbritannien), Total Energies (Frankreich) sowie Conoco Phillips (USA). (hr)

Nach Angaben von DNV hat sich die Bedrohungslage für Energieinfrastrukturen in den vergangenen zehn Jahren deutlich verändert. Geopolitische Spannungen, der Klimawandel, die zunehmende Digitalisierung, der Einsatz künstlicher Intelligenz (KI) und Abhängigkeiten in Lieferketten führen demnach zu neuen und miteinander verbundenen Risiken.

Eine aktuelle Untersuchung von DNV unter mehr als 1.000 Führungskräften aus der Energiebranche zeigt laut dem Unternehmen zugleich Defizite bei der Vorsorge. Mehr als die Hälfte der Befragten gab demnach an, dass ihr Unternehmen über keine klar definierte und regelmäßig aktualisierte Resilienzstrategie verfügt.

Unternehmen müssen Abwehr aufbauen

DNV sieht darin ein strukturelles Problem. Kritische Energieinfrastrukturen seien heute selten nur einer einzelnen Bedrohung ausgesetzt. Ausfälle oder Schäden in einem Bereich könnten sich über technische Systeme, Lieferketten und weitere Teile der Wertschöpfungskette ausbreiten. Dadurch könnten neben der Energieversorgung auch Energiekosten sowie wirtschaftliche und gesellschaftliche Strukturen betroffen sein.

Das von DNV vorgestellte Rahmenwerk soll deshalb Resilienz stärker mit der strategischen Planung von Unternehmen verknüpfen. Es sieht einen kontinuierlichen Zyklus aus vier Schritten vor: Risikoanalyse, Priorisierung von Investitionen, Umsetzung von Maßnahmen sowie Überprüfung und Validierung.

Fünf Bereiche sichern

Diese vier Schritte wendet DNV auf fünf Bereiche an: Organisation, Personal, physische Anlagen, IT und Cybersicherheit sowie Lieferketten. Unternehmen sollen damit zunächst kritische Abhängigkeiten und mögliche „Single Points of Failure“, also einzelne Ausfallpunkte, identifizieren. Anschließend sollen sie Schutzmaßnahmen priorisieren und in die Investitionsplanung integrieren.
Nach dem Ansatz von DNV endet die Vorsorge nicht mit der Umsetzung technischer oder organisatorischer Maßnahmen. Betreiber sollen Systeme auch während eines Vorfalls schützen sowie Reaktions-, Wiederanlauf- und Wiederherstellungspläne bereithalten. Ziel sei es, den Betrieb nach einer Störung möglichst sicher wiederherzustellen.

Ditlev Engel, CEO von DNV Energy Systems, bezeichnete Resilienz als Bestandteil des täglichen Betriebs. Sie sei notwendig, um eine zuverlässige, bezahlbare und nachhaltige Energieversorgung sicherzustellen. Unternehmen müssten Sicherheitsaspekte deshalb in ihre zentrale Investitionsplanung integrieren, erklärte Engel.

Beispiele für Bedrohungen beleuchtet

DNV verweist in seinem Positionspapier auf verschiedene Beispiele für Bedrohungen kritischer Energieinfrastruktur. Dazu zählen Cyberangriffe, die Beschädigung von Unterwasser-Gaspipelines sowie Raketenangriffe auf LNG-Terminals und -Tanker. Auch politische Veränderungen und extreme Wetterereignisse können nach Einschätzung des Unternehmens die Zuverlässigkeit von Energiesystemen beeinträchtigen.

Derek Riezebos, Manager für Verteidigung und Sicherheit in Nordeuropa bei DNV Energy Systems, sieht insbesondere die Abhängigkeiten zwischen einzelnen Systemen als Herausforderung. Nur wenige Organisationen hätten einen vollständigen Überblick über ihre Schwachstellen. Ein besseres Verständnis kritischer Abhängigkeiten und die Verringerung einzelner Ausfallpunkte könnten jedoch dazu beitragen, die Auswirkungen von Störungen zu begrenzen.

Als Beispiel nennt DNV lang anhaltende Stromausfälle. Diese könnten Kettenreaktionen auslösen und unter anderem Verkehr, Kommunikation, Krankenhäuser und weitere kritische Dienste beeinträchtigen. Daraus leitet das Unternehmen die Notwendigkeit eines koordinierten Vorgehens von Energieunternehmen, Infrastrukturbetreibern und staatlichen Stellen ab.

DNV will das Rahmenwerk nach eigenen Angaben Regierungen, Verteidigungsorganisationen, Energieversorgern und Infrastrukturbetreibern zur Verfügung stellen. Der Ansatz soll internationale Erfahrungen mit lokalem und marktspezifischem Wissen verbinden und Resilienz stärker in die laufenden Betriebs- und Investitionsprozesse integrieren.

Die DNV-Stellungnahme „From concern to control“ steht in englischer Sprache im Internet bereit. (sh)

Haller kritisiert, dass Stadtwerke trotz ihrer Verpflichtung zur Abgabe von Zertifikaten nicht ausreichend am Primärmarkt zum Zuge kämen. Sie müssten deshalb einen Teil ihres Bedarfs über den Sekundärmarkt decken. Dort konkurrierten sie mit finanzstarken Akteuren, die Zertifikate auch aus Gründen der Marktpositionierung oder für Handelsgeschäfte erwerben könnten.

Sicherheitsleistungen binden Liquidität

Nach Darstellung Hallers verschärfen hohe Sicherheitsleistungen und die damit verbundene Liquiditätsbindung die Situation. Kommunale Energieversorger müssten erhebliche Mittel vorhalten, könnten damit aber nicht automatisch die benötigten Zertifikatsmengen sichern. Die Beschaffung auf dem Sekundärmarkt erhöhe zudem das Risiko, Zertifikate zu höheren Preisen als ursprünglich kalkuliert einkaufen zu müssen.

Haller vergleicht die Situation mit dem Weiterverkauf stark nachgefragter Konzerttickets. Finanzinvestoren und andere Marktakteure könnten Zertifikate erwerben und später weiterverkaufen. Für Stadtwerke entstehe dadurch ein zusätzlicher Beschaffungs- und Liquiditätsdruck.

Auch die geplante Novelle des Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) ändere daran nach Einschätzung des Energieexperten wenig. Der vom Bundeskabinett beschlossene Gesetzentwurf sieht für 2027 einen CO2-Preis innerhalb eines Korridors von 55 bis 65 Euro vor. Damit werde zwar der Preisrahmen stabilisiert, nicht aber der Zugang zu den benötigten Zertifikaten sichergestellt.

„Nicht der CO2-Preis ist das Problem, sondern ein Marktdesign, das Preisstabilität verspricht, aber Beschaffungsrisiken in die Stadtwerke verlagert“, argumentiert Haller. Ein wirksames CO2-Preissignal bleibe aus seiner Sicht wichtig. Ein Preiskorridor allein reiche jedoch nicht aus, um kommunalen Energieversorgern Planungssicherheit zu geben.

Auktionsdesign ändern

Haller fordert deshalb Anpassungen beim Auktionsdesign. Unternehmen mit einer tatsächlichen Liefer- und Abgabeverpflichtung sollten gegenüber finanzstarken Marktteilnehmern nicht benachteiligt werden. Dafür müssten insbesondere die Regeln für Sicherheitsleistungen und Besicherung überprüft werden. Zudem sollten Zugangshürden für verpflichtete Marktteilnehmer sinken und die Risiken auf dem Sekundärmarkt begrenzt werden.

Ziel müsse sein, dass Stadtwerke die für die Erfüllung ihrer gesetzlichen Verpflichtungen benötigten Zertifikate rechtzeitig, vollständig und mit möglichst geringer Liquiditätsbelastung beschaffen können. Andernfalls entwickele sich der CO2-Aufschlag aus Sicht Hallers von einer administrativ geprägten Kostenposition zu einem stärker marktabhängigen Risiko.

Neben der Politik sieht der Energieexperte auch die Stadtwerke selbst in der Verantwortung. CO2 entwickele sich vom reinen Compliance-Thema zu einer aktiven Portfolio- und Risikoposition. Energieversorger sollten CO2 deshalb ähnlich wie andere Commodity-Positionen steuern. Dazu gehörten eine definierte Beschaffungsstrategie, Pricing-Regeln, vertragliche Absicherung und eine angemessene Risikoprämie.

CO2-Kosten werden zur Geschäftsführungsaufgabe

Auch die Kundenkommunikation müsse sich verändern. Ein pauschaler Verweis auf gesetzlich bedingte Kosten reiche künftig nicht mehr aus. Stattdessen sollten Stadtwerke die CO2-Risiken mit konkreten Angeboten verbinden. Haller nennt unter anderem Maßnahmen zur Energieeffizienz, Wärmelösungen, Ladeinfrastruktur, Grünstrom und Power Purchase Agreements (PPA), Speicher sowie Energiemanagement.

Den größten wirtschaftlichen Hebel sieht Haller damit nicht allein in der Weitergabe steigender CO2-Kosten. Entscheidend sei vielmehr, CO2-Risiken in konkrete Kundenlösungen und belastbare Vertragsmodelle zu übersetzen. Damit könnten Stadtwerke ihre Kunden bei der Reduzierung des Energieverbrauchs und der damit verbundenen CO2-Kosten unterstützen.

Die Steuerung dürfe zudem nicht bei einzelnen Fachabteilungen liegen. Haller sieht CO2 inzwischen als Aufgabe der Geschäftsführung. Geschäftsführungen sollten festlegen, welche CO2-Risiken sie selbst übernehmen, welche sie absichern und welche sie transparent an Kunden weitergeben. Damit werde die CO2-Beschaffung zu einem Bestandteil der übergreifenden Unternehmens- und Risikosteuerung. (sh)

Smatrics mit Sitz in Wien plant, errichtet und betreibt Ladeinfrastruktur in Österreich und Deutschland. Das Unternehmen gehört Verbund und EnBW Energie Baden-Württemberg und betreibt nach eigenen Angaben rund 20.000 Ladepunkte. Fryte Mobility mit Sitz in München entwickelt eine Softwareplattform für die Routen- und Ladeplanung elektrischer Lkw. Das Unternehmen bezeichnet sich selbst als Anbieter einer Plattform, die Flotten und Ladeinfrastruktur miteinander verbindet.

Depots sollen für Dritte nutzbar werden

Eine zentrale Rolle spielt dabei der Smatrics Depot Club. Über das Netzwerk können Logistikunternehmen Ladepunkte auf ihren Betriebshöfen zeitweise für andere Unternehmen öffnen. Durch die Anbindung an Fryte sollen diese Standorte auch außerhalb des Depot Clubs in der Routenplanung sichtbar werden. Smatrics verspricht sich davon eine bessere Auslastung der bestehenden Ladeinfrastruktur.

Technische Grundlage der Verbindung ist das Open Charge Point Interface (OCPI). Dieser offene Schnittstellenstandard soll den Datenaustausch zwischen unterschiedlichen Systemen der Ladeinfrastruktur ermöglichen. Laut der Mitteilung sind die angebundenen Standorte zunächst in der Fryte-Plattform sichtbar und für die Ladeplanung nutzbar.
Reservierungen ab 2027 geplant

Ab 2027 wollen die Partner ausgewählte Ladepunkte zusätzlich reservierbar machen. In einem weiteren Schritt sollen Reservierungsdaten an die Energiemanagementsysteme der jeweiligen Standorte übermittelt werden. Damit wollen die Unternehmen Netz- und Ladeprozesse besser aufeinander abstimmen.

Für Fryte-Chef Maximilian Zähringer ist vor allem die Planung über Betreibergrenzen hinweg entscheidend. In der Disposition komme es darauf an, ob ein Ladepunkt zur Route passe. Smatrics-Produktchefin Sita Meek verweist zugleich darauf, dass Depotkunden ihre Ladeinfrastruktur gezielt für externe Nutzer öffnen wollen, ohne sie allgemein zugänglich zu machen. (ds)

Das Isarwerk 1 liegt rund 1,8 km unterhalb der Wehranlage Großhesselohe und gehört zu den historischen Wasserkraftwerken der SWM. Drei Doppelzwillings-Francis-Turbinen aus den Jahren 1907 und 1915 erzeugen dort bislang im Durchschnitt rund 15 Millionen kWh Strom pro Jahr. Damit deckt das Kraftwerk rechnerisch den Jahresbedarf von etwa 6.000 Haushalten.

Die neue Kaplan-Turbine soll im bislang ungenutzten Leerschuss des Kraftwerks entstehen. Nach Angaben der SWM erreicht sie insbesondere bei Teillast einen höheren Wirkungsgrad als die bestehenden Francis-Turbinen. Sie soll künftig einen größeren Teil der Regelarbeit übernehmen. Dadurch können die historischen Maschinen häufiger in einem für sie günstigeren Betriebsbereich laufen.

Mehr Strom und Ersatz für Reparaturen

„Durch die zusätzliche vierte Turbine kann das Isarwerk 1 mehr Wasser zur Stromerzeugung nutzen und so das vorhandene Potenzial besser ausschöpfen“, sagt Helge-Uve Braun, Technischer Geschäftsführer der SWM. Gleichzeitig entlaste die neue Maschine die historischen Turbinen speziell bei Teillast. Das erhöhe die Energieausbeute, die Betriebs- und Versorgungssicherheit und reduziere den Verschleiß, so Braun.

Die zusätzliche Erzeugung entspricht laut SWM dem Jahresverbrauch von etwa 700 Münchner Haushalten. Zugleich soll die vierte Turbine Erzeugungsausfälle während längerer Revisionen der bestehenden Maschinen und bei anderen Instandhaltungsarbeiten verringern. Das Unternehmen will zunehmend Strom erneuerbar produzieren. Da Möglichkeiten für neue Anlagen im Stadtgebiet begrenzt sind, wolle das Unternehmen bestehende Anlagen effizienter nutzen.

Denkmalschutz bleibt gewahrt

Die SWM wollen die neue Technik so in den Bestand integrieren, dass die historische Bausubstanz und die denkmalgeschützten Anlagen möglichst geschont werden. Die Anlagentechnik, darunter die Schaltschränke, soll in einem Neubau über dem bisherigen Leerschuss untergebracht werden. Dieser soll sich nach Angaben der SWM in das bestehende Gebäudeensemble einfügen.

Das Maschinenhaus entstand zwischen 1906 und 1908 nach einem Entwurf des Architekten August Blößner. Der dreigeschossige Bau mit Walmdach und abgerundeten Ecken steht für die frühe Nutzung der Wasserkraft an der Isar. Die drei bestehenden Turbinen erzeugen dort seit ihrem Bau 1907 und 1915 weitgehend ohne Unterbrechung Strom.

Neue Fischpassage geplant 

Mit der Modernisierung verbinden die SWM die technische Optimierung mit Maßnahmen für den Gewässerschutz. So soll der Abstand der Stäbe an den Turbineneinlaufrechen verringert werden. Dadurch wollen die SWM den Fischschutz verbessern. Zusätzlich soll eine Ableitung von Fischen zu einer Fischpassage ins Unterwasser entstehen.

Nach Angaben der SWM stärkt dies auch das Sekundärhabitat im Werkkanal. Dabei handelt es sich um einen Rückzugsraum für Wasserlebewesen, der insbesondere bei niedrigen Wasserständen und Trockenperioden Bedeutung hat.

Umbau ab 2027 geplant

Für das Vorhaben liegen laut SWM inzwischen alle erforderlichen Genehmigungen vor. Das Unternehmen hat nach eigenen Angaben während der Planung eng mit den zuständigen Behörden zusammengearbeitet, darunter der Unteren Denkmalschutzbehörde.

Der konkrete Baubeginn hängt unter anderem vom Verlauf der Vergabeverfahren, den Lieferzeiten wichtiger Komponenten sowie betrieblichen und naturschutzfachlichen Bedingungen ab. Die SWM planen die Umsetzung für 2027 oder spätestens 2028. Die Umbauarbeiten sollen voraussichtlich rund eineinhalb Jahre dauern. (sh)

Methanol dient unter anderem als Ausgangsstoff für Kunststoffe und Lacke und gewinnt zudem als Kraftstoff für die Schifffahrt an Bedeutung. Bislang wird es meist aus Erdgas oder Kohle hergestellt. Eine erneuerbare Produktion benötigt dagegen grünen Wasserstoff, CO2 und Wasser. Gerade Regionen mit guten Wind- und Solarbedingungen leiden jedoch häufig unter Wasserknappheit.

Hier setzt das Forschungsprojekt „DryHy“ der Jülicher Forschenden an. Das Bundesforschungsministerium fördert das Vorhaben mit 16,2 Millionen Euro. Koordiniert wird das Projekt vom Forschungszentrum Jülich. Die nun veröffentlichte Studie bewertet eine Prozesskette, mit der sich erneuerbares Methanol auch unter trockenen Bedingungen herstellen ließe.

Wasser und CO2 aus der Luft

Grundlage des Projektes ist die direkte Luftabscheidung (Direct Air Capture, DAC). Dabei bindet ein Filtermaterial CO2 aus der Umgebungsluft und nimmt zugleich Feuchtigkeit auf. Dieses Wasser soll anschließend gemeinsam mit dem CO2 für die Methanolproduktion genutzt werden. Die Forschenden modellierten dafür die gesamte Prozesskette einschließlich erneuerbarer Stromerzeugung, Elektrolyse, Energiespeichern, Wärmenutzung und einer Kühlung ohne zusätzlichen Wasserverbrauch.

Die Analyse umfasst mehr als 20.000 Regionen in 78 Ländern, die im Jahr 2050 voraussichtlich mindestens mittlerem Wasserstress ausgesetzt sein werden. In rund 97 Prozent dieser Regionen enthält die Luft laut Studie über das Jahr hinweg genug Wasser, um den Bedarf der Produktion vollständig zu decken. Auch an sehr trockenen Standorten sei die Herstellung grundsätzlich möglich, heißt es aus Jülich. Anlagen könnten an diesen Orten bevorzugt in feuchteren Stunden betrieben und Wasser zwischengespeichert werden.

Folgen für das lokale Klima noch offen

Für die Produktionskosten spielt die Luftfeuchtigkeit laut Studie eine geringere Rolle. „Für günstige Produktionskosten ist eine ergiebige und möglichst gleichmäßige Versorgung mit erneuerbarem Strom meist wichtiger als eine hohe Luftfeuchtigkeit“, erklärt Jann Weinand. Laut dem Leiter der Abteilung Integrierte Szenarien der Jülicher Systemanalyse seien Standorte, an denen sich Wind- und Solarstrom gut ergänzen, besonders geeignet.

An günstigen Standorten könnten die Produktionskosten im Jahr 2050 nach den Modellrechnungen bei „einigen 100 Euro je Tonne Methanol“ liegen. An weniger geeigneten Orten können sie ein Mehrfaches erreichen. Das Forschungszentrum verweist zum Vergleich auf einen aktuellen europäischen Vertragspreis von knapp 1.000 Euro je Tonne. Die Autoren betonen allerdings, dass heutige Marktpreise stark schwanken, während ihre Studie künftige Produktionskosten modelliert.

Offen ist zudem, welche Folgen eine großtechnische Entnahme von Wasserdampf aus der Atmosphäre für das lokale Klima haben könnte. Im „DryHy“-Projekt untersuchen die Forschenden deshalb mögliche Auswirkungen auf Luftfeuchtigkeit, Wolkenbildung und Niederschläge. Thomas Schöb, Leiter des Teams Energiesystemtransformation, warnt davor, die Nutzung von Luftfeuchtigkeit grundsätzlich als folgenlos zu betrachten. Vor dem Bau sehr großer Anlagen müsse dies standortspezifisch geprüft werden.

Die Autoren weisen auch auf Grenzen ihrer Untersuchung hin. Es handle sich um eine techno-ökonomische Modellrechnung und nicht um Daten bestehender Methanolfabriken. Unterschiede bei Finanzierung, Arbeitskosten und Infrastruktur sowie mögliche Materialengpässe seien nicht vollständig berücksichtigt. Auch die angenommene flexible Fahrweise der Hochtemperaturelektrolyse müssse sich erst im industriellen Dauerbetrieb bewähren.

Die Studie „Direct air capture enables sustainable methanol production in water-scarce regions“ ist über die Internetseite von Nature Communications abrufbar. (ds)

Der Batteriespeicher ist seit Juni 2025 in Betrieb. Ecostor hat die Anlage gemeinsam mit dem Netzbetreiber Schleswig-Holstein Netz AG (SH Netz) entwickelt. Dabei kam eines der ersten Flexible Connection Agreements (FCA) für Batteriespeicher in Deutschland zum Einsatz. Die Vereinbarung soll einen verlässlichen Rahmen für den Netzanschluss und den Betrieb des Speichers schaffen.

Transparenter Betrieb

Auch Betriebsdaten der Anlage stellt Ecostor über ein öffentlich zugängliches Dashboard bereit. Nach Angaben des Unternehmens lassen sich damit zentrale Kennzahlen des Batteriespeichers nachvollziehen. Ecostor sieht darin einen Beitrag zu mehr Transparenz beim Betrieb von Großspeichern. Die Speichermodule haben zusammen eine Leistung von 103,5 MW und eine Kapazität von 238 MWh.

„Mit Bollingstedt investiert Alpiq in ein Projekt, das neue Maßstäbe gesetzt hat – bei der Netzintegration, dem Betrieb und der Transparenz“, erläutert Jörn Rohland, CFO von Ecostor. Die Entscheidung eines internationalen Energieunternehmens für den Speicher bestätige aus seiner Sicht den Ansatz von Ecostor und zeige, dass Erfahrung und Betriebskonzepte am Markt relevant seien.

Ecostor bewertet die Transaktion zugleich als Zeichen für die zunehmende Professionalisierung des deutschen Speichermarktes. Nach Ansicht des Unternehmens entscheidet bei Großspeichern nicht allein die installierte Leistung über die Qualität eines Projekts. Ebenso wichtig seien belastbare Betriebs- und Vermarktungskonzepte sowie die Einbindung in das Stromsystem.

Netzdienlichkeit bewiesen

Eine zentrale Rolle spielt dabei das Flexible Connection Agreement. „Bollingstedt zeigt, dass Planbarkeit und Netzdienlichkeit keine Gegensätze sind“, sagt Rohland. Die Vereinbarung schaffe einen verlässlichen Rahmen für den Speicherbetrieb und könne dazu beitragen, wirtschaftliche und netzdienliche Anforderungen miteinander zu verbinden. 

Die dabei gewonnenen Erfahrungen sollen nach Unternehmensangaben in die Entwicklung weiterer Großspeicherprojekte einfließen. Das Unternehmen will damit den Ausbau von Batteriespeichern in Deutschland unterstützen und zusätzliches Kapital für neue Projekte mobilisieren.

Die Übernahme knüpft an eine bestehende Zusammenarbeit zwischen Alpiq und Ecostor an. Beide Unternehmen hatten Ende 2025 bereits eine Kooperation im Zusammenhang mit einem Tolling-Vertrag für den Batteriespeicher Schuby bekannt gegeben. Mit dem Erwerb von Bollingstedt weitet Alpiq die Zusammenarbeit mit Ecostor nun aus. Die Transaktion wurde aufseiten von Ecostor von Société Générale als Financial Advisor begleitet. Die rechtliche Beratung übernahm die Kanzlei CMS. (sh)

Deutlich stärker fiel die Veränderung beim Konzernergebnis aus. Nach Abzug der Fremdanteile weist Oekostrom für die ersten sechs Monate 603.000 Euro aus. Im Vorjahreszeitraum waren es 68.000 Euro. Das Ergebnis nach Steuern einschließlich Fremdanteilen lag bei 930.000 Euro. 

„2026 ist das Jahr mit dem größten Ausbau der Erzeugungskapazität der oekostrom AG seit ihrer Gründung. Wir lösen unser Wachstumsversprechen ein und liefern einen starken Beitrag zu einer nachhaltigen Energiezukunft“, betont CFO Jan Häupler bei der Vorstellung der Halbjahreszahlen des Versorgers mit Hauptsitz in Wien. 

27 MW Photovoltaik gehen ans Netz
Einen Schwerpunkt setzte das Unternehmen auf den Ausbau seines Erzeugungsportfolios. In Parndorf, Herbstheim und Burgkirchen nahm Oekostrom Photovoltaikanlagen mit zusammen 26,8 MW Leistung in Betrieb. Damit erreichte die installierte Leistung einschließlich Fremdanteilen zum 30. Juni rund 130 MW. Die Stromproduktion der eigenen Wind- und Photovoltaikanlagen erhöhte sich von 93 auf 105 GWh. Trotz des Zubaus lag die Erzeugung damit mehr als 10 Prozent unter dem langjährigen Durchschnitt. Ursache waren vor allem schwache Windverhältnisse im Januar und Februar. Die PV-Anlagen produzierten dagegen über Plan.

Die größte der neuen Anlagen steht in Parndorf im Burgenland. Der dortige Agri-PV-Park verfügt über 17 MW, Oekostrom hält einen Anteil von 68 Prozent. Den Standort Parndorf will Oekostrom um einen Batteriespeicher erweitern. Das Land Burgenland erteilte im Juni die Genehmigung für das Projekt. Vorgesehen sind 9 MW Leistung und 18 MWh Speicherkapazität. Die Inbetriebnahme plant das Unternehmen für das zweite Quartal 2027. Weitere Speicherprojekte befinden sich nach Auskunft des Geschäftsberichts in Vorbereitung. 

Auch bei Windkraft und Photovoltaik entwickelt Oekostrom weitere Projekte. Beim Windpark Erftstadt-Erp in Nordrhein-Westfalen wurden im ersten Halbjahr sechs Anlagen errichtet. Der Windpark verfügt über 21,6 MW, Oekostrom hält 40 Prozent. Die Inbetriebnahme ist für September vorgesehen. Weitere Projekte verfolgt das Unternehmen in Österreich, der Slowakei und Tschechien. 

Energiehandel wächst, Vertrieb verliert Kunden

Neben der Erzeugung baut Oekostrom den Energiehandel aus. Das Handelsvolumen erhöhte sich im ersten Halbjahr von 324 auf 431 GWh. Das Unternehmen erweiterte seine Direkt- und Flexibilitätsvermarktung und reduzierte nach eigenen Angaben durch optimierte Abwicklungsprozesse die Kosten für Ausgleichsenergie. Mit dem Produkt „oekostrom neo“ vermarktet die Handelstochter inzwischen Batteriespeicher. Zum Halbjahresende hatte sie sechs Kunden beziehungsweise Speicherprojekte unter Vertrag.

In Deutschland bereitet Oekostrom mit Green Planet Energy, Naturstrom und den Elektrizitätswerken Schönau den Aufbau der „HandelGrün GmbH & Co. KG“ vor (wir berichteten). Oekostrom hält daran 25 Prozent. Die Gesellschaft soll als Direkt- und Flexibilitätsvermarkter für erneuerbare Energien tätig werden. Den Vermarktungsstart planen die Partner für den 1. Januar 2027.

Anders entwickelte sich das Endkundengeschäft. Die Zahl der Zählpunkte sank von 116.000 Ende 2025 auf rund 106.000 zur Jahresmitte. Oekostrom führt den Rückgang auf den Preiswettbewerb im österreichischen Strommarkt zurück und verzichtete nach eigenen Angaben auf eine Kampagne zur Neukundengewinnung. Der Stromabsatz an Endkunden verringerte sich entsprechend von 259 auf 235 GWh.

Für die zweite Jahreshälfte plant Oekostrom weitere Investitionen in Windkraft, Photovoltaik und Batteriespeicher. Zur Finanzierung bereitet das Unternehmen für Spätsommer beziehungsweise Herbst eine Kapitalerhöhung vor. Auf Basis eines genehmigten Kapitals von 3 Millionen Euro könnten rund 450.000 neue Aktien ausgegeben werden. Bestandsaktionäre sollen Bezugsrechte erhalten.

Für das Geschäftsjahr 2025 zahlte Oekostrom wegen des geringen Konzernergebnisses keine Dividende. Im laufenden Jahr setzt das Unternehmen neben dem Ausbau der Erzeugung auf zusätzliche Erlöse aus Direkt- und Flexibilitätsvermarktung. Im zweiten Halbjahr erwartet der Vorstand einen höheren Ergebnisbeitrag aus dem Handelsgeschäft. (hr)

Die Unternehmen setzen das Projekt über ein Dachmietmodell um. Enviria mietet die Flächen von Four Parx und übernimmt Finanzierung, Errichtung und Betrieb der Photovoltaikanlage. Die Mieter der Gewerbeimmobilie sollen den erzeugten Strom direkt von Enviria beziehen können. Eigene Investitionen in die Erzeugungsanlage sind für sie damit nicht erforderlich.

Für Melchior Schulze Brock, CEO von Enviria schafft das Dachmietmodell damit eine klare Rollenverteilung, die für den wirtschaftlichen Erfolg nötig ist: „Der Immobilieneigentümer stellt die Fläche bereit, während Enviria die Investition, die technische Umsetzung und den langfristigen Betrieb der Anlage übernimmt. Für die Mieter entsteht so ein unkomplizierter Zugang zu lokal erzeugtem Solarstrom, ohne eigene Investitionen oder betrieblichen Aufwand.“

Die Photovoltaikanlage verteilt sich auf zwei Dachbereiche: Die beiden Anlagenteile unterscheiden sich bei Leistung und prognostizierter Erzeugung. Auf dem ersten Dachbereich plant Enviria 990 Module mit einer Gesamtleistung von 445,5 kW. Der Projektierer erwartet dort einen Jahresertrag von rund 425.000 kWh. Der zweite Teil umfasst 894 Module und 402,3 kW. Für diesen Bereich kalkulieren die Unternehmen mit rund 384.000 kWh pro Jahr.

Das Vorhaben in Dreieich ist das erste gemeinsame Projekt von Enviria und Four Parx. Beide Unternehmen prüfen nach eigenen Angaben weitere Gewerbe- und Logistikimmobilien für eine Zusammenarbeit. Dabei geht es neben Photovoltaikanlagen auch um Batteriespeicher und Ladeinfrastruktur.

Ob diese Komponenten an weiteren Standorten zum Einsatz kommen, wollen die Partner unter anderem vom Verbrauchsprofil und vom jeweiligen Netzanschluss abhängig machen. Angaben zur Zahl der geprüften Immobilien, zur geplanten Gesamtleistung weiterer Anlagen oder zum Investitionsvolumen machten die Unternehmen nicht. (hr)

Das geht aus übereinstimmenden Medienberichten aus Leverkusen und Beckum hervor. Eine Anfrage dieser Redaktion an die Stadt Leverkusen, die ebenso 50 Prozent an der EVL hält wie das Kölner Energieunternehmen Rhein-Energie, blieb bis Redaktionsschluss unbeantwortet. Eine Sprecherin kündigte eine Reaktion für den Folgetag an. Aus Beckum gab es ebenfalls noch keine Stellungnahme.

Interessant ist die Entwicklung auch aus der Beckumer Perspektive. Die Energieversorgung Beckum (EVB) als aktueller Arbeitgeber von Daniel Dierich konnte davon ausgehen, dies bis Ende 2030 auch zu bleiben. Denn die vorzeitige Vertragsverlängerung zwischen Unternehmen und Spitzenmann ist noch nicht allzu lange her. Im Juni 2025 hatte die EVB bekannt gegeben, die Zusammenarbeit mit dem promovierten Diplom-Kaufmann auszudehnen. Er hatte 2021 bei der EVB, die mehrheitlich eine Tochter der Stadt (66 Prozent der Anteile) ist und zu 34 Prozent der Westenergie AG gehört, angeheuert.

Die Westfalen versorgen nach eigenen Angaben mit über 70 Beschäftigten mehr als 24.000 Kundinnen und Kunden mit Strom, Gas und Wärme. In Leverkusen würde Dierich einem größeren Unternehmen vorstehen, das über 380 Mitarbeitende zählt. 2025 versorgte die EVL laut Website etwa 80.000 Haushalte mit Energie und Wasser.

Leverkusen beendet mit dem designierten Wechsel in der Unternehmensleitung die Zeit der Doppelspitze. Thomas Eimermacher soll den Berichten zufolge früher in den Ruhestand wechseln. Eigentlich läuft sein Vertrag Ende 2028 aus. Zuvor war bereits der technische Geschäftsführer Ulrik Dietzler aus Altersgründen ausgeschieden.

Der neue EVL-Chef Dierich soll möglichst zum 1. Januar 2027 oder im April übernehmen. Dies hängt letztlich auch von der Bereitschaft in Beckum ab, den Unternehmensverantwortlichen von seinen Aufgaben zu entbinden. In Leverkusen steht die Beratung der Personalie durch den Stadtrat aus, danach muss noch die Gesellschafterversammlung der Energieversorgung zustimmen. (vs)

Für die kommenden Tage zeichnet sich eine deutlich höhere Wind-Einspeiseleistung ab, die auch das kurze Ende belasten dürfte. Die CO2-Preise setzten ihre Aufwärtsbewegung fort, wobei der technische Ausblick nach dem Überschreiten wichtiger Widerstände zunehmend bullish ausfällt. Die Gaspreise gaben nach, hielten sich angesichts niedriger Speicherstände und der geopolitischen Risiken aber auf hohem Niveau.

Strom: Überwiegend fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt. Der Day-ahead gewann im Base 12,25 auf 154,00 Euro je Megawattstunde und im Peak 19,25 auf 140,25 Euro je Megawattstunde.

Am Mittwoch dürfte die Einspeiseleistung der Erneuerbaren laut den Meteorologen von Eurowind nurleicht ansteigen, ein deutlicher Anstieg wird dann für den Donnerstag erwartet. Mit Ausnahme des Freitags dürfte auch an den darauffolgenden Tagen stets mehr als 30 GW an Erneuerbaren-Einspeiseleistung anfallen. Dabei soll es vor allem windig werden. Das US-Wettermodell erwartet ab Mittwoch für die kommenden 14 Tage (teils stark) überdurchschnittliche Windstrommengen. Auch die Temperaturen dürften ab diesem Zeitpunkt wieder im leicht überdurchschnittlichen Bereich liegen.

Am langen Ende verlor das Strom-Frontjahr bis zum Nachmittag 0,75 auf 112,13 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Berichtstag weiter zugelegt. Der Dec 26 gewann bis 14.00 Uhr 0,15 auf 83,95 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 8,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 84,69 Euro, das Tief bei 83,60 Euro.

Für den Preisanstieg am CO2-Markt zum Wochenstart gab es laut den Analysten von Redshaw Advisors keinen eindeutigen Auslöser. Vermutlich habe eine Kombination aus fundamentaler Nachfrage der Stromerzeuger angesichts derzeit attraktiver Margen für Kohlekraftwerke und anschließenden technisch getriebenen Käufen nach dem Durchbrechen wichtiger Widerstandsmarken für Auftrieb gesorgt.

Der Anstieg über die Marke von 83,77 Euro am CO2-Markt und die anschließende Stabilisierung oberhalb dieses Niveaus verschieben den Analysten zufolge den zuvor neutralen technischen Ausblick in Richtung bullish. Allerdings dürfte die Einspeiseleistung der erneuerbaren Energien in den kommenden Tagen wieder auf saisonübliche Werte steigen. Sollten auch die Gaspreise wieder steigen, könnte dies die Nachfrage sowohl der Stromerzeuger als auch der Industrie dämpfen und damit das weitere Aufwärtspotenzial der EUAs begrenzen.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Dienstag nachgegeben, hielten sich aber auf einem vergleichsweise hohen Niveau. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.00 Uhr 2,050 auf 66,250 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 0,050 auf 68,800 Euro je Megawattstunde nach unten.

Die neuen US-Maßnahmen gegen den Iran verstärkten die Sorgen vor weiteren Beeinträchtigungen der Energieversorgung aus der Golfregion weniger stark als von Marktteilnehmern im Vorfeld erwartet.

Nach Angaben des US-Finanzministeriums zielen die ausgeweiteten Sekundärsanktionen unter anderem auf iranische Digital-Assets sowie den Technologie-, Gold-, Luftfahrt- und Schifffahrtssektor. Darüber hinaus verhängte Washington neue Sanktionen gegen fast 60 Unternehmen, Personen und Schiffe. Ihnen wird unter anderem vorgeworfen, Öleinnahmen für den Iran zu generieren, Waffen zu beschaffen und Cyberoperationen zu unterstützen. Der Gasmarkt reagierte unterdessen eher verhalten. (map)