16. September 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
GASNETZ: FNB Gas fordert höhere Kapitalverzinsung
REGENERATIVE: BEE stellt Energiewenderechner vor
EFFIZIENZ: Bayern zieht Bilanz des 10.000-Häuser-Programms
VERBÄNDE: Holzenergieunternehmen halten sich mit Investitionen zurück
HANDEL & MARKT
STROMNETZ: Getec für Sekundärregelleistung präqualifiziert
BETEILIGUNG: BET steigt bei zwei IfE-Gesellschaften ein
STUDIEN: Energiepreis ist größtes Inflationsrisiko
STATISTIK DES TAGES: Weltweite Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien 1990 bis 2025
TECHNIK
WÄRMEWENDE: Klimaneutrales Heizen bis 2045: Stadtwerke skeptisch
ELEKTROFAHRZEUGE: Rund 790 Ladestandorte für E-Lkw
KLIMASCHUTZ: Ariadne: Klimapolitik soll stärker strategischen Interessen dienen
UNTERNEHMEN
STROMNETZ: Engie und Return erweitern Partnerschaft
PERSONALIE: Serkan Sen bleibt Vorsitzender des VDMA Großanlagenbaus
WASSERSTOFF: RWE und Air Products kooperieren
TOP-THEMA
Systemstabilität braucht klare Prioritäten
BMWE-Staatssekretär Frank Wetzel beim 2. Kongress der Roadmap Systemstabilität. Quelle: Susanne Harmsen
VERANSTALTUNG.
Auf der zweiten Konferenz zur Roadmap Systemstabilität Strom in Berlin diskutierten Politik, Netzbetreiber und Verbände über Versorgungssicherheit in der Energiewende.
Die Systemstabilität des deutschen Stromnetzes steht vor neuen Herausforderungen. Neben der zunehmenden Zahl dezentraler und volatiler Erzeuger rücken auch Sabotage und Cyberangriffe stärker in den Fokus. Auf der zweiten Konferenz zur „Roadmap Systemstabilität“ am 15. September in Berlin diskutierten Vertreter aus Politik, Regulierung, Netzbetrieb und Energiewirtschaft über notwendige Maßnahmen und deren Priorisierung.
Frank Wetzel, Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium (BMWE), verwies in seinem Grußwort auf mehrere Störungen des Stromsystems in den vergangenen Monaten. Brandanschläge in Berlin sowie die kürzliche Sabotage von Stromleitungen in Brandenburg und Nordrhein-Westfalen hätten die Verwundbarkeit der Energieinfrastruktur gezeigt. Das Energiesystem müsse deshalb sowohl gegen physische Angriffe, etwa mit Drohnen, als auch gegen Cyberangriffe kontinuierlich geschützt werden. Der Gesetzgeber werde dafür in den kommenden Monaten neue Maßnahmen auf den Weg bringen, kündigte Wetzel an.
In der anschließenden Podiumsdiskussion vertrat Christian Schmidt, Abteilungsleiter Strom im BMWE, das Ministerium. Die Systemstabilität werde nicht nur durch äußere Einflüsse wie Sabotageakte belastet, sagte Schmidt. Auch die Energiewende stelle das Stromsystem vor neue Anforderungen, da künftig viele dezentrale und volatile Erzeugungsanlagen koordiniert werden müssten. „Deshalb ist dieser Prozess der Roadmap uns so wichtig“, betonte Schmidt.
Gridforming ist Aufgabe vieler
Hendrik Neumann, Chief Technology Officer (CTO) des Übertragungsnetzbetreibers (ÜNB) Amprion, verwies auf technische Vorkehrungen im deutschen Stromsystem. Deutschland verfüge über zusätzliche Blindleistungsbereitstellung auf Seiten der ÜNB und weitere, die vertraglich abgesichert sei. Einen großflächigen Stromausfall wie in Spanien im April dieses Jahres halte er deshalb in Deutschland für sehr unwahrscheinlich. In Spanien sei die Netzformung zu einem großen Teil über Umrichter erfolgt. „Das hat offenbar nicht ausgereicht“, sagte Neumann.
Für die weitere Stabilisierung des Stromsystems sieht Neumann unter anderem Fortschritte beim Gridforming als notwendig an. Dabei können Anlagen das Verhalten eines Stromnetzes aktiv unterstützen, indem sie netzbildende Eigenschaften bereitstellen. Gleichzeitig müssten Batterien und andere Anlagen stärker zur Bereitstellung von Momentanreserve beitragen, um fossile Kraftwerke zu ersetzen.
Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, bezeichnete Netzstabilität und Systemresilienz als miteinander verbundene Grundlagen einer sicheren Stromversorgung. Die Behörde unterstütze Maßnahmen zur Gestaltung der Resilienz und zur Abwehr von Anschlägen, sagte Müller. Dabei müsse zugleich sichergestellt werden, dass die dafür notwendigen Maßnahmen für die beteiligten Unternehmen wirtschaftlich umsetzbar blieben.
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| Podium (v.li.): CTO Amprion Hendrik Neumann, Heike Kerber (VDE FNN), Präsident der Bundesnetzagentur Klaus Müller, Abteilungsleiter Strom BMWE Christian Schmidt, BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae und Moderatorin Quelle: Susanne Harmsen |
Die Hauptgeschäftsführerin des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) Kerstin Andreae sprach sich dafür aus, das hohe Niveau der Versorgungssicherheit in Deutschland zu erhalten. Die wachsende Zahl von Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen stelle die Betreiber vor erhebliche Koordinationsaufgaben. „Es wird herausfordernd, die wachsende Zahl von Erzeugern und Verbrauchern in 880 Verteilnetzen zu koordinieren“, sagte Andreae.
Politik und Regulierung müssten die Dynamik der Energiewende mit verlässlichen und langfristig tragfähigen Rahmenbedingungen verbinden. Andreae warnte zugleich davor, Investitionen in Netze und Erzeugungsanlagen nicht ausreichend abzusichern.
Heike Kerber, Geschäftsführerin des Forums Netztechnik/Netzbetrieb im Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (VDE FNN), verwies auf die Bedeutung einer vorausschauenden Vorbereitung. Der VDE FNN entwickelt technische Regeln für den sicheren und zuverlässigen Betrieb der Stromnetze. Die Roadmap ermögliche eine breitere Beteiligung als die rein ingenieurstechnische Perspektive des Fachgremiums, sagte Kerber.
Kritik an der EU
Maßnahmen zur Krisenvorsorge seien allerdings häufig wenig sichtbar, weil ihr Nutzen erst im Störungsfall deutlich werde. Gerade deshalb müsse die Vorbereitung frühzeitig erfolgen. Kerber kritisierte das Vorgehen der Europäischen Kommission bei energiepolitischen Entscheidungen. Teilweise wurden Entscheidungen zu lange aufgeschoben und anschließend Fristen verkürzt, um die Umsetzung zu beschleunigen.
Dies erschwere aus ihrer Sicht eine qualitativ ausreichende Umsetzung von Maßnahmen in den europäischen Netzen. Auch die Refinanzierung der erforderlichen Maßnahmen sei weiterhin offen. (sh)
Absenken des Rohrstrangs der Süddeutschen Erdgasleitung (SEL), mit der die neuen Gaskraftwerke versorgt werden sollen. Quelle: Terranets BW
FNB Gas fordert höhere Kapitalverzinsung
GASNETZ. Die Gasfernleitungsbetreiber (FNB) halten den WACC-Entwurf der Bundesnetzagentur für nicht sachgerecht und fordern 5,51 Prozent. Auch die EnBW übt Kritik.
Der Verband FNB Gas geht den Entwurf der Bundesnetzagentur zur künftigen Kapitalverzinsung der Gasnetze scharf an. Er hält die vorgeschlagene Kapitalverzinsung (WACC) für nicht ausreichend, um die tatsächlichen Finanzierungskosten zu decken – und sieht dadurch das Vertrauen der Investoren in das deutsche Regulierungssystem gefährdet.
„Die Festlegung enthält mehrere gutachterlich nachgewiesene Umsetzungsfehler der Methodenfestlegung und verfehlt die Realität an den Kapitalmärkten“, erklärte FNB-Gas-Geschäftsführerin Barbara Fischer in einer Pressemitteilung. Sie fordert eine kapitalmarktgerechte Anpassung auf 5,51 Prozent.
Verband sieht methodische Fehler und Unterdeckung
Die FNB verweisen auf immer weitere Aufgaben neben der Gewährleistung der Versorgungssicherheit bei niedrigen Speicherfüllständen, etwa das Anschließen neuer Gaskraftwerkskapazitäten, den Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes oder gestiegene Sicherheitsanforderungen. All das erfordere erhebliche, über privates Kapital zu finanzierende Investitionen.
Der von der Bundesnetzagentur vorgeschlagene WACC von lediglich 3,76 Prozent sei methodisch nicht tragfähig hergeleitet: Bei korrekter Anwendung der behördeneigenen Methodik ergebe sich ein Satz von 4,79 Prozent, unter Berücksichtigung aktueller Kapitalmarktdaten seien es 5,51 Prozent. Besonders kritisch sei die zugrunde gelegte Fremdkapitalverzinsung von nur 2,43 Prozent, die unter der Rendite sicherer Bundesanleihen liege und damit unterstelle, Gasnetzbetreiber könnten sich günstiger finanzieren als der Bund selbst. Die tatsächlichen Fremdkapitalkosten lägen je nach Jahr bis zu 1,6 Prozentpunkte darüber.
„Eine Verzinsung unterhalb der tatsächlichen Finanzierungskosten lässt sich betriebswirtschaftlich nicht tragen. Investitionen in Netze, Resilienz und Transformation wären dann nicht mehr darstellbar“, so FNB-Gas-Vorstandsvorsitzender Matthias Jenn. Zudem kritisiert der Verband eine Ungleichbehandlung von Gas- und Stromnetzbetreibern: Unterschiedliche Festlegungszeitpunkte führten zu unterschiedlichen Kapitalmarktdaten. Der Zeitpunkt müsse so gewählt werden, dass die Kapitalmarktentwicklung des vollständigen Jahres 2026 einfließe – wie bei den Stromnetzen auch, so Fischer.
EnBW warnt vor Signalwirkung für die Stromnetze
Kritik kommt auch von der EnBW. Aus Sicht des baden-württembergischen Energiekonzerns bildet der vorgesehene WACC von 3,76 Prozent für die fünfte Regulierungsperiode der Gasnetze ab 2028 weder die aktuellen Kapitalmarktbedingungen noch den erheblichen Investitionsbedarf in die Energieinfrastruktur ausreichend ab.
„Wir bedauern es, dass die Bundesnetzagentur ihre Gestaltungsmöglichkeiten nicht ausgenutzt hat, um ein klares Signal für die Stärkung von Investitionen in Energieinfrastruktur zu setzen“, betont Dirk Güsewell, Vorstand für Systemkritische Infrastruktur und Kunden bei der EnBW. Die Entscheidung betreffe zunächst nur die Gasnetze, wirke aber weiter: Der Entwurf wende erstmals die neue WACC-Methodik praktisch an und setze damit einen wichtigen Orientierungsrahmen für künftige Investitionen in die Energieinfrastruktur – auch für die Stromnetze, wo der Investitionsbedarf besonders hoch sei. Die zurückhaltende Auslegung nähre Zweifel, ob die Regulierung Energiewende und Kapitalmarkterwartungen ausreichend in Einklang bringen werde, so Güsewell.
FNB Gas ist der Zusammenschluss der überregionalen deutschen Fernleitungsnetzbetreiber, die gemeinsam ein rund 40.000 Kilometer langes Erdgas-Leitungsnetz betreiben und das rund 9.000 Kilometer lange Wasserstoff-Kernnetz errichten. Der Verband koordiniert die integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff und unterstützt seine Mitglieder bei regulatorischen Aufgaben. (gd)
BEE stellt Energiewenderechner vor
Energiewenderechner Quelle: BEE
REGENERATIVE. Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) hat in Berlin den Energiewenderechner vorgestellt. Das Tool bündelt Energiedaten bis auf Landkreisebene.
Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) hat am 15. September den Energiewenderechner vorgestellt. Das digitale Planungstool bündelt Daten zu Energieerzeugung und Energiebedarf und macht Entwicklungen bis auf die Ebene von Landkreisen und Kommunen sichtbar. Nach Angaben des BEE soll die Plattform damit eine gemeinsame Datengrundlage für die Planung der weiteren Energiewende schaffen.
Der Energiewenderechner verknüpft verschiedene Datenbanken auf einer zentralen Plattform. Nutzende können über eine frei navigierbare Karte die Entwicklung der Energiewende in deutschen Kommunen und Landkreisen betrachten. Neben aktuellen Daten zur Energieerzeugung und zum Energiebedarf enthält das Tool wissenschaftlich fundierte Prognosen zur weiteren Entwicklung.
Damit soll der Energiewenderechner eine Verbindung zwischen der lokalen Planung und der Entwicklung des Energiesystems auf Bundesebene herstellen. Nach Angaben des BEE können Akteure damit unter anderem den künftigen Bedarf an Netzen, Erzeugungsanlagen, Speichern und neuen Verbrauchern besser abschätzen.
Status Quo und Entwicklung abgebildet
BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser sagte: „Der Energiewenderechner schafft eine belastbare Datengrundlage für die Planung.“ Der Status quo und die Ausbauperspektiven der Energiewende würden für alle Regionen bis auf Landkreisebene als Echtzeitsimulation sichtbar. Das schaffe Transparenz, die heute auf vielen Ebenen fehle, sagte sie.
Nach Einschätzung des BEE ist die regionale Datengrundlage insbesondere angesichts der zunehmenden Komplexität des Energiesystems relevant. Kommunen, Projektierer, Netzbetreiber und politische Entscheidungsträger müssten Entscheidungen über künftige Projekte treffen, während zentrale energiepolitische Rahmenbedingungen teilweise noch offen seien. Der Energiewenderechner soll dabei helfen, regionale Entwicklungen in einen übergeordneten Zusammenhang einzuordnen.
Matthias Stark, Leiter der Abteilung Erneuerbare Energiesysteme beim BEE, erklärte, erstmals sei eine gesammelte Datengrundlage mit hoher Qualität für unterschiedliche Akteure der Energiewende zugänglich. Dazu gehörten Kommunen und Projektierer ebenso wie Netzbetreiber und politische Entscheidungsträger. Damit entstehe Planbarkeit bis auf die unteren Ebenen.
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| Abstimmung im Energiewenderechner. Zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken Quelle: BEE |
Entwickelt beim Fraunhofer IEE
Das Tool entstand in der Fachabteilung des BEE mit wissenschaftlicher Unterstützung des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) mit Sitz in Kassel. Das Institut forscht unter anderem zu Energiesystemen, erneuerbaren Energien und deren Integration in das Energiesystem.
An der Entwicklung des Energiewenderechners waren nach Angaben des BEE mehr als 300 Akteure aus Wirtschaft, Politik, Wissenschaft und Verwaltung beteiligt. Zu den Beteiligten zählten Betreiber und Projektierer, Verbände, Netzbetreiber und Stadtwerke sowie Landesenergieagenturen und Landesministerien. Auch Hersteller, wissenschaftliche Institute, Stiftungen, Finanzierer und Dienstleister wirkten demnach an der Entwicklung mit.
Neben der Darstellung regionaler Daten soll der Energiewenderechner auch als Simulations- und Kommunikationsebene für die Energiewende dienen. Der BEE will damit unterschiedliche regionale Entwicklungen auf einer einheitlichen Datenbasis vergleichbar machen. Nach Angaben des Verbandes entsteht so erstmals eine gemeinsame Grundlage für die Planung und Diskussion der Energiewende im gesamten Bundesgebiet. (sh)
Der Energiewenderechner ist auf der Seite des BEE verfügbar.
Bayern zieht Bilanz des 10.000-Häuser-Programms
Quelle: Pixabay / Geralt
EFFIZIENZ. Nach zehn Jahren ist das bayerische 10.000-Häuser-Programm abgeschlossen. Allein für den Programmteil zu Photovoltaik und Batteriespeichern gingen mehr als 100.000 Anträge ein.
Das bayerische Wirtschaftsministerium hat das 2015 gestartete 10.000-Häuser-Programm abgeschlossen. Die letzten Förderfälle wurden 2025 ausgezahlt. Nach Angaben des Ministeriums hat die Förderung insbesondere den Einsatz von Photovoltaikanlagen, Batteriespeichern und effizienter Heiztechnik in Ein- und Zweifamilienhäusern unterstützt.
Das Programm startete zunächst mit den beiden Teilen „EnergieSystemHaus“ und „Heizungstausch“. Beim EnergieSystemHaus wurden mehr als 4.000 Gebäude mit damals vergleichsweise neuer Technik gefördert. Dazu gehörten unter anderem hocheffiziente Luftwärmepumpen und Wärmespeicher. Nach Angaben des Wirtschaftsministeriums verzehnfachte sich innerhalb von zwei Jahren nach Einführung der jeweiligen Förderung die Zahl der am Markt verfügbaren Geräte, die die Förderkriterien erfüllten.
Deutlich größer war die Nachfrage nach dem 2019 ergänzten „PV-Speicher-Programm“. Eigentümer von Ein- und Zweifamilienhäusern konnten Zuschüsse für einen neuen Batteriespeicher in Verbindung mit einer neu installierten Photovoltaikanlage beantragen. Zeitweise wurde zudem eine private Ladestation für Elektrofahrzeuge bezuschusst.
Bereits im Mai 2020, rund neun Monate nach dem Start dieses Programmteils, hatte das Ministerium 15.000 Anträge registriert. Die damit verbundenen Photovoltaikanlagen kamen damals auf eine Leistung von insgesamt 113 MW. Während der Corona-Pandemie musste die Bearbeitung zeitweise ausgesetzt werden, weil die zuständigen Bewilligungsstellen nach Angaben des Ministeriums mit den Soforthilfen für Unternehmen befasst waren.
Rund 750 MW zusätzliche Photovoltaikleistung
Bis zum Ende des Programms gingen nach der Schlussbilanz mehr als 100.000 Anträge für die PV-Speicher-Förderung ein. Rund 87.000 davon erhielten einen Zuschuss. Mit den geförderten Anlagen wurden nach Angaben des Ministeriums rund 750 MW Photovoltaikleistung auf Hausdächern sowie Batteriespeicher mit einer Kapazität von insgesamt mehr als 750 Millionen Wh angereizt.
Das Wirtschaftsministerium führt die Entwicklung auch auf die Förderbedingungen zurück. Hersteller hätten die Effizienz ihrer Geräte verbessert, zugleich seien die Kosten gesunken. Das Ministerium sieht zudem Multiplikatoreffekte durch den Wissens- und Technologietransfer.
Bayerns Wirtschafts- und Energieminister Hubert Aiwanger (Freie Wähler) wertet insbesondere die Zahl der Anträge als Beleg für die Investitionsbereitschaft privater Haushalte. „Über 100.000 Anträge zeigen, dass die Bürger bereit sind, selbst in Erneuerbare Energien zu investieren“, sagte Aiwanger. Das Programm habe technologische Entwicklungen angeschoben und dazu beigetragen, neue Produkte schneller in den Markt zu bringen. (sag)
Holzenergieunternehmen halten sich mit Investitionen zurück
Quelle: Pixabay / Alexa
VERBÄNDE. Eine Branchenumfrage zeigt Kritik an Bürokratie und fehlender Planbarkeit. Die Holzenergiebranche fordert Änderungen bei EEG, Biomasseverordnung und Wärmeförderung.
Die Unternehmen der Holzenergiebranche sehen fehlende Planbarkeit und bürokratische Belastungen weiterhin als zentrale Hemmnisse für ihre Geschäftstätigkeit. Das geht aus der Branchenumfrage 2026 hervor, die der Fachverband Holzenergie (FVH) im Vorfeld des 26. Fachkongresses Holzenergie vorgestellt hat. Der Verband fordert von der Bundesregierung Änderungen an mehreren energie- und förderpolitischen Regelungen.
58 Prozent der Befragten nennen demnach bürokratische Belastungen und langwierige Genehmigungsverfahren als Herausforderung. Nahezu ebenso viele, 57 Prozent, beklagen eine mangelnde Planbarkeit. Auch die Bewertung der politischen Rahmenbedingungen fällt überwiegend kritisch aus: 58 Prozent beurteilen die politische Situation für die Holzenergie als „schlecht“ oder „sehr schlecht“. Nach Angaben des Verbandes erwarten die befragten Unternehmen zudem kaum positive Impulse aus den derzeitigen regulatorischen Vorhaben.
Verschlechtert hat sich nach den Ergebnissen der Umfrage die Einschätzung des wirtschaftspolitischen Umfelds. 44 Prozent der Befragten bezeichnen den wirtschaftspolitischen Rahmen 2026 als herausfordernd. Im vergangenen Jahr hatte dieser Anteil bei 30 Prozent gelegen. Damit stieg der Wert innerhalb eines Jahres um 14 Prozentpunkte.
„Die Umfrage zeigt deutlich, dass die Branche investieren und ihren Beitrag zur erneuerbaren Energieversorgung leisten will. Was den Unternehmen fehlt, sind langfristig verlässliche Rahmenbedingungen und weniger Bürokratie – dies führt zu einer Abwartehaltung bei den Investitionen“, sagte dazu Sebastian Henghuber, Vorstand des Fachverbands Holzenergie und Vorstand der MW Biomasse AG.
Nachhaltigkeitsvorgaben stehen in der Kritik
Als Belastung nennen die Unternehmen insbesondere die Vorgaben der Biomasse- und der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung. Der Verband verbindet damit seine Forderung nach einer aus seiner Sicht praxistauglichen Umsetzung der europäischen Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III in deutsches Recht. Für die kommenden Monate nennt der FVH drei regulatorische Schwerpunkte. Dazu gehört zunächst ein zügiger Abschluss der EEG-Novelle. Daneben fordert der Verband Anpassungen bei der Umsetzung von RED III in der Biomasseverordnung. Zudem sollen bestehende Förderbeschränkungen für Prozesswärmeanlagen auf Holzbasis entfallen.
Der Fachverband begründet seine Forderungen auch mit der Rolle der Holzenergie im Wärmemarkt. Nach Verbandsangaben erzeugte Holzenergie 2025 rund 136 TWh Wärme. Dadurch seien fossile Energieimporte im Wert von mehr als 5 Milliarden Euro ersetzt worden. Die Berechnung stammt vom Verband.
Marlene Mortler, Vorstandsvorsitzende des Fachverbands Holzenergie, verweist zudem auf den Anteil erneuerbarer Energien am Wärmesektor. Dieser liege bei 19 Prozent. Holzenergie könne aus Sicht des Verbandes dazu beitragen, die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten zu verringern und Wertschöpfung insbesondere in ländlichen Regionen zu halten.
Forderungen betreffen auch Wärmenetze
Handlungsbedarf sieht die Branche außerdem bei der Förderung von Wärmenetzen. Der Verband fordert, bestehende Beschränkungen für den Einsatz von Holz aufzuheben. Julia Möbus, Vorständin des Fachverbands Holzenergie und Geschäftsführerin des Deutsche Säge- und Holzindustrie Bundesverbandes, spricht sich für „faire und verlässliche Rahmenbedingungen“ aus.
Damit richtet der Verband seine Forderungen sowohl an die Strom- als auch an die Wärmepolitik. Im Mittelpunkt stehen aus Sicht der Branche weniger neue Förderinstrumente als Änderungen bestehender regulatorischer Vorgaben. Die Umfrageergebnisse deuten dabei vor allem auf zwei Probleme hin: Die Unternehmen sehen ihre Investitionsentscheidungen durch fehlende Planungssicherheit erschwert und den administrativen Aufwand als Belastung für neue Projekte. (hr)
Die Ergebnisse der Branchenumfrage 2026 sind auf der Internetseite des Fachverbandes Holzenergie verfgügbar.
Quelle: Katia Meyer-Tien
Getec für Sekundärregelleistung präqualifiziert
STROMNETZ. Getec Energie hat mehrere Windparks in der Amprion-Regelzone für die Bereitstellung negativer Sekundärregelleistung präqualifiziert. Zum Start sollen rund 65 MW vermarktet werden.
Der Energiedienstleister Getec Energie steigt mit Windparks in die Vermarktung negativer automatischer Frequenzwiederherstellungsreserve ein. Das Unternehmen hat nach eigenen Angaben das Präqualifikationsverfahren für mehrere Anlagen in der Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers Amprion abgeschlossen. Zunächst sollen rund 65 MW negative aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve), wie die Sekundärregelleistung heute bezeichnet wird, am Markt angeboten werden.
Negative aFRR wird benötigt, wenn im Stromsystem mehr Erzeugung als Verbrauch vorhanden ist. Präqualifizierte Windparks können dann auf Anforderung ihre Einspeisung reduzieren. Die automatische Frequenzwiederherstellungsreserve soll Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch ausgleichen und damit dazu beitragen, die Netzfrequenz bei 50 Hertz zu stabilisieren. Die Präqualifikation ist Voraussetzung dafür, dass Anlagen beziehungsweise Anlagenpools die Voraussetzungen für eine Teilnahme am Regelreservemarkt erfüllen.
Wind- und Solarparks spielen in diesem Markt bislang nur eine geringe Rolle. Nach Daten der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber waren zum 1. Januar 2026 insgesamt 25,82 GW für negative aFRR präqualifiziert. Davon entfielen 16,92 GW auf Wasserkraft. Für Windkraft waren 150 MW und für Solarenergie 30 MW ausgewiesen. Zusammen kamen Wind und Photovoltaik damit auf rund 180 MW. Im März 2025 waren für Windkraft erst 90 MW negative aFRR präqualifiziert.
Getec will die präqualifizierte Leistung nun schrittweise ausweiten und künftig Windparks in allen vier deutschen Regelzonen vermarkten. Einen Zeitplan oder eine Zielgröße für den Ausbau nannte das Unternehmen nicht.
Bei der technischen Einbindung arbeitet Getec mit dem Oldenburger Dienstleister „emsys VPP“ zusammen. Dieser übernimmt nach Unternehmensangaben die Aggregation der Anlagen sowie Prognose und Steuerung.
Die Kontakte zu den beteiligten Windparkbetreibern laufen zum Teil über die Gewi GmbH, an der Getec Energie mehrheitlich beteiligt ist. Das Unternehmen will über diese Beziehungen weitere Windparks für die Regelenergievermarktung gewinnen.
Hauke Hansen, Head of Analytics bei Getec Energie, sieht in der Präqualifikation einen zusätzlichen Einsatzbereich für Windkraft. Mit der Bereitstellung der zunächst 65 MW könne Windenergie über die reine Stromerzeugung hinaus einen Beitrag zur Netzstabilisierung leisten. (fw)
BET steigt bei zwei IfE-Gesellschaften ein
Von links: Dr. Olaf Unruh (BET), Annemarie Pforr (IfE), Dr. Dirk Schramm (IfE), Sindy Voigt (IfE), Michael Seidel (BET) Quelle: BET
BETEILIGUNG. Die BET Consulting GmbH übernimmt Anteile an der „IfE NetzConsult GmbH“ und der „IfE EnergieConsult GmbH“. Die Beteiligung dient auch der Nachfolge.
Die BET Consulting GmbH beteiligt sich an zwei Beratungsgesellschaften der IfE-Gruppe. Das Aachener Beratungsunternehmen steigt bei der IfE NetzConsult GmbH und der IfE EnergieConsult GmbH ein. Die Beteiligung ist nach Mitteilung von BET ein weiterer Baustein der eigenen Wachstumsstrategie. Über die Höhe der Beteiligung wurden keine Aussagen gemacht.
Beide IfE-Gesellschaften bleiben als eigenständige Unternehmen und Marken bestehen und sollen weiterhin selbstständig am Markt auftreten. Auch an der Geschäftsführung ändert sich zunächst nichts. Dirk Schramm bleibt Geschäftsführer und soll die Unternehmen weiterhin unternehmerisch und fachlich führen.
Die IfE NetzConsult und die IfE EnergieConsult beschäftigen zusammen 36 Mitarbeitende an den thüringischen Standorten Steinbach-Hallenberg und Erfurt. Die Unternehmen decken unterschiedliche Bereiche der Energiewirtschaft ab. Netzconsult konzentriert sich insbesondere auf Dienstleistungen für Netzbetreiber. Energieconsult berät unter anderem Industrie, Gewerbe, Stadtwerke und Kommunen zu Energiemanagement, Energieeffizienz und technischen Energiethemen.
Besonders große Überschneidungen sieht BET mit der IfE NetzConsult. Deren Angebot ergänzt das Portfolio der Unternehmensberatung unter anderem bei der operativen Regulierungsberatung und beim Netzcontrolling. Hinzu kommen technische und operative Dienstleistungen rund um Energienetze, Messwesen und Netzabrechnung sowie Business-Process-Outsourcing (BPO) und Backoffice-Dienstleistungen.
Durch die Zusammenarbeit wollen die Unternehmen bestehende Kunden umfassender betreuen und zusätzliche Kundengruppen erreichen. Kunden der IfE-Gesellschaften sollen künftig auf weitere Beratungsangebote von BET zurückgreifen können. Umgekehrt sollen BET-Kunden Zugang zu den spezialisierten operativen und technischen Dienstleistungen von IfE erhalten.
Für Schramm ist der Einstieg von BET zugleich Teil der langfristigen Nachfolgeplanung für die von ihm aufgebauten Unternehmen. Der Übergang soll schrittweise erfolgen. Schramm bleibt zunächst Geschäftsführer.
BET Consulting berät Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft unter anderem zu Strategie, Regulierung, Netzen, Märkten und energiewirtschaftlichen Transformationsprozessen. (sag)
Energiepreis ist größtes Inflationsrisiko
Quelle: Shutterstock
STUDIEN. Immer höhere Preise für fossile Energieträger führen zu immer weniger Kaufkraft bei den Menschen. Laut Wissenschaftlern können mehr Windräder- und Solarzellen helfen.
Wenn die Energiepreise weiter steigen, wirkt sich das unmittelbar auf die Teuerungsrate aus: Bei einem Anstieg der Öl- und Gaspreise um jeweils 10 Prozent könnte die Gesamtinflation in Deutschland um bis zu 0,22 Prozentpunkte zunehmen, heißt es in einer Studie der Brüsseler Denkfabrik New Economics Foundation (NEF).
Zudem modellierten die Forschenden einen Anstieg der Öl- und Gaspreise um 50 Prozent. Ihren Berechnungen zufolge könnte ein solcher Anstieg die ohnehin vorhandene Inflation in Europa im folgenden Jahr um bis zu 1,8 Prozentpunkte erhöhen. Laut der Analyse stellt ein Anstieg der Preise für fossile Brennstoffe in fast allen Ländern Europas das größte Inflationsrisiko dar.
Experten fordern Ausbau von Erneuerbaren
Der Ausbau heimischer Wind- und Solarenergie zur Abwendung der Klimakrise sei daher zugleich entscheidend, um die Inflation zu begrenzen. Maike Schmidt von der NEF sagt: „Der Preis fossiler Brennstoffe war in den vergangenen 50 Jahren der Auslöser für die meisten großen Phasen hoher Inflation in Europa − vom OPEC-Embargo in den 1970er-Jahren über den Einmarsch Russlands in die Ukraine bis hin zu den Angriffen der USA und Israels auf den Iran.“ Die Abhängigkeit von den volatilen Preisen für Öl und Gas zu beenden, sei der einzige Weg, die Inflation auf dem gesamten Kontinent zu begrenzen.
Weiter hieß es: Europa sei nur unzureichend auf solche Schocks vorbereitet, da die von der Europäischen Zentralbank (EZB) festgelegten vergleichsweise hohen Zinssätze den Aufbau einer Infrastruktur für erneuerbare Energien sehr teuer machten. Die Wissenschaftler empfehlen, dass die EZB einen separaten, niedrigeren Zinssatz für grüne Investitionen wie Wind- und Solarenergie festlegt. „Auf diese Weise könnte die EZB den Leitzins erhöhen, ohne die Kreditaufnahme für grüne Investitionen so stark zu verteuern, dass diese wirtschaftlich nicht mehr tragfähig wären.“
Weltweite Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien 1990 bis 2025
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Im Jahr 2025 belief sich die globale Bruttostromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen auf rund 6.270 Terawattstunden. Grundlage der Angaben ist die Bruttoenergieerzeugung aus erneuerbaren Quellen wie Geothermie, Wind- und Solarenergie oder Biomasse und Bioabfall. Dabei nicht berücksichtigt wurden grenzüberschreitende Stromlieferungen.
Quelle: Hansewerk
Klimaneutrales Heizen bis 2045: Stadtwerke skeptisch
WÄRMEWENDE. Eine VKU-Umfrage zeigt: Drei von vier kommunalen Wärmeversorgern halten Klimaneutralität beim Heizen bis 2045 für unrealistisch. Der Verband fordert mehr Planungssicherheit.
Drei von vier kommunalen Wärmeversorgern halten das Ziel des klimaneutralen Heizens bis 2045 unter den derzeitigen Rahmenbedingungen für unrealistisch. Das ergibt eine aktuelle Umfrage des Verbandes kommunaler Unternehmen (VKU) unter 757 Stadtwerken und kommunalen Energieversorgern. Der Verband fordert in diesem Zusammenhang von der Politik mehr Rechts- und Investitionssicherheit für den Umbau auf fossilfreies Heizen.
Trotz der Bedenken beim Zeitplan stünden die kommunalen Unternehmen aber voll hinter der Wärmewende, betont VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing: „Die Wärmewende stärkt unsere Versorgungssicherheit, weil wir unabhängiger von fossilen Importen werden. Das schützt unseren Wirtschaftsstandort und Verbraucher vor steigenden Preisen auf den Gas- und Ölmärkten.“ Die Eckpunkte des Wärmepakets der Bundesregierung gingen in die richtige Richtung, müssten aber zügig noch in diesem Jahr vom Bundestag in ein zu verabschiedendes Gesetz umgesetzt werden.
Politische Rahmenbedingungen unklar
Der Wunsch nach Klarheit bei den politischen Rahmenbedingungen ist entsprechend groß: 86 Prozent der Unternehmen nennen die Wärmelieferverordnung, die Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes zur Transformation der Gasnetze sowie die geplante Novelle des Wärmeplanungsgesetzes als wichtige Voraussetzungen für weitere Investitionen.
Auch das Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) sorgt aus Sicht vieler Stadtwerke bislang nicht für die erhoffte Planungssicherheit. Die Hälfte der Befragten sieht darin weder Fortschritt noch Rückschritt, weil wichtige Rechtsfragen ungeklärt blieben. 36 Prozent bewerten das Gesetz sogar als Rückschritt. Mit Blick auf die eigene Region rechnen 40 Prozent mit negativen Auswirkungen auf Investitionen durch den Wegfall der bisherigen 65-Prozent-Regel.
Je nach örtlichen Gegebenheiten könnten Wärmepumpen, Wärmenetze, Kraft-Wärme-Kopplung oder klimaneutrale Gase die optimale Lösung sein, so Liebing. Wahlfreiheit bedeute aber nicht, dass überall jede Lösung angeboten werden könne – das erfordere parallele Infrastrukturen, die weder bezahlbar noch volkswirtschaftlich effizient wären.
Investitionsbedarf steigt, Finanzierung unklar
Die Umfrage macht auch den hohen Investitionsbedarf der Branche deutlich: Jedes zweite Unternehmen erwartet, dass sich sein Investitionsvolumen bis 2030 gegenüber 2024 mehr als verdoppelt. Die Finanzierung der Wärmewende bleibt aus Sicht vieler Unternehmen jedoch unzureichend – 56 Prozent halten die bestehenden Finanzierungs- und Förderbedingungen für nicht ausreichend, 61 Prozent bewerten die rechtlichen Rahmenbedingungen als unklar.
72 Prozent der Befragten wünschen sich stabile Förderprogramme wie die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW), die Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG) und das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz. Für den Ausbau der Wärmenetze seien jährlich rund 3,5 Milliarden Euro im Rahmen der BEW nötig, so Liebing – die Förderung sollte gesetzlich abgesichert werden. Geplante Kürzungen im Bundeshaushalt bei künftigen Verpflichtungsermächtigungen bezeichnete er als kontraproduktiv. Die Umfrageergebnisse sollen auch Thema beim VKU-Stadtwerkekongress vom 16. bis 17. September in Berlin sein.
Der VKU vertritt die Interessen von rund 1.500 kommunalen Unternehmen aus den Bereichen Energie-, Wasser- und Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. (gd)
Rund 790 Ladestandorte für E-Lkw
Quelle: Katia Meyer-Tien
ELEKTROFAHRZEUGE. Der Energieverband BDEW verweist auf rund 790 öffentliche Ladestandorte für E-Lkw in Deutschland. Für den weiteren Ausbau fordert der Verband bessere Rahmenbedingungen.
Der Ausbau der öffentlichen Ladeinfrastruktur für schwere elektrische Nutzfahrzeuge ist in Deutschland in den vergangenen Jahren vorangekommen. Nach Angaben des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) stehen E-Lkw im September 2026 bundesweit rund 790 öffentliche Ladestandorte zur Verfügung.
Die Zahl basiert auf Daten der von Logistikunternehmen genutzten App „eTrucker“ und umfasst nach Angaben des BDEW ausschließlich Standorte, an denen reale Ladevorgänge vor Ort verifiziert wurden. In die Erhebung fließen sowohl speziell für schwere Nutzfahrzeuge ausgelegte Ladepunkte als auch Ultraschnelllader in Pkw-Ladehubs ein. Diese können laut BDEW aufgrund ihrer Zugänglichkeit und Ausstattung ebenfalls von E-Lkw genutzt werden. Die Zahl bildet damit das öffentlich zugängliche Ladeangebot ab, das für elektrische Lkw tatsächlich nutzbar ist.
BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae bewertet den Markt für Lkw-Ladeinfrastruktur als noch jung, sieht aber eine positive Entwicklung. Die Unternehmen des Lademarktes hätten frühzeitig in den Aufbau der Infrastruktur investiert. Für eine Fortsetzung des Ausbaus brauche es nun Investitionssicherheit und verlässliche Rahmenbedingungen, erklärte Andreae.
Schnelle Netzanschlüsse nötig
Dazu zählt der BDEW neben einem klaren politischen Kurs auch attraktive Finanzierungsmöglichkeiten und einen besseren Zugang zu geeigneten Flächen. Zudem fordert der Verband eine praxistaugliche Ausgestaltung des Eichrechts. Gerade beim Aufbau von Ladeinfrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge spielen Standortwahl und Netzanschluss eine zentrale Rolle, da die Ladepunkte häufig hohe Anschlussleistungen benötigen.
Andreae sieht deshalb schnellere und einfachere Netzanschlüsse als einen entscheidenden Hebel für den weiteren Ausbau. Die Ladeinfrastruktur konkurriere bei den verfügbaren Netzanschlusskapazitäten unter anderem mit Rechenzentren, Großwärmepumpen, Speichern, Elektrolyseuren und industriellen Verbrauchern.
Der BDEW fordert deshalb neben dem bereits vorgesehenen Netzanschlusspaket ein weiteres Verteilnetzpaket. Dieses solle den Ausbau der Stromnetze beschleunigen und damit zusätzliche Kapazitäten für neue Verbraucher schaffen. Der Verband habe dazu bereits umfangreiche Vorschläge vorgelegt, erklärte Andreae. (sh)
Ariadne: Klimapolitik soll stärker strategischen Interessen dienen
Quelle: Shutterstock / Thanadon88
KLIMASCHUTZ. Deutschland und die EU sollten einer Untersuchung zufolge ihre internationale Klimapolitik stärker mit wirtschafts- und sicherheitspolitischen Interessen verbinden.
Eine ambitionierte internationale Klimapolitik liegt nach Einschätzung von Forschenden des Kopernikus-Projekts Ariadne im wirtschaftlichen und sicherheitspolitischen Eigeninteresse Deutschlands und der Europäischen Union (EU). Klimapolitik könne nicht nur künftige Klimaschäden begrenzen, sondern auch die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten reduzieren und die außenpolitische Handlungsfähigkeit stärken. Ein Kurzdossier nennt dafür mehrere Instrumente.
Da es für die Wirkung auf das Klima unerheblich sei, in welchem Land Treibhausgasemissionen vermieden werden, könne es sich für Deutschland und die EU auch ökonomisch lohnen, Emissionsminderungen im Ausland zu finanzieren. Die innerhalb der EU vermiedenen Klimaschäden beziffern die Autoren auf etwa 34 Euro je nicht emittierter Tonne CO2.
„Allein die Klimaschäden innerhalb der EU, die pro weniger emittierter Tonne CO2 gespart werden können, belaufen sich auf circa 34 Euro. Dazu kommen sicherheitspolitische Externalitäten sowie die ökonomisch nicht bezifferbaren menschlichen Schäden durch mögliche Krisen, Konflikte und Migration“, sagt Mitautor Ole Adolphsen von der Stiftung Wissenschaft und Politik.
CBAM soll Abwanderungsrisiken begrenzen
Eine zentrale Rolle schreiben die Forschenden dem CO2-Grenzausgleichsmechanismus (Carbon Border Adjustment Mechanism, CBAM) der EU zu. Er soll die CO2-Kosten bestimmter importierter Waren an die Belastung europäischer Produzenten angleichen. Damit sollen Wettbewerbsnachteile für Unternehmen innerhalb der EU verringert und zugleich Anreize für Klimaschutz in Drittstaaten geschaffen werden.
Hintergrund ist auch das Risiko einer Verlagerung emissionsintensiver Produktion in Länder mit weniger strengen Klimavorgaben. Eine solche Abwanderung könne wiederum den politischen Druck erhöhen, Klimaschutzmaßnahmen innerhalb Europas abzuschwächen.
Als weiteres Instrument diskutiert das Dossier Jurisdictional Reward Funds (JRF). Anders als bei der Förderung einzelner Projekte sollen Regierungen für nachgewiesene Emissionsminderungen in größeren Gebieten oder ganzen Staaten bezahlt werden. Die Zahlungen wären ergebnisabhängig und sollen zunächst kostengünstige Möglichkeiten zur Emissionsminderung erschließen.
Zugleich empfehlen die Forschenden, die Lieferketten für klimaneutrale Energietechnologien stärker zu diversifizieren und strategische Reserven aufzubauen. Bestehende Abhängigkeiten von fossilen Energieträgern sollten durch Partnerschaften ersetzt werden, die stärker auf gegenseitigen Interessen beruhen.
„Deutschland sollte offener über rationale Eigeninteressen sprechen und die derzeit noch existierenden Abhängigkeiten durch Partnerschaften ersetzen, die auf Wechselseitigkeit basieren. Damit kann es international mehr Verhandlungsmacht erlangen“, heißt es im Dossier.
Das Ariadne-Dossier „Challenges and priorities for Germany’s climate diplomacy“ kann auf deren Webseite heruntergleaden werden. Ein Kurz-Dossier in deutscher Sprache findet so dort ebenfalls. (sag)
Das Forschungsprojekt Ariadne
Ariadne ist ein vom Bundesforschungsministerium gefördertes Forschungsprojekt zur Energiewende und Klimapolitik. Es gehört zu den Kopernikus-Projekten für die Energiewende. Im Ariadne-Konsortium arbeiten 26 wissenschaftliche Partner zusammen. Untersucht werden unter anderem Optionen für die Transformation des Energiesystems, CO2-Bepreisung, Strom- und Wärmewende, Verkehr sowie industrie- und klimapolitische Instrumente. Die Ergebnisse sollen vor allem wissenschaftlich fundierte Grundlagen für politische Entscheidungen liefern.
Koordiniert wird Ariadne vom Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung (PIK).
Koordiniert wird Ariadne vom Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung (PIK).
Entwurf eines Batteriespeichers in Brunsbüttel. Quelle: Vattenfall
Engie und Return erweitern Partnerschaft
STROMNETZ. Mit einem neuen virtuellen Flexibility Purchase Agreement bauen Engie und Return ihre Zusammenarbeit bei Batteriespeichern in Deutschland auf 400 MW aus.
Der Energiekonzern Engie und der unabhängige Speicheranbieter Return haben ihre Zusammenarbeit im deutschen Markt für Batteriespeicher-Flexibilität deutlich ausgebaut. Die beiden Unternehmen haben ein virtuelles Flexibility Purchase Agreement (vFPA) über zusätzliche 300 MW unterzeichnet. Damit steigt die zwischen ihnen vertraglich vereinbarte Gesamtkapazität in Deutschland auf 400 MW.
Grundlage der Vereinbarung ist ein Modell, das im deutschen Markt bislang noch selten zum Einsatz kommt: Statt sich an einen einzelnen Speicherstandort zu binden, bündelt Return die Flexibilität mehrerer Batteriespeicheranlagen in seinem Virtual Flexibility Portfolio (VFP). Engie erhält Zugriff über eine Schnittstelle – und kann die Kapazität mitwachsen lassen, sobald sich das Portfolio von Return vergrößert.
Die aktuelle Vereinbarung baut auf einer ersten Transaktion über 100 MW in Deutschland sowie einer weiteren über 55 MW in Spanien auf. Aus Sicht beider Partner zeigt sie, dass sich das VFP-Modell auch auf andere europäische Märkte übertragen lässt.
Portfoliomodell soll Ausbau beschleunigen
Martin Daronnat, Head of Flexibility and Structured Origination Germany bei Engie, sieht in der Partnerschaft einen Beitrag zum Ausbau von Batteriespeichern und zum Ziel des Unternehmens, Kunden rund um die Uhr mit CO2-freier Energie zu versorgen. Flip van der Weijden, Head of Growth bei Return, betont die Skalierbarkeit des Modells: Nachdem mit Engie zunächst ein Rahmen für 100 MW geschaffen worden sei, könnten nun weitere 300 MW aus dem deutschen Portfolio hinzukommen. Genau diese Erweiterbarkeit sei der Kerngedanke des Virtual Flexibility Portfolio.
Mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien wächst auch der Bedarf an Flexibilität und Netzausgleich. Portfoliobasierte Vereinbarungen wie das vFPA zwischen Engie und Return sollen Investitionen in Batteriespeicher planbarer machen, indem sie Betreibern verlässlichere Erlösperspektiven bieten. Gleichzeitig erhalten Abnehmer wie Engie über eine einzige Schnittstelle Zugang zu wachsender Flexibilitätskapazität, ohne für jede neue Anlage eine eigene Vereinbarung schließen zu müssen – ein Modell, das die Integration erneuerbarer Energien ins Stromsystem erleichtern soll.
Return ist ein unabhängiger Anbieter von Energiespeicherlösungen, der Erzeuger erneuerbarer Energien, Energieversorger und Großverbraucher über intelligente Speichernetzwerke verbindet. Mit einem Entwicklungsportfolio von über 8.000 MW verfolgt das Unternehmen das Ziel, bis 2030 rund 5.000 MW Speicherkapazität in Europa zu realisieren.
Engie plant, baut und betreibt in Deutschland Wind-, Photovoltaik- und Wasserkraftanlagen sowie Pump- und Batteriespeicher. 2025 erzielten die deutschen Engie-Gesellschaften mit rund 5.500 Mitarbeitenden einen Umsatz von 2,4 Milliarden Euro. (gd)
Serkan Sen bleibt Vorsitzender des VDMA Großanlagenbaus
Quelle: Fotolia / sdecoret
PERSONALIE. Die Arbeitsgemeinschaft Großanlagenbau (AGAB) im Verband Deutscher Maschinen- und Anlagenbau (VDMA) hat ihren Vorstand neu gewählt.
Serkan Sen steht für weitere zwei Jahre an der Spitze des VDMA Großanlagenbaus. Die Mitgliederversammlung der AGAB wählte den Senior Vice President Commercial und Chief Financial Officer (CFO) von Linde Engineering am 14. September in Darmstadt erneut zum Vorsitzenden. Sen hatte das Ehrenamt erstmals im November 2025 übernommen, so eine VDMA-Mitteilung. Die neue Amtszeit des Vorstandsvorsitzenden läuft bis September 2028.
Zu stellvertretenden Vorsitzenden des 13-köpfigen Vorstandes wurden Martin Oetjen, Chief Operating Officer (COO) und Mitglied des Vorstands von Everllence, sowie Norbert Petermaier, Chief Executive Officer (CEO) von Primetals Technologies Austria, gewählt. Gemeinsam mit Sen sollen sie die Interessen des Großanlagenbaus gegenüber der deutschen und europäischen Politik vertreten.
Die Arbeitsgemeinschaft ist eng mit der Energiewirtschaft verbunden. Ihre Mitgliedsunternehmen planen und bauen unter anderem Kraftwerks- und Energieanlagen, Systeme für Stromübertragung und Stromverteilung sowie Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff.
Im Jahr 2024 entfielen nach Angaben des VDMA rund 85 Prozent der Auftragseingänge der deutschen Mitgliedsunternehmen auf den Umbau des Energiesystems und der energieintensiven Industrie. Der VDMA vertritt insgesamt rund 3.500 Unternehmen des deutschen und europäischen Maschinen- und Anlagenbaus. (sag)
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| Serkan Sen Quelle: VDMA |
RWE und Air Products kooperieren
Der Kerkrade-Solar-Park in der niederländischen Provinz Limburg versorgt Air Products mit Grünstrom zur Wasserstoffherstellung. Quelle: RWE
WASSERSTOFF. Air Products sichert sich per PPA mit RWE bis zu 75 GWh Wind- und Solarstrom pro Jahr für Wasserstoffproduktion und die neue Verflüssigungsanlage in Rotterdam.
Air Products hat einen langfristigen Stromabnahmevertrag (Power Purchase Agreement, PPA) mit RWE geschlossen. Über die Vereinbarung sichert sich das Unternehmen erneuerbaren Strom für seine bestehenden Wasserstoffanlagen sowie für die neue Wasserstoffverflüssigungsanlage, die derzeit in Rotterdam entsteht.
Das PPA stellt jährlich bis zu 75.000 MWh Wind- und Solarstrom bereit. Die Energie stammt aus dem Onshore-Windpark Karolinapolder am Volkerak bei Dinteloord sowie aus dem Solarpark Kerkrade in der niederländischen Provinz Limburg.
Grundlage für RED-III-konformen Wasserstoff
Die neue Verflüssigungsanlage in Rotterdam soll die Flüssigwasserstoffkapazitäten von Air Products deutlich erhöhen und nach ihrer geplanten Inbetriebnahme 2027 die größte Anlage dieser Art in Europa sein. Das PPA mit RWE trägt dazu bei, dass der dort produzierte Wasserstoff die Kriterien der europäischen RED-III-Richtlinie für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBO) erfüllt.
„Diese Vereinbarung mit RWE ist ein praktischer Schritt, um unsere Flüssigwasserstoffanlage in Rotterdam auf den Markt zu bringen und den erneuerbaren Strom zu sichern, der für die Produktion von RFNBO-konformem Wasserstoff erforderlich ist“, erklärte Miquel Lope, Vice President und General Manager Northern Continent bei Air Products, in einer Unternehmensmitteilung. Angesichts der wachsenden Nachfrage nach RFNBO-konformem Wasserstoff in Europa wolle das Unternehmen Kunden Planungssicherheit bei Beschaffung und Dekarbonisierung geben.
RWE liefert den Strom aus eigenen Wind- und Solarkapazitäten. „Die Versorgung der Verflüssigungsanlage in Rotterdam zeigt, wie integrierte Lösungen aus Windenergie, Solarenergie und Wasserstoff die Energiewende beschleunigen können“, wird Ulf Kerstin, Chief Commercial Officer von RWE Supply & Trading, zitiert.
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| Der Karolinapolder-Wind-Park in den Niederlanden unterstützt in Zukunft die Wasserstoffproduktion. Quelle: RWE |
Air Products zählt zu den weltweit führenden Industriegaseherstellern. Im Geschäftsjahr 2025 erzielte das in rund 50 Ländern tätige Unternehmen einen Umsatz von zwölf Milliarden US-Dollar. Die Abnehmer von Flüssigwasserstoff stammen aus den unterschiedlichsten Branchen wie Chemie, Elektronik, Raumfahrt sowie Transport und Energie.
RWE Supply & Trading bildet die Schnittstelle zwischen dem Energiekonzern und den globalen Märkten. Das Unternehmen handelt mit Strom, Gas, Rohstoffen und CO2-Zertifikaten. Mehr als 2.000 Mitarbeitende vermarkten zudem den Strom der RWE-Kraftwerke und betreiben die deutschen Gasspeichergesellschaften. (gd)
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Energiemärkte legen technische Atempause ein
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Überwiegend mit Abgaben haben sich die Energiemärkte am Dienstag gezeigt. Händler sprechen von einer technischen Korrektur, nachdem die Notierungen am Montag massiv angezogen hatten. Von einer fundamentalen Besserung der Lage sind die Märkte indessen weit entfernt. So meldet der maritime Analysedienst Kpler, am Montag hätten vier Frachter die Straße von Hormus passiert. Die Zahl könnte etwas höher liegen, weil Schiffe immer wieder mit ausgeschaltetem Transponder durch die Meerenge fahren. Vor Beginn des Irankrieges Ende Februar passierten mehr als 120 Schiffe pro Tag die Route. Nach Angaben von Kpler nahm auch der Verkehr durch den Bab al-Mandab ab.
Strom: Überwiegend mit Abgaben hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt, der sich damit der Tendenz bei Gas, Kohle und CO2 anpasste. Der Day-ahead allerdings gewann bis gegen 14.00 Uhr 2,25 Euro auf 182,50 Euro je Megawattstunde im Base. Für den Peak wurde ein Plus von 17,75 auf 168,25 Euro gesehen. An der Börse wurde die Grundlast mit 182,33 Euro und die Spitzenlast mit 168,01 Euro ermittelt.
Maßgeblich für den Preisanstieg beim Day-ahead war die etwas geringere Einspeiseleistung der Erneuerbaren, die für den Folgetag vorhergesagt wurden. So prognostizieren die Meteorologen von Eurowind für den Mittwoch in der Grundlast 24,2 Gigawatt gegenüber 24,8 Gigawatt am Berichtstag. Im Peak werden 35,8 Gigawatt erwartet nach 40,3 Gigawatt am Berichtstag. An den Tagen danach erwarten die Wetterdienste eine höhere Einspeiseleistung der Erneuerbaren, was auf ein wachsendes Windaufkommen zurückzuführen ist. Der Himmel dürfte sich hingegen bedeckt zeigen und die Solareinspeiseleistung dämpfen.
Unterdessen haben die Analysten der Commerzbank die Prognose für den Frontmonat (Grundlast) nach oben revidiert. Mittlerweile geht das Bankhaus von einem Strompreis zum Jahresende von etwa 150 Euro je MWh aus (zuvor 110 Euro).
Am langen Ende verlor das Strom-Frontjahr 7,69 Euro auf 128,48 Euro je Megawattstunde,
CO2: Die CO2-Preise haben sich am Berichtstag schwächer gezeigt. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.50 Uhr 1,88 Euro auf 86,11 Euro je Tonne.
Die Bullen hatten am Vortag die Entwicklungen im Nahen Osten genutzt, um die jüngste neutral-bullische Handelsspanne nach oben zu durchbrechen, wodurch die EU-Emissionszertifikate auf ein seit Januar nicht mehr gesehenes Niveau zurückkehrten und der Schlüsselwiderstand bei 86,91 Euro durchbrochen wurde. Am Berichtstag gaben die Zertifikate allerdings unter dem Eindruck der Korrektur der Nachbarmärkte Gas, Kohle und Strom ebenfalls nach.
Da sich keine fundamentale Änderung für Energiemärkte abzeichnet, dürfte die Atempause allerdings von kurzer Dauer sein. Angesichts des begrenzten technischen Widerstands scheinen Aufschläge kurzfristig wahrscheinlich, so die Analysten von Redshaw Advisors. Sollten die Gas- und Strompreise jedoch weiter steigen, dürften nachhaltige Kursgewinne für CO2 aufgrund des Rückgangs der Industrieproduktion zunehmend schwerer zu erzielen sein.
Erdgas: Mit einem deutlichen Minus haben sich die europäischen Gaspreise am Dienstag gezeigt. Der richtungsweisende Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.42 Uhr 2,744 Euro auf 79,296 Euro je Megawattstunde.
Marktteilnehmer sprachen diesbezüglich von einer technischen Korrektur. Die europäischen Erdgaspreise bleiben jedoch weiter auf hohem Niveau. Die Preise lassen kaum Aussichten auf einen weiteren Rückgang erkennen, da die Eskalation im Nahen Osten die Chancen auf eine baldige Belebung der LNG-Lieferungen aus dem Golf schmälert, schreiben die Analysten von ING. Der globale LNG-Markt werde angespannt bleiben, daauf der Nordhalbkugel die Heizperiode beginne, was bedeute, dass Europa Schwierigkeiten haben werde, vor dem Winter das untere Ende seiner Speicherziele von mindestens 75 Prozent zu erreichen, so die Analysten. (cdg)
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