25. September 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
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Inhalt
POLITIK & RECHT
STROMNETZ: Netzanschlusspaket soll Investitionen absichern
VERANSTALTUNG: Windbranche fordert verlässliche Investitionsbedingungen
POLITIK: Energieeffizienzgesetz in erster Lesung
RECHT: AGFW warnt vor Klagewelle
BIOMASSE: 10.000 Unterschriften für Bioenergie
HANDEL & MARKT
ELEKTROFAHRZEUGE: Depot-Laden bleibt im Schwerlastverkehr dominant
LUFTFAHRT: Uniper sichert sich Flugkraftstoff aus Dänemark
TECHNIK
BATTERIESPEICHER: Sechs Großspeicher in Niedersachsen geplant
STATISTIK DES TAGES: Veränderung der Stromerzeugung weltweit im Jahr 2025
UNTERNEHMEN
WINDKRAFT ONSHORE: Wind plus Speicher: PNE und Enercon planen 98-MW-Energiepark
PERSONALIE: Belectric mit neuem Finanzvorstand
ELEKTROMOBILITÄT: SWM-Kunden können jetzt mit bis zu 400 kW laden
IT: Entega meldet Datenabfluss bei Zertifizierer
AUFTRAG: 2G Energy liefert 275 MW für Rechenzentren
TOP-THEMA
Verbände fordern Nachbesserungen am EEG
Quelle: Deutscher Bundestag / Thomas Imo / photothek
POLITIK.
Mit der ersten Lesung von EEG-Novelle und Netzpaket startet die parlamentarische Beratung. Energieverbände fordern Änderungen bei PV, Wind, Netzen und CfDs.
Mit der ersten Lesung der Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und des Netzanschlusspakets beginnt am 24. September die parlamentarische Beratung zweier zentraler energiepolitischer Vorhaben der Bundesregierung. Bereits Mitte Oktober sollen beide Gesetze beschlossen werden. Aus der betroffenen Wirtschaft kommt eine Reihe von Forderungen zur Überarbeitung der Entwürfe.
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sieht im EEG-Entwurf wichtige Grundlagen für den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien. BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae unterstützt „die Fortführung der Ausbaupfade sowie eine stärkere Markt- und Systemintegration“. Der Gesetzgeber müsse sicherstellen, dass die Regelungen mit der geplanten Netzanschlussreform und der Netzentgeltreform AgNes zusammenpassen.
Streit um Leistungsbegrenzung bei PV
Kritisch bewertet der BDEW die geplante pauschale Begrenzung der Wirkleistung neuer Photovoltaikanlagen auf 50 Prozent der installierten Leistung bei Anlagen bis 100 kW. Diese Regelung schränke aus Sicht des Verbands die Nutzung von Flexibilität durch Direktvermarktung, Speicher, Energiemanagement und bidirektionales Laden ein.
Gleichzeitig unterstützt der Verband den geplanten Abschied von der Förderung kleiner Dachanlagen, die ausschließlich auf Eigenverbrauch ausgerichtet sind, sofern diese nach einer Übergangszeit nicht direkt vermarktet werden. Für Anlagen unter 25 kW solle dabei ebenfalls die Marktprämie zur Verfügung stehen.
Auch bei der Windenergie sieht der BDEW Änderungsbedarf. Um den Ausbau in Süddeutschland zu stärken, schlägt der Verband eine zeitlich begrenzte Südquote innerhalb der regulären EEG-Ausschreibungen vor. Nicht genutzte Mengen sollen nach seiner Vorstellung noch in derselben Runde in das bundesweite Ausschreibungsvolumen zurückfließen.
Der Bundesverband Windenergie (BWE) warnt ebenfalls vor möglichen Folgen des Zusammenspiels verschiedener Regelungen. Nach Einschätzung des Verbands könnten insbesondere Redispatch-Vorbehalt, Wirkleistungsbegrenzung und Änderungen am Referenzertragsmodell die Finanzierung bereits genehmigter und bezuschlagter Projekte erschweren.
BWE-Präsidentin Bärbel Heidebroek fordert zudem bessere Bedingungen für Direktbelieferungen und Power Purchase Agreements (PPAs). Einen geplanten Pachtdeckel für Windenergieflächen lehnt der Verband ab, ebenso wie der BDEW.
Solarwirtschaft warnt vor Investitionshürden
Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) konzentriert seine Kritik auf die Bedingungen für neue Photovoltaikanlagen. Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig fordert, die vorgesehenen Regelungen für private und gewerbliche Dachanlagen zu überarbeiten. Nach Ansicht des BSW-Solar fehlen für eine Direktvermarktung derzeit die technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen, speziell bei kleinen Anlagen.
Auch bei Solarparks sieht der Verband zusätzliche Belastungen. Einspeisebegrenzungen sowie mögliche zusätzliche Abgaben und Netzkosten könnten die Stromgestehungskosten um mehr als 1 Cent je kWh erhöhen. Beim geplanten Redispatch-Vorbehalt warnt der BSW-Solar vor Investitionshemmnissen in Regionen mit Netzengpässen. Als Alternative verweist der Verband auf eine Kurzstudie des Fraunhofer-Instituts ISE, wonach intelligent gesteuerte Batteriespeicher an Umspannwerken zusätzliche PV-Leistung ermöglichen könnten.
BEE warnt vor wirtschaftlichen Folgen
Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) verweist auf eine Szenarioanalyse der Gesellschaft für Wirtschaftliche Strukturforschung (GWS) im Auftrag der Bertelsmann Stiftung. Demnach könnten bei einer Fortführung des bisherigen Ausbaupfads bis 2035 mehr als 270.000 zusätzliche Arbeitsplätze entstehen und Investitionen der Branche 79 Milliarden Euro erreichen. Unter den aktuellen Gesetzesplänen fielen diese Werte laut BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser auf 83.500 zusätzliche Arbeitsplätze und 52 Milliarden Euro Investitionen.
Auch der Zentralverband Elektrotechnik- und Elektronikindustrie (ZVEI) fordert Nachbesserungen. ZVEI-Geschäftsführer Wolfgang Weber fordert, bei der Leistungsbegrenzung eine speicherfreundliche Regelung zu schaffen. Zudem verlangt der Verband stärker vereinheitlichte und digitalisierte Netzanschlussverfahren.
Verbände fordern Risikopuffer bei CfDs
Neun Verbände aus Energiewirtschaft und Handwerk fordern darüber hinaus Änderungen bei den geplanten zweiseitigen Differenzverträgen (Contracts for Difference, CfDs). Nach dem Gesetzentwurf sollen Betreiber einen Teil ihrer Erlöse zurückzahlen, wenn der durchschnittliche Marktwert ihres Stroms über dem Zuschlagswert liegt. Die Verbände fordern einen Marktwertkorridor, der auch Kosten für Vermarktung, Bilanzierung und Ausgleichsenergie berücksichtigt.
Der Verbändeappell zu CfDs steht im Internet bereit. (sh)
Quelle: Shutterstock / Christian Schwier
Netzanschlusspaket soll Investitionen absichern
STROMNETZ. BDEW und VDMA Power Systems sehen im Netzanschlusspaket Ansätze für eine effizientere Nutzung knapper Kapazitäten. Zugleich müssten Änderungen im Gesetz Netzanschlüsse beschleunigen.
Der Bundestag berät am 24. September in erster Lesung die Gesetzentwürfe zum „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau“. Das sogenannte Netzanschlusspaket soll unter anderem den Anschluss neuer Erzeugungsanlagen stärker an der verfügbaren Netzkapazität ausrichten.
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sieht in dem Vorhaben eine grundlegende Reform für den Umgang mit knappen Anschlusskapazitäten. Seine Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae sagte: „Mehr Transparenz, stärker digitalisierte Verfahren und neue Regeln könnten dazu beitragen, die vorhandenen Kapazitäten effizienter und fairer zu nutzen.“
Zugleich unterstützt der BDEW den Ansatz, bei der Standortwahl für Erneuerbare-Energien-Anlagen künftig die Situation der Stromnetze stärker zu berücksichtigen. In Regionen mit hoher Einspeisung und regelmäßigem Redispatch könne zusätzlicher Zubau den Bedarf an Netzengpassmanagement erhöhen. Die neuen Regeln müssten deshalb eine stärkere Orientierung des Anlagenzubaus an verfügbaren und absehbaren Netzkapazitäten bewirken, so Andreae.
Investitionen nicht gefährden
Dabei dürfe der Gesetzgeber bestehende Investitionen und weit fortgeschrittene Projekte nicht gefährden. Nach Ansicht des BDEW muss das Netzanschlusspaket deshalb Bestandsschutz und weitere Ausbauanreize miteinander verbinden. Andernfalls drohe ein Bruch beim Ausbau der erneuerbaren Energien.
Eine Grundlage für die geplante Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete liefert eine Datengrundlage des Beratungsunternehmens E-Bridge. Diese müsse kontinuierlich überprüft werden. Kapazitätslimitierte Netzgebiete sollten nur bei lokalen Engpässen ausgewiesen werden. Zudem müssten die Regelungen möglichst einfach und zielgenau umsetzbar sein. Eine Evaluierung zum 30. Juni 2029 sei deshalb sinnvoll, so Andreae. Der BDEW fordert zugleich noch vor Ende 2026 ein angekündigtes Beschleunigungspaket für den Verteilnetzausbau.
VDMA fordert Prüfung von Wechselwirkungen
Auch der Verband Deutscher Maschinen- und Anlagenbau (VDMA) sieht Änderungsbedarf. Dennis Rendschmidt, Geschäftsführer von VDMA Power Systems, fordert Regelungen, die den Ausbau erneuerbarer Energien kontinuierlich und kosteneffizient ermöglichen und zugleich Investitionen in industrielle Kapazitäten absichern.
Nach Angaben des VDMA können die Hersteller die erforderlichen Windenergiekapazitäten bereitstellen. Fehlende Netzkapazitäten, verzögerte Anschlüsse und langwierige Genehmigungsverfahren könnten den Ausbau jedoch bremsen. Rendschmidt kritisiert insbesondere das Zusammenspiel eines Redispatch-Vorbehalts mit Wirkleistungsbegrenzungen ohne ausreichende Übergangsfristen. Dies könne die Planbarkeit und Finanzierung neuer Projekte erschweren.
Der VDMA fordert deshalb eine umfassende Prüfung der Wechselwirkungen zwischen Redispatch-Vorbehalt, Wirkleistungsbegrenzung und Referenzertragsmodell. Die Regelungen müssten rechtssicher, einfach handhabbar und wirtschaftlich kalkulierbar sein. Eine kumulative Anwendung solle vermieden werden, wenn dadurch unverhältnismäßige Belastungen oder Fehlanreize entstehen.
Zusätzlichen Handlungsbedarf sieht der VDMA bei der Cybersicherheit. Die digitale und physische Absicherung von Energieanlagen müsse angesichts der geopolitischen Lage gestärkt werden. Regelungslücken bei Fernzugriff, Steuerung und Kontrolle von Anlagen sollten geschlossen werden. Rendschmidt bringt dafür auch ein entsprechendes Präqualifikationskriterium im EEG ins Gespräch.
Die Stellungnahme zum Netzanschlusspaket des VDMA steht im Internet bereit.
Windbranche fordert verlässliche Investitionsbedingungen
Gut besuchte Wind Energy 2026 Quelle: Susanne Harmsen
VERANSTALTUNG. Die „WindEnergy“ Hamburg bringt seit dem 22. September mehr als 43.000 Teilnehmer aus rund 100 Ländern zusammen. Im Mittelpunkt stehen Netze, Investitionen und Versorgungssicherheit.
Vom 22. bis 25. September findet in Hamburg die Wind Energy Hamburg statt. Der Veranstalter Hamburg Messe und Congress berichtet von rund 43.000 Teilnehmern aus 100 Ländern und über 1.600 Ausstellern. Die Messe deckt nach Angaben des Veranstalters die gesamte Wertschöpfungskette der Onshore- und Offshore-Windindustrie ab.
Zum Auftakt standen die Bedeutung der Windenergie für die Energieversorgung, Investitionsbedingungen und der Ausbau der Stromnetze im Mittelpunkt. Hamburgs Erster Bürgermeister Peter Tschentscher hob in einer Grußbotschaft die Bedeutung der internationalen Fachmesse für die Stadt hervor. Die beiden Geschäftsführer der Hamburg Messe und Congress, Heiko M. Stutzinger und Uwe Fischer, betonten die Rolle der Windindustrie für die Energiewende.
Der Vizepräsident der Hamburg Messe und Congress Claus Ulrich Selbach verwies auf die Bedeutung der Windenergie für die Verringerung der Abhängigkeit von importierten fossilen Brennstoffen. „Die Wind Energy bringt die wichtigen Akteure der Branche zusammen und gibt ihr Impulse“, sagte er.
Verbände fordern verlässliche Rahmenbedingungen für weitere Investitionen. Bärbel Heidebroek, Präsidentin des Bundesverbands Windenergie (BWE), erklärte, die Branche sei bereit, Verantwortung für die Energieversorgung Deutschlands zu übernehmen. Dafür braucht es aus ihrer Sicht verlässliche Investitionsbedingungen, modernisierte Stromnetze und Netzanschlüsse sowie politische Rahmenbedingungen, die den Ausbau nicht durch zusätzliche Unsicherheiten erschwerten.
Dennis Rendschmidt, Geschäftsführer von VDMA Power Systems, verwies ebenfalls auf den Bedarf an investitionssicheren Rahmenbedingungen. Die Messe sei ein zentraler Treffpunkt für Unternehmen, Politik und Institutionen entlang der Lieferkette, erklärte er.
Netze für den Wind gesucht
Eine europäische Perspektive brachte Tinne Van der Straeten, CEO des europäischen Windenergieverbands Wind Europe, ein. Nach ihren Angaben könnte Europa in diesem Jahr 24.000 MW Windleistung installieren. Damit ließe sich Strom für rund 20 Millionen Haushalte erzeugen und der Import fossiler Brennstoffe reduzieren.
Damit der Ausbau weiter an Dynamik gewinnt, müssten Regierungen nach ihrer Darstellung unter anderem Netzengpässe beseitigen, die Elektrifizierung vorantreiben und verlässliche Ausschreibungsvolumina festlegen. Ben Backwell, CEO des Global Wind Energy Council (GWEC), stellte die Windenergie ebenfalls in den Zusammenhang mit Versorgungssicherheit und wirtschaftlicher Entwicklung.
Die Windkraft müsse gemeinsam mit Photovoltaik und Speichern in ein intelligent gesteuertes Energiesystem integriert werden. Zugleich müsse die Branche ihren Beitrag zu den gesellschaftlichen Herausforderungen stärker vermitteln, sagte Backwell.
Türkei plant Offshore-Ausbau
Bei der Eröffnungskonferenz richtete sich der Blick auch auf die Türkei. Veysel Selimoglu, Chef der Abteilung für Technologie und grüne Transformation beim Türkischen Direktorat für Klimawandel, verwies darauf, dass Strom dort derzeit rund 23 Prozent des gesamten Energiebedarfs decke. In Spitzenzeiten stamme bereits ein großer Teil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen wie Wasserkraft, Wind und Photovoltaik.
Zafer Demircan, stellvertretender Minister für Energie und natürliche Ressourcen der Türkei, nannte eine stärkere Elektrifizierung als Möglichkeit, sich von teuren fossilen Brennstoffen zu lösen. Dafür sei der Ausbau der Windenergie ein Baustein für eine zukunftsfähige Energieversorgung des Landes. Der Energiebedarf steige um rund fünf Prozent pro Jahr. Daher müsse das Übertragungsnetz ausgebaut und Speicher geschaffen werden.
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| Zafer Demircan, stv. Energieminister der Türkei, auf der Wind Energy. Quelle: Sacit Dizman |
Nach Angaben Demircans verfügt die Türkei bereits über rund 16.000 MW installierte Windleistung an Land. In den 2030er Jahren soll diese auf 40.000 MW steigen. Auch die Offshore-Windenergie soll ausgebaut werden. Als bevorzugte Region nannte Demircan die Ägäis. Der erste Tender soll im Oktober angekündigt und 2027 vergeben werden. Bis 2035 strebt die Türkei demnach 2.000 MW Offshore-Windleistung an.
Energieeffizienzgesetz in erster Lesung
Quelle: Shutterstock / canadastock
POLITIK. Die Initiative Deneff legt zur ersten Bundestagslesung der Energieeffizienzgesetz-Novelle Vorschläge vor. Sie unterstützt Bürokratieabbau, will aber zentrale Effizienzanreize erhalten.
Die Deutsche Unternehmensinitiative Energieeffizienz (DENEFF) fordert Änderungen am Regierungsentwurf zur Novelle des Energieeffizienzgesetzes (EnEfG). Zur ersten Lesung im Deutschen Bundestag am 24. September schlägt die Initiative unter anderem eine niedrigere Schwelle für verpflichtende Energiemanagementsysteme, vereinfachte Meldepflichten und verbindliche Effizienzvorgaben für die öffentliche Hand vor.
Der Regierungsentwurf sieht vor, mehrere Anforderungen des geltenden EnEfG zu reduzieren. Die Deneff unterstützt den Abbau von Doppelmeldungen, unnötigen Veröffentlichungspflichten und parallelen Prozessen. Gleichzeitig warnt sie davor, Instrumente zu schwächen, die Unternehmen zu wirtschaftlichen Investitionen in Energieeffizienz bewegen.
„Bürokratieabbau und Energieeffizienz können zusammengehen“, sagt Deneff-Geschäftsführer Christian Noll. Entscheidend sei, an den richtigen Stellen zu vereinfachen. Noll nennt als Möglichkeiten weniger Doppelmeldungen, realistische Fristen und den Schutz sensibler Unternehmensdaten. Gleichzeitig müsse ein verlässlicher Rahmen für Effizienzinvestitionen erhalten bleiben.
Schwelle bei 10 Millionen kWh setzen
Besonders deutlich unterscheiden sich die Positionen bei den geplanten Änderungen an den Regelungen zu Energiemanagementsystemen und Umsetzungsplänen nach §§ 8 und 9 EnEfG. Der Regierungsentwurf sieht vor, die Schwelle für verpflichtende Energie- oder Umweltmanagementsysteme von derzeit 7,5 auf 23,6 Millionen kWh anzuheben. Unternehmen mit einem entsprechenden Managementsystem sollen zudem keinen gesonderten Umsetzungsplan mehr erstellen müssen.
Die Deneff schlägt stattdessen eine Schwelle von 10 Millionen kWh vor. Nach Berechnungen der Initiative würde damit der von der unmittelbaren Managementsystempflicht ausgenommene Endenergieverbrauch von rund 100 auf etwa 29 Milliarden kWh sinken.
Unternehmen, die bereits ein Managementsystem einsetzen, sollen nach dem Deneff-Vorschlag ebenfalls keinen zusätzlichen detaillierten Umsetzungsplan führen müssen. Die standardisierte Wirtschaftlichkeitsbewertung identifizierter Effizienzmaßnahmen nach der VALERI-Norm soll jedoch bestehen bleiben.
Eine von der Deneff zitierte Wirkungsanalyse des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschung (Fraunhofer ISI) kommt zu dem Ergebnis, dass die geplanten Änderungen an den §§ 8 und 9 bis 2035 jährlich rund 54 Milliarden kWh weniger Endenergieeinsparungen bewirken könnten. Dies entspreche je nach Elektrifizierungsgrad einem Stromanteil von rechnerisch sieben bis zehn zusätzlichen Kraftwerksblöcken mit jeweils 450 MW.
Nach Angaben der Deneff kämen zudem rund 14 Milliarden kWh vermeidbare Gas- und Mineralölimporte hinzu. Das entspreche etwa dem heutigen industriellen Bedarf dieser Energieträger von zwei Wochen.
Effizienz vor neuen Kraftwerken
Übergeordnet fordert die Deneff, das Effizienzziel von 45 Prozent bis 2045 fortzuführen. Zudem soll das Prinzip „Efficiency First“ nach ihrem Vorschlag stärker in energiepolitischen Entscheidungen berücksichtigt werden. Konkret schlägt die Initiative vor, bei Ausschreibungen für neue Kraftwerkskapazitäten parallel auch Energieeffizienzmaßnahmen auszuschreiben. Diese sollen insbesondere dann wirken, wenn das Stromsystem von Knappheit oder Spitzenlasten betroffen ist.
Für die öffentliche Hand sieht der Regierungsentwurf teilweise Soll-Regelungen und eine Ausnahme für Kommunen vor. Die Deneff fordert dagegen verbindliche Vorgaben für Energiemanagementsysteme und lehnt eine pauschale Ausnahme der Kommunen ab. Zudem sollen beim Erwerb und bei der Neuanmietung von Gebäuden verbindliche Effizienzanforderungen gelten.
Bei der Abwärmenutzung will die Deneff im Gegensatz zur Novelle die Pflichten zur Vermeidung und wirtschaftlichen Nutzung von Abwärme grundsätzlich erhalten. Kosten-Nutzen-Analysen sollen nach ihrem Vorschlag die Zumutbarkeit bewerten, die Nutzungspflichten aber nicht ersetzen. Für Rechenzentren fordert die Initiative, zentrale Effizienzstandards beizubehalten.
Überdies fordert die Initiative eine Gleichbehandlung von Energiedienstleistungen und Contracting mit anderen Umsetzungsmodellen in Regulierung und Förderprogrammen. Bestehende Benachteiligungen sollen nach dem Vorschlag innerhalb von drei Jahren beseitigt werden. „Wer weniger staatliche Vorgaben will, muss marktwirtschaftlichen Lösungen mehr Raum geben“, begründet Geschäftsführer Rüdiger Lohse. (sh)
AGFW warnt vor Klagewelle
Quelle: Fotolia / Stefan Welz
RECHT. Der Europäische Gerichtshof in Luxemburg (EuGH) hat über die Dreijahreslösung bei unwirksamen Preisänderungsklauseln in Fernwärmeverträgen entschieden.
Der Energieeffizienzverband AGFW fordert in einer Stellungnahme eine schnelle rechtssichere Lösung für ungültige Preisänderungsklauseln. Hintergrund ist das Urteil des Europäischen Gerichtshof (EuGH) zur Dreijahreslösung bei unwirksamen Preisänderungsklauseln in Fernwärmeverträgen. Das Urteil hebt die bisher übliche Vorgangsweise auf, bei ungültigen Preisklauseln und daraus erfolgten Preisanpassungen auf den Tarifstand vor drei Jahren zurückzugreifen.
Der Europäische Gerichtshof hat in einer Entscheidung (C-900/24 | SVB) die deutsche Dreijahreslösung bei missbräuchlichen Preisänderungsklauseln in Fernwärmeverträgen für unvereinbar mit dem EU-Recht erklärt. Nach dem Urteil vom 24. September verstößt eine nationale Regelung oder Rechtsprechungspraxis gegen die Richtlinie 93/13/EWG über missbräuchliche Klauseln in Verbraucherverträgen, wenn sie die Wirkungen einer solchen Klausel deshalb aufrechterhält, weil ein Kunde die daraus folgenden Preiserhöhungen nicht innerhalb von drei Jahren beanstandet hat.
Der AGFW warnt nun vor einer Klagewelle, deren Folgekosten wirtschaftlich für die Unternehmen nicht zu bewältigen sei. „Das Urteil verdeutlicht die Lücken des bestehenden Rechtsrahmens. Der Gesetzgeber ist nun gefordert, kurzfristig für Rechtssicherheit zu sorgen“, erklärte Norman Fricke, Bereichsleiter Recht und Europa. „Ohne klare gesetzliche Vorgaben drohen langwierige Rechtsstreitigkeiten, erhebliche wirtschaftliche Belastungen für Versorgungsunternehmen und zusätzliche Unsicherheiten für Verbraucher. Dies wäre ein falsches Signal für die Wärmewende und die dringend erforderlichen Investitionen in klimaneutrale Wärmenetze.“
Die Dreijahreslösung geht auf eine Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs zurück. Bislang wird die Dreijahreslösung herangezogen, wenn Preisänderungsklauseln in Fernwärmelieferverträgen unwirksam werden. Verbraucherinnen und Verbraucher können Preiserhöhungen nur bis zu drei Jahre nach Zugang der jeweiligen Jahresabrechnung rückwirkend beanstanden. Nach Darstellung des AGFW sorgt diese Lösung bislang für eine gewisse Stabilität bei der Abwicklung bestehender Verträge.
Verfahren geht an ein deutsches Gericht zurück
Die Sorge des Verbandes ist: „Nun kann in einem solchen Szenario ein Preis gelten, der zum Abschluss des Vertrags, der teilweise auch zehn oder 20 Jahre in der Vergangenheit liegen kann, vereinbart wurde“, schreibt der AGFW. Würden diese Anfangspreise von den Kunden eingeklagt, hätte dies gravierende Folgen für die betreffenden Unternehmen. Der AGFW warnt daher davor, dass eine Rückabwicklung von Preisanpassungen über lange Zeiträume erhebliche wirtschaftliche Auswirkungen auf einzelne Versorgungsunternehmen haben könnte. Rechtssichere Übergangs- und Anpassungsregelungen seien deshalb notwendig, um Insolvenzen zu vermeiden und gleichzeitig einen fairen Ausgleich der Interessen aller Beteiligten zu gewährleisten.
Die aktuelle Entscheidung betrifft konkret einen Fernwärmevertrag aus dem Jahr 2012 und geht auf eine Vorlage des Kammergerichts Berlin zurück. Im Streit zwischen der Gesellschaft bürgerlichen Rechts Glarner und dem Energieversorger SVB hat der Europäische Gerichtshof (EuGH) die deutsche Rechtsprechung zur sogenannten Dreijahreslösung bei unwirksamen Preisänderungsklauseln beanstandet.
Ausgangspunkt des Verfahrens ist ein Fernwärmeliefervertrag, den Glarner im November 2012 mit SVB geschlossen hatte. Der Vertrag enthielt eine Klausel zur Anpassung des Arbeitspreises. Auf deren Grundlage änderte SVB den Arbeitspreis zwischen 2015 und 2020 jährlich. Zum 1. Mai 2019 änderte das Unternehmen zudem die Anpassungsklausel einseitig. SVB berief sich dafür auf eine Vorschrift des deutschen Fernwärmerechts.
Der EuGH hat im Vorabentscheidungsverfahren allerdings nicht über den Ausgang des Rechtsstreits entschieden. Seine Aufgabe bestand darin, dem Kammergericht Berlin die verbindliche Auslegung des Unionsrechts vorzugeben. Das Berliner Gericht muss nun auf dieser Grundlage über den konkreten Streit und die geltend gemachten Rückzahlungen entscheiden.
Über den Einzelfall hinaus erhält die Entscheidung Bedeutung für Fernwärmeverträge, bei denen Gerichte Preisänderungsklauseln als missbräuchlich einstufen. Die bisherige Dreijahreslösung kann laut dem EuGH jedenfalls nicht mehr dazu dienen, die wirtschaftlichen Folgen einer solchen Klausel für frühere Zeiträume allein deshalb bestehen zu lassen, weil der Kunde nicht rechtzeitig widersprochen hat. Ebenso setzt der EuGH der nachträglichen einseitigen Änderung einer unwirksamen Klausel Grenzen. (hr)
10.000 Unterschriften für Bioenergie
Übergabe der 10.000 Stimmen für Bioenergie an den Bundestag. Quelle: DBV
BIOMASSE. Die Bioenergiebranche hat in Berlin mehr als 10.000 Unterschriften für eine stärkere Förderung übergeben. Sie fordert Änderungen am EEG-Entwurf, der aktuell im Bundestag beraten wird.
Bei einer Kundgebung vor dem Reichstagsgebäude haben Vertreter der Bioenergiebranche am Donnerstag mehr als 10.000 Unterschriften der Petition „Ohne Bioenergie verliert das Land“ an Abgeordnete des Deutschen Bundestages übergeben. Die Verbände wollen damit zum Beginn der parlamentarischen Beratungen über die Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) auf aus ihrer Sicht bestehende Hemmnisse für Bioenergie aufmerksam machen.
Organisiert wurde die Aktion vom Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB), der gemeinsamen politischen Interessenvertretung der Bioenergieverbände in Berlin. HBB-Leiterin Sandra Rostek forderte Änderungen am Kabinettsentwurf des EEG sowie den Abbau von Einschränkungen für Bioenergie in Wärmenetzen und bei der Prozesswärme.
„Was wir jetzt dringend brauchen, ist eine Politik, die Investitionen in die Bioenergie anreizt, statt sie durch mangelnde Perspektiven im Keim zu ersticken“, sagte Rostek. Dazu seien aus Sicht der Branche sowohl Anpassungen am EEG als auch Änderungen bei den Rahmenbedingungen für den Einsatz von Biomasse im Wärmebereich erforderlich.
Sinkendes Ausschreibungsvolumen
Die Bioenergieverbände kritisieren insbesondere die im EEG-Entwurf vorgesehenen Ausschreibungsvolumina. Nach ihrer Einschätzung reichen diese nicht aus, um den bestehenden Anlagenpark langfristig zu erhalten. Die im Entwurf genannte Zielmarke von 9.500 MW installierter Bioenergieleistung im Stromsektor für 2035 entspreche bereits der heutigen Leistung. Gleichzeitig sollen die Anlagen flexibler betrieben werden. Dadurch könne die tatsächlich erzeugte Strommenge sinken, argumentiert das HBB.
Nach Darstellung der Verbände droht deshalb ein schrittweiser Rückgang der gesicherten Bioenergieleistung. Tausende Anlagen könnten bei den künftigen Ausschreibungen ohne Zuschlag bleiben und anschließend stillgelegt werden, warnt das HBB. Die Branche verweist dabei auf die Rolle von Biogas bei der Absicherung der Stromversorgung, wenn die Einspeisung aus Wind- und Solaranlagen schwankt.
Besonders betroffen seien kleinere, regional betriebene Biogasanlagen. Rostek kritisierte in diesem Zusammenhang die verschärften Flexibilitätsanforderungen und die Einführung sogenannter förderfähiger Betriebsviertelstunden. Diese Vorgaben führten in der Praxis teilweise nicht zu einer flexibleren Stromproduktion, sondern zu einer Verringerung der Erzeugung oder zur Stilllegung von Anlagen.
Anlagen flexibilisieren
Das HBB fordert deshalb unter anderem eine höhere Bagatellgrenze und die Wiedereinführung des Kleinanlagenzuschlags. Zudem solle der sogenannte Maisdeckel nach Auffassung der Verbände entfallen. Weitere Investitionshemmnisse sieht das HBB bei fehlenden Netzanschlüssen, langen Genehmigungsverfahren, gestiegenen Kosten und kurzen Vergütungszeiträumen.
Nach Prognosen der Bioenergieverbände könnten allein durch die Flexibilisierung des bestehenden Biogasanlagenbestands bis 2030 rund 12.000 MW gesicherte und flexible erneuerbare Leistung bereitgestellt werden. Diese Leistung könne dazu beitragen, Schwankungen bei Wind- und Solarstrom auszugleichen. Nach Darstellung des HBB ließe sich damit zugleich der Einsatz fossiler Gaskraftwerke reduzieren.
Rolle im Wärmesektor unterschätzt
Kritik übt die Branche auch an den Vorgaben für Bioenergie im Wärmesektor. Rostek wendet sich insbesondere gegen pauschale Begrenzungen der Betriebsstunden und der Biomasseanteile in Wärmenetzen. Solche Vorgaben verteuerten und verzögerten nach ihrer Einschätzung die Umstellung der Wärmeversorgung.
Auch detaillierte Vorgaben zu zulässigen Brennstoffen sieht das HBB kritisch. Rostek zufolge erhöhten umfangreiche Brennstofflisten die Bürokratie, ohne die Wärmewende zu beschleunigen. Die Branche fordert deshalb neben Änderungen am EEG auch Anpassungen am Wärmeplanungsgesetz sowie bei der Förderung von Wärmenetzen und Prozesswärme.
Mit der Übergabe der Petition verbindet das HBB konkrete Forderungen an die nun beginnenden Beratungen im Bundestag. Die Abgeordneten sollten den Kabinettsentwurf im parlamentarischen Verfahren ändern und Hemmnisse für Bioenergie im Strom- und Wärmebereich abbauen, erklärte Rostek. Ziel sind aus Sicht der Verbände ein investitionsfreundliches und praxistaugliches EEG sowie langfristig verlässliche Rahmenbedingungen für Bioenergie. (sh)
Quelle: Jonas Rosenberger
Depot-Laden bleibt im Schwerlastverkehr dominant
ELEKTROFAHRZEUGE. Eine Studie von Fraunhofer ISI und ICCT modelliert den künftigen Ladebedarf von E-Lkw in Europa. Vor allem an Depots und Verkehrsknoten können hohe lokale Netzlasten entstehen.
Der Strombedarf batterieelektrischer Lkw dürfte in Europa in den kommenden zwei Jahrzehnten stark steigen und sich zugleich auf wenige Standorte konzentrieren. Zu diesem Ergebnis kommt eine Studie des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschung (ISI) und des International Council on Clean Transportation (ICCT). Für Netzbetreiber liegt die Herausforderung damit vor allem in einzelnen Regionen mit hohen Leistungsbedarfen.
Für die Untersuchung haben die Autoren mit dem Modell VESUVIO den Ladebedarf in den 27 EU-Staaten sowie Großbritannien, Norwegen und der Schweiz bis 2045 räumlich und zeitlich untersucht. Berücksichtigt werden Depotladen und öffentliches Laden unterwegs. Die Ergebnisse werden auf Rasterflächen von rund 17 mal 20 Kilometern und in 15-Minuten-Intervallen abgebildet.
Im Szenario „Moderate Electrification“, das unter anderem Mautbefreiungen für emissionsfreie Lkw und das Emissionshandelssystem ETS 2 berücksichtigt, steigt der jährliche Ladestrombedarf auf rund 100 TWh im Jahr 2035 und etwa 200 TWh im Jahr 2045. Deutschland weist dabei den höchsten Bedarf auf. Für 2035 modelliert die Studie in diesem Szenario 475,4 GWh pro Woche, für 2045 sind es 835,8 GWh. Hochgerechnet entspricht das etwa 24,7 beziehungsweise 43,5 TWh im Jahr.
Das Rückgrat der Versorgung bleibt das Laden auf Betriebshöfen. Depotladen macht in den meisten Ländern mehr als 70 bis 80 Prozent des gesamten Energiebedarfs aus. Mehr als die Hälfte entfällt in allen Jahren und Szenarien allein auf das Depotladen regional eingesetzter Lkw. Öffentliches Laden unterwegs bleibt vor allem für den Fernverkehr und in Transitländern wichtig; dort kann sein Anteil 30 bis 50 Prozent erreichen.
Region um das Magdeburger Kreuz ist Hotspot
Für die Stromnetze ist vor allem die räumliche Konzentration relevant. In vielen Ländern entfällt auf das oberste ein Prozent der untersuchten Rasterflächen rund ein Viertel bis ein Drittel des gesamten Ladestrombedarfs. Von den Flächen mit dem höchsten Bedarf vereinen 10 Prozent etwa 60 bis 90 Prozent der benötigten Ladeenergie auf sich. Die Hotspots liegen vor allem an Güterverkehrskorridoren, Autobahnknoten, Logistikzentren sowie in Industrie- und Ballungsräumen.
Die Autoren verorten mögliche Engpässe insbesondere im Verteilnetz. Sie weisen darauf hin, dass die verfügbare Aufnahmekapazität der Mittelspannungsnetze regional stark variiert und Netzanschlüsse für hohe Leistungen lange Vorlaufzeiten haben können. Eine pauschale Zuordnung der Lade-Hotspots zu einer bestimmten Anschlussspannungsebene nimmt die Studie allerdings nicht vor. Unzureichende Verteilnetzkapazitäten könnten den Ausbau der Lkw-Ladeinfrastruktur verzögern.
Wie hoch der lokale Leistungsbedarf werden kann, zeigt die Modellierung der Spitzenlasten. In größeren Ländern mit starkem Güterverkehr erreichen die am höchsten belasteten Rasterflächen häufig 20 bis 50 MW. Für das Gebiet um das Magdeburger Kreuz weist das Modell 2035 beispielsweise eine Spitzenleistung von 22,4 MW bei einem Wochenbedarf von 1.445 MWh aus.
Die Herausforderungen für das Netz dürften deshalb zunächst punktuell auftreten. Entlang wichtiger Autobahnkorridore und an großen Depots könne erheblicher Netzausbau erforderlich werden, schreiben die Autoren. Für Netzbetreiber spricht dies aus Sicht der Studie für eine vorausschauende Planung in den klar erkennbaren Hotspots statt eines ausschließlich reaktiven Ausbaus nach einzelnen Anschlussanfragen.
Ein Teil der Anschlussleistung lässt sich über das Lademanagement beeinflussen. Für das Depotladen untersucht die Studie unkoordiniertes Laden mit bis zu 150 beziehungsweise 350 kW sowie eine optimierte Strategie mit Ladeleistungen bis 450 kW. Letztere verteilt die Ladevorgänge so, dass die maximale Depotlast und damit der erforderliche Netzanschluss möglichst gering ausfallen. Größere Batterien können Lastspitzen zusätzlich glätten, weil Zwischenladungen seltener nötig werden.
Die Studie prüft noch nicht, ob die vorhandenen Netze an den identifizierten Hotspots die modellierten Leistungen tatsächlich aufnehmen können. Die aktuelle Arbeit bildet zunächst die Nachfrageseite ab; regionale Netzbewertungen sollen in einem Folgebericht veröffentlicht werden. Damit bleibt die konkrete Netzverträglichkeit der Hotspots noch offen. Eine netzseitige Betrachtung haben die Fraunhofer ISI und ICCT allerdings bereits angekündigt.
Die Studie mit dem Titel „Spatiotemporal analysis of electric truck charging demand in Europe” steht auf der Website des Fraunhofer ISI zum Download zur Verfügung.
Uniper sichert sich Flugkraftstoff aus Dänemark
Bei der Vertragsunterzeichnung (v.l.): Anette Galskjot, Michael Lewis, Amy Hebert und Mona Neubaur.Quelle: Uniper / Mark Hermenau
LUFTFAHRT. Uniper will über mehr als zehn Jahre jährlich 40.000 Tonnen synthetischen Flugkraftstoff aus dem Arcadias-Projekt „Endor“ in Dänemark beziehen.
Mit dem Unternehmen „Arcadia eFuels“ hat der Düsseldorfer Energiekonzern eine langfristige Abnahmevereinbarung für strombasierte nachhaltige Flugkraftstoffe, sogenanntes eSAF, unterschrieben. Demnach will Uniper jährlich 40.000 Tonnen aus dem geplanten Projekt „Endor“ im dänischen Vordingborg beziehen. Wie die Unternehmen in einer gemeinsamen Mitteilung vom 23. September bekannt geben, zählt die Vereinbarung zu den „bislang größten angekündigten eSAF-Abnahmeverträgen in Europa“.
Arcadia entwickelt und baut Produktionsanlagen für synthetische Kraftstoffe, insbesondere für Luftfahrt und Schifffahrt. Das Unternehmen plant in Vordingborg, südlich von Kopenhagen, eine Anlage zur Herstellung von eSAF. Uniper mit Hauptsitz in Düsseldorf ist unter anderem in der Stromerzeugung, im Energiehandel sowie im Gas- und LNG-Geschäft aktiv und beschäftigt rund 7.000 Menschen.
Die Vereinbarung ist laut den Partnern rechtlich bindend. Der Beginn der Lieferungen hängt jedoch noch von vereinbarten Voraussetzungen sowie von der Inbetriebnahme der Anlage ab. Nach aktuellem Planungsstand soll die Belieferung Anfang der 2030er-Jahre starten. Das jährliche Volumen entspreche ungefähr dem Treibstoffbedarf von 1.000 Flügen einer Boeing 787-9 zwischen Düsseldorf und Abu Dhabi.
Für Arcadia soll der Vertrag die weitere Entwicklung des Projekts absichern. Vorstandschefin Amy Hebert erklärte: „Die langfristige Abnahmevereinbarung mit einem erfahrenen Energiepartner wie Uniper bestätigt die Tragfähigkeit unseres Konzepts, reduziert Finanzierungsrisiken und beschleunigt unseren Weg hin zur Produktion im industriellen Maßstab.“
Kraftstoff aus Strom, Wasserstoff und CO2
Arcadia will das eSAF aus erneuerbarem Strom, selbst erzeugtem grünem Wasserstoff und abgeschiedenem CO2 produzieren. Zum Einsatz kommt eine Power-to-Liquid-Technologie. Nach Angaben der Unternehmen lassen sich damit die Treibhausgasemissionen über den gesamten Lebenszyklus gegenüber konventionellem Flugkraftstoff um bis zu 98 Prozent senken. Der Kraftstoff soll die Anforderungen der EU-Verordnung ReFuelEU Aviation erfüllen.
Uniper will sich mit dem Vertrag zugleich Zugang zu RFNBO-konformem eSAF sichern. RFNBO steht für Renewable Fuels of Non-Biological Origin, auf Deutsch erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs. Das Unternehmen will damit sein Portfolio CO2-armer Energieprodukte erweitern.
Unterzeichnet wurde die Vereinbarung in Düsseldorf im Beisein der nordrhein-westfälischen Wirtschafts- und Energieministerin Mona Neubaur (Grüne) und der dänischen Generalkonsulin in Hamburg, Anette Galskjot. Neubaur unterstrich die Bedeutung langfristiger Partnerschaften für die Planungssicherheit über Ländergrenzen hinweg. „Diese Vereinbarung kann als starkes Signal in einem größeren Zusammenhang gesehen werden: Die Energiewende findet statt“, sagte die Ministerin. (ds)
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Sechs Großspeicher in Niedersachsen geplant
BATTERIESPEICHER. Der Allgäuer Projektentwickler Green Flexibility plant an sechs Standorten in Niedersachsen Batteriespeicher mit insgesamt 120 MW Leistung.
Green Flexibility, Projektentwickler aus Kempten im Allgäu, plant in Niedersachsen sechs Großbatteriespeicher mit insgesamt rund 120 MW Leistung und 480 Millionen kWh Speicherkapazität. Wie aus einer Mitteilung des Unternehmens hervorgeht, sollen die Anlagen zwischen 2027 und 2028 in Betrieb gehen. Für erste Projekte ist der Baustart noch 2026 vorgesehen.
Die Speicher sind in Lindern, Bad Bederkesa, Hagen im Bremischen, Esterwegen, Bremervörde und Zeven geplant. Nach Angaben von Green Flexibility sind die meisten Projekte bereits baureif. Für die Netzanschlüsse hat das Unternehmen mit dem Verteilnetzbetreiber EWE Netz flexible Netzanschlussvereinbarungen, sogenannte Flexible Connection Agreements (FCA), geschlossen. Dabei kann der Netzbetreiber den Strombezug der Speicher zeitweise begrenzen, wenn dies aufgrund der Netzsituation erforderlich ist.
Dementsprechend soll die Betriebsweise der geplanten Speicher an die regional verfügbaren Netzkapazitäten angepasst werden. Green Flexibility bezeichnet das Konzept als „netzneutrale“ Fahrweise. Damit sollen zusätzliche Netzbelastungen vermieden und bestehende Kapazitäten genutzt werden. Nach Angaben des Unternehmens sollen die Speicher unter anderem überschüssigen Strom aus Wind- und Solaranlagen aufnehmen und Lastspitzen abfangen.
„Mit sechs geplanten Batteriespeichern schaffen wir zusätzliche Flexibilität für das Stromnetz in Niedersachsen“, lässt sich sagte Christoph Lienert, Co-Gründer und Geschäftsführer von Green Flexibility, zitieren: „Unser Anspruch ist es, dringend benötigte Speicherkapazität zu schaffen und dabei die Anforderungen der regionalen Stromnetze von Anfang an zu berücksichtigen.“ (kmt)
Veränderung der Stromerzeugung weltweit im Jahr 2025
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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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Die weltweite Stromerzeugung aus Solar- und Windenergie verzeichnete 2025 die größten absoluten Zuwächse und stieg um rund 639 TWh bzw. 204 TWh. Im Gegensatz dazu ging die Kohleverstromung leicht zurück und setzte damit ihren allmählichen Abwärtstrend fort, anstatt einen starken Einbruch zu zeigen.
Signing-Zeremonie bei der Wind Energy in Hamburg (v.l.): Andreas Henig, Leiter Business Unit Wind Enercon, Roland Stanze, COO PNE AG, Heiko Wuttke, CEO PNE AG, Udo Bauer, Enercon CEO. Quelle: PNE/Enercon
Wind plus Speicher: PNE und Enercon planen 98-MW-Energiepark
WINDKRAFT ONSHORE. PNE plant im Landkreis Oder-Spree einen Windpark mit 98 MW. Ein Batteriespeicher mit 32 MW und ein eigenes Umspannwerk sollen den Netzanschluss ergänzen.
Der Cuxhavener Erneuerbaren-Projektierer PNE und der Auricher Windkraftanlagenspezialist Enercon entwickeln im brandenburgischen Beerfelde einen Energiepark mit 98 MW Windleistung. Ergänzt werden soll das Projekt um einen Batteriespeicher mit 32 MW Leistung und 70.000 kWh Speicherkapazität sowie ein eigenes Umspannwerk. Das teilten die Unternehmen anlässlich der Signing Ceremony auf der Branchenmesse Wind Energy in Hamburg mit. Enercon soll sowohl die Windenergieanlagen als auch den Speicher liefern.
Für den Windpark im Landkreis Oder-Spree sind 14 Turbinen des Typs E-175 EP5 E2 vorgesehen. Rechnerisch entspricht dies einer Leistung von 7 MW je Anlage. Windpark, Speicher und Umspannwerk sollen als gemeinsames System betrieben werden. Ziel ist es, die vorhandene Netzanschlusskapazität stärker auszulasten. Der Speicher kann Strom bei hoher Windstromproduktion aufnehmen und zu einem späteren Zeitpunkt wieder abgeben.
„Mit ‚Beerfelde‘ entwickeln wir nicht nur einen Windpark, sondern ein integriertes Energiesystem der Zukunft. Die intelligente Kombination von Windenergie, Speicher und Netzinfrastruktur hilft dabei, vorhandene Netzkapazitäten besser zu nutzen, erneuerbare Energien flexibler bereitzustellen und das Stromsystem insgesamt effizienter zu machen“, lässt sich PNE-Chef Heiko Wuttke zitieren.
Einen Termin für Baubeginn oder Inbetriebnahme nennen die Projektpartner bislang nicht. (kmt)
Belectric mit neuem Finanzvorstand
Marek Bako. Quelle: Belectric
PERSONALIE. Marek Bako ist neuer Finanzvorstand des Solar- und Batteriespeicherspezialisten Belectric.
Marek Bako ist neuer Chief Financial Officer (CFO) von Belectric, teilte das Unternehmen am 24. September mit. Er tritt die Nachfolge von Andreas Zumegen an. Zumegen hat laut Mitteilung das Unternehmen nach zwei Jahren auf eigenen Wunsch verlassen.
Marek Bako ist zudem seit Anfang 2026 als CFO von Elevion Energy & Engineering Solutions (EEES) tätig. Auch Belectric gehört zur Elevion-Gruppe. „Mit seiner erfolgreichen Arbeit an Finanz- und Digitalisierungsprojekten innerhalb der Elevion Group bringt er beste Voraussetzungen mit, die weitere Entwicklung von Belectric zu unterstützen und die finanzielle Leistungsfähigkeit des Unternehmens weiter zu stärken. Wir freuen uns sehr, ihn in dieser neuen Funktion willkommen zu heißen“, sagt Jaroslav Macek, CEO der Elevion Group.
Die Elevion Group Deutschland hat ihren Sitz in Jena und ist Teil der Elevion Group B.V. Zu Elevion in Deutschland gehören unter anderem Belectric, Kofler Energies, GWE Wärme- und Energietechnik oder auch die ETS Efficient Technical Solutions. Elevion ist auf Energiedienstleistungen und Klimaschutzlösungen spezialisiert. Elevion ist Teil der tschechischen CEZ-Gruppe.
Belectric mit Sitz im unterfränkischen Kolitzheim ist ein EPC-Dienstleister. Das Unternehmen entwickelt baut und betreibt europaweit Solarkraftwerke und Batteriespeichersysteme. Elevion hatte im Jahr 2021 die Belectric Solar & Battery vom RWE-Konzern gekauft. (hr)
SWM-Kunden können jetzt mit bis zu 400 kW laden
Karin Thelen, Geschäftsführerin Regionale Energiewende der SWM (links) und Mona Fuchs (Grüne), 2. Bürgermeisterin der Stadt München beim ersten HPC-Ladepark der SWM in München. Quelle: SWM
ELEKTROMOBILITÄT. Die Stadtwerke München haben am Olympiazentrum ihren ersten HPC-Ladepark mit zehn Ladepunkten und jeweils bis zu 400 kW Leistung in Betrieb genommen.
Von einem „Meilenstein“ ist in der aktuellen Mitteilung der Stadtwerke München (SWM) die Rede: Der Münchner Versorger hat am ehemaligen Busbahnhof Olympiazentrum seinen ersten High-Power-Charging-Ladepark (HPC) in Betrieb genommen. Zehn Ladepunkte stellen hier jeweils eine Leistung von bis zu 400 kW. Abhängig von Fahrzeug und Ladebedingungen können sich Elektroautos dort nach Angaben der SWM in rund 15 Minuten auf bis zu 80 Prozent laden lassen.
Der Ladepark an der Lerchenauer Straße ist Teil des Nachnutzungskonzepts für den ehemaligen Busbahnhof. Die denkmalgeschützten Dächer wurden saniert und anschließend mit Photovoltaikanlagen ausgestattet. Der dort erzeugte Strom soll künftig in fünf Batteriespeichern zwischengespeichert werden. Deren gemeinsame Kapazität beträgt mehr als 1.000 kWh. Bei Bedarf wird er für die Ladepunkte bereitgestellt.
Damit verbinden die SWM am Standort Photovoltaik, Batteriespeicher und Schnellladeinfrastruktur. Solarstrom soll insbesondere bei hoher Erzeugung gespeichert und später für die Ladepunkte bereitgestellt werden.
Die Ladesäulen können − wie auch die rund 1.550 weiteren öffentlich zugänglichen Ladepunkte der SWM in München − mit der SWM-Ladekarte sowie mit Partnerkarten genutzt werden. Außerdem ist eine Direktbezahlung möglich. Nach Angaben des Unternehmens werden die Ladepunkte ausschließlich mit Strom aus erneuerbaren Energien versorgt. Einer der Ladeplätze ist für Menschen mit Behinderung ausgewiesen.
Das Projekt wurde durch das Programm „Bayern Innovativ“ gefördert. (kmt)
Entega meldet Datenabfluss bei Zertifizierer
Quelle: Shutterstock / solarseven
IT. Nach einem Cyberangriff auf den Zertifizierer „GUTcert“ kann die Entega einen Datenabfluss nicht ausschließen. Versorgung und IT-Systeme des Konzerns blieben unberührt.
Der Energiedienstleister Entega ist als Kunde der „GUTcert GmbH“ über einen Cyberangriff auf den Berliner Zertifizierungsdienstleister informiert worden. Bei dem Angriff Anfang September sind Daten abgeflossen. Die E-Netz Südhessen AG sowie die Entega, Letztere im Rahmen ihrer Betriebsführung für das Müllheizkraftwerk Darmstadt, hatten Gutcert mit Zertifizierungen beauftragt, von denen einige gesetzlich vorgeschrieben sind. Dafür mussten Unterlagen übermittelt werden. Deshalb lasse sich nicht ausschließen, dass auch Dokumente des Konzerns betroffen sind, heißt es in einer Mitteilung von Entega.
Die Versorgungssicherheit im Netzgebiet war nach Unternehmensangaben zu keinem Zeitpunkt beeinträchtigt. Auch die IT-Systeme des Konzerns sei vom Angriff auf den Dienstleister nicht betroffen. Kundendaten seien ebenfalls nicht abgeflossen, da sie bei solchen Zertifizierungen gar nicht weitergegeben würden.
Meldung an BSI und LKA
Als Kritis-Betreiber ist die Entega nach eigenen Angaben ihrer regulatorischen Pflicht nachgekommen und hat den Vorfall dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) gemeldet. Man stehe mit der Behörde und einem Sicherheitsdienstleister in engem Austausch. Gutcert wiederum hat das LKA Berlin informiert.
Nach bisherigen Informationen sind Unterlagen betroffen, die die Entega im Rahmen der Zertifizierung eingereicht hat. Hinzu kommen Dokumentationen des Zertifizierers sowie Namen und Kontaktdaten von Mitarbeitenden, die an den Verfahren mitgewirkt haben. Die Entega betont, die Weitergabe von Daten an Dritte stets auf das notwendige oder vorgeschriebene Minimum zu beschränken.
Ein Zertifizierungsaudit prüft, ob die Anforderungen erfüllt sind, und dokumentiert gegebenenfalls Feststellungen. Schwerwiegende Feststellungen müssen behoben und die Behebung bestätigt werden, bevor ein Zertifikat ausgestellt wird. Für geringfügige Punkte wird ein Maßnahmenplan erstellt, dessen Umsetzung die Zertifizierungsstelle bei der nächsten Überprüfung nachverfolgt.
Die Anforderungen an Kritis-Betreiber sind in den vergangenen Jahren erheblich gestiegen. Die Entega hat nach eigenen Angaben vielfältige Maßnahmen ergriffen, um kritische Anlagen besser zu schützen. (gd)
2G Energy liefert 275 MW für Rechenzentren
Quelle: Shutterstock
AUFTRAG. Energy Vaults hat für KI- und Rechenzentrumskunden bei dem BHKW- und Wärmepumpenhersteller 2G Energy containerisierte Stromerzeugungsanlagen geordert.
Die 2G Energy AG hat einen Auftrag über Stromerzeugungsanlagen mit zusammen 275 MW für Rechenzentrumsprojekte in den USA erhalten. Auftraggeber ist das US-Energieinfrastrukturunternehmen Energy Vault Holdings. Die Anlagen sollen nach der derzeitigen Planung zwischen dem vierten Quartal 2027 und dem dritten Quartal 2028 ausgeliefert werden, teilte der BHKW- und Wärmepumpenhersteller mit Hauptsitz in Heek am 23. September mit.
Energy Vault will die Aggregate für seine sogenannten „Powered Land“- und „Powered Shell“-Angebote einsetzen. Damit adressiert das Unternehmen Betreiber und Entwickler von KI-Rechenzentren, einschließlich Hyperscalern. Hinter dem Konzept steht der Ansatz, Standorte bereits mit einer Energieinfrastruktur auszustatten und damit die Zeit bis zur verfügbaren Stromversorgung zu verkürzen. Das gewinnt für Rechenzentren an Bedeutung, wenn Netzanschlüsse nicht rechtzeitig oder nicht mit der benötigten Leistung bereitstehen.
Stromerzeugung und Speicher arbeiten zusammen
2G Energy fertigt für den Auftrag containerisierte Stromerzeugungsanlagen in seinem Werk im westfälischen Heek. Dort montiert und testet das Unternehmen die Systeme, bevor sie in die USA gehen. Vor Ort sollen die Aggregate mit Batteriespeichern und Steuerungstechnik von Energy Vault kombiniert werden.
Energy Vault setzt dafür unter anderem seine Energiemanagementsoftware „VaultOS“ ein. Das Gesamtsystem soll Erzeugung und Speicherung entsprechend der jeweiligen Last steuern. Damit adressiert Energy Vault eine Besonderheit großer KI-Rechenzentren: Deren Leistungsaufnahme kann sich innerhalb kurzer Zeit verändern. Erzeugungsanlagen, Batteriespeicher und Steuerungssystem müssen diese Laständerungen auffangen und zugleich die erforderliche Stromqualität gewährleisten.
Der Auftrag endet nicht mit der Lieferung und Inbetriebnahme. 2G übernimmt nach eigenen Angaben auch langfristige Serviceleistungen für die Anlagen. Angaben zum finanziellen Volumen des Auftrags machte das Unternehmen in seiner Mitteilung nicht.
„Der Rechenzentrumsmarkt entwickelt sich weltweit sehr dynamisch. Der wachsende Strombedarf in Verbindung mit begrenzten Netzkapazitäten sowie Einschränkungen bei verfügbarer Infrastruktur und Ressourcen erhöht die Bedeutung alternativer und dezentraler Stromversorgungslösungen“, sagt Pablo Hofelich, CEO der 2G Energy AG. „Wir sehen darin einen langfristigen Wachstumsmarkt für 2G und bauen unsere Kompetenzen und Produktionskapazitäten entsprechend aus.“ (hr)
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Schwindende Friedenshoffnung treibt Preise
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Fester haben sich am Donnerstag die Preise an den Energiemärkten gezeigt, nachdem Hoffnungen auf eine rasche Öffnung der Straße von Hormus gescheitert waren. Ein Berater des obersten Führers des Iran, Mojtaba Khamenei, warnte laut einem AFP-Bericht unter Berufung auf die iranische Nachrichtenagentur Fars, dass Teheran den Krieg im Nahen Osten auf den Indischen Ozean ausweiten könnte, sollten die USA oder Israel erneut angreifen.
Unterdessen erklärte der iranische Präsident Masoud Pezeshkian am Mittwoch, Teheran sei zu Verhandlungen bereit, um den Konflikt mit den USA zu beenden, werde sich jedoch nicht dem, wie er es nannte, „Mobbing“ Washingtons beugen oder sein Atomprogramm aufgeben.
Strom: Durch die Bank fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag präsentiert. Der Day-ahead gewann im Base um 38,50 auf 176,75 Euro je Megawattstunde und im Peak um 33,75 auf 152,50 Euro je Megawattstunde. Börslich zeigte sich die Grundlast mit 176,63 Euro, die Spitzenlast mit 152,38 Euro.
Auslöser des Preisanstiegs für den Day ahead ist die geringere Erneuerbaren-Einspeiseleistung. Diese dürfte den Meteorologen von Eurowind zufolge am Freitag mit 19,8 Gigawatt geringer ausfallen als noch am Donnerstag, für den 33,5 Gigawatt in Aussicht gestellt wurden. Auch für die Folgetage geht Eurowind von moderaten Beiträgen von Wind und Solar zur Stromgewinnung aus. Diese dürften allerdings nicht ganz so gering ausfallen als noch am Mittwoch prognostiziert. Die Temperaturen dürften sich in den kommenden Tagen im überdurchschnittlichen Bereich bewegen. Nach dem Monatswechsel soll sich die Windeinspeisung deutlich erhöhen.
Am langen Ende gewann das Cal 27 um 2,61 auf 129,19 Euro je Megawattstunde.
CO2: Ein wenig fester haben sich die CO2-Preise am Donnerstag präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.50 Uhr 0,55 auf 86,56 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 11,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 87,00 Euro, das Tief bei 85,63 Euro. Die Analysten von Redshaw Advisors verweisen auf die Nervosität am Gas- und Ölmarkt, wo die Preise auf wechselnde politische Schlagzeilen reagieren und auf die Folgeeffekte für den CO2-Markt, der daher nur schwer prognostizierbar sei. Die Grundtendenz für CO2 sei weiter neutral bis leicht bullish.
Die europäischen Erdgaspreise steigen, da der Markt angesichts der bevorstehenden winterlichen Heizperiode weiterhin die Speicherfüllstände im Fokus hat. Nach Angaben des Branchenverbands Gas Infrastructure Europe sind die Speicher in der gesamten Europäischen Union derzeit zu 70 Prozent gefüllt, was deutlich unter dem saisonalen Durchschnitt von 86 Prozent liegt. „Höhere LNG-Ströme nach Nordwesteuropa haben zwar für eine gewisse Entlastung gesorgt, aber geringere norwegische Pipeline-Lieferungen inmitten umfangreicher Wartungsarbeiten begrenzen den Puffer weiterhin“, so die Analysten von ANZ. Die norwegischen Exporte belaufen sich für den Berichtstag auf sehr schwache 224 Millionen Kubikmeter. Allerdings geht die Wartungssaison in Norwegen mit dieser Woche im Wesentlichen zu Ende.
Die Hoffnungen auf rasche Fortschritte bei der Beilegung des Irankriegs sind unterdessen zerstoben. Die diplomatischen Gespräche zwischen den USA und dem Iran haben kaum nennenswerte Fortschritte gebracht. (cdg)
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