Redispatch wird notwendig, wenn Strom wegen eines Netzengpasses nicht vollständig aufgenommen oder transportiert werden kann und Erzeugungsanlagen deshalb abgeregelt werden müssen. Für die sich daraus ergebenden wirtschaftlichen Nachteile erhalten die Anlagenbetreiber grundsätzlich einen Ausgleich. Die entsprechenden Kosten werden bislang über die Netzentgelte refinanziert.

Mit der Reform der Anreizregulierung ändert sich diese Systematik. Die Kosten für den finanziellen Ausgleich von Abregelungen sollen künftig als volatile Kosten angesetzt werden. Damit, so der BNE, könnten hohe eigene Redispatch-Kosten die regulatorische Position eines Netzbetreibers verschlechtern. Mit dem Redispatch-Vorbehalt könnten diese Kosten gesenkt werden, so dass sich die Position des betreffenden Netzbetreibers im Effizienzvergleich wieder verbessern würde. Dies führe vereinfacht gesagt dazu, dass das Unternehmen in der folgenden Regulierungsperiode sein Erlössituation verbessert.

Netzbetreiber könnten Erlössituation verbessern

Netzbetreiber können eine Region als kapazitätslimitiertes Netzgebiet ausweisen, wenn dort im Vorjahr mehr als 5 Prozent der erzeugten Strommenge abgeregelt werden mussten. Die mögliche Dauer der Ausweisung ist auf sechs Jahre angesetzt und soll technologiespezifisch erfolgen, sodass Engpässe etwa durch Wind- oder Solarstrom nicht automatisch gleichermaßen auf die jeweils andere Technologie durchschlagen.

Gleichzeitig wird auch der Anspruch auf Netzanschluss neuer Anlagen in diesen Regionen eingeschränkt. Denn deren Betreiber müssen bei netzbedingter Abregelung auf ihre Entschädigung verzichten. Der Verzicht ist auf maximal 20 Prozent der Jahreserzeugungsmenge und in ausgewiesenen Windvorranggebieten auf 18 Prozent gedeckelt.

Die Autoren der BNE-Analyse geben zu bedenken, der Redispatch-Vorbehalt führe dazu, dass bei Netzbetreibern geringere Redispatch-Kosten anfallen, obwohl der zugrunde liegende Engpass bestehen bleibt. Zudem sieht der Verband einen möglichen Anreiz, bei technisch gleichwertigen Möglichkeiten bevorzugt Neuanlagen abzuregeln, für die geringere oder keine Ausgleichszahlungen anfallen.

Die Analyse weist allerdings selbst auf eine noch offene Frage hin. Beim Redispatch sind bilanzieller und finanzieller Ausgleich zu unterscheiden. Für Verteilnetze gilt seit Dezember 2025 eine Sonderregelung. Ob der geplante Verzicht auf finanziellen Ausgleich auch den Aufwendungsersatz für den bilanziellen Ausgleich erfassen und damit Kosten auf die Erzeugungs- und Vermarktungsseite verlagern würde, sei noch nicht abschließend geklärt.

Besonders stark könnten nach der Auswertung des Verbandes Eon-Netzgesellschaften von dem Instrument betroffen sein. Der BNE stützt sich dabei nach eigenen Angaben auf die Smard-Datenbank der Bundesnetzagentur und die von der Behörde veröffentlichten Daten zur Weiterentwicklung der Qualitätsregulierung mit Bezug auf das Jahr 2024.

Zwischen Januar 2023 und April 2026 seien demnach rund 73 Prozent der Redispatch-Mengen im Verteilnetz auf Eon-Netzgesellschaften entfallen. Ihr Anteil an den untersuchten Anschlusspunkten in Nieder- und Mittelspannung habe dagegen lediglich bei 26,1 Prozent gelegen.

Nicht zuletzt stamme der erste dokumentierte Vorschlag zum Redispatch-Vorbehalt von der Eon-Tochter Edis aus dem Dezember 2021, die dann auch ein gemeinsames Positionspapier mit der Beratungsgesellschaft E-Bridge habe folgen lassen. Die damalige Westenergie-Vorstandsvorsitzende Katherina Reiche habe sich ebenfalls dafür ausgesprochen.

„Der Redispatch-Vorbehalt setzt genau den falschen Anreiz: Der Netzbetreiber wird auf dem Papier effizienter, obwohl der Engpass bleibt“, wird BNE-Geschäftsführer Robert Busch in einer Mitteilung des Verbands zitiert.

Der BNE fordert nun, auf den Redispatch-Vorbehalt zu verzichten. Stattdessen sollten Netzausbau und Digitalisierung beschleunigt sowie flexible Netzanschlussverträge, systemdienliche Anschlussleistungen und Speicher stärker genutzt werden. Diese Instrumente könnten nach Auffassung des Verbandes zusätzliche Anschlüsse ermöglichen und zugleich vorhandene Netzkapazitäten effizienter nutzen. (fw)

Die Analyse „Wer profitiert wirklich vom Redispatch-Vorbehalt?“ steht auf der Website des BNE zur Verfügung.

Das machte Holger Klaassen, Director Energy beim Kupferhersteller Aurubis mit Sitz in Hamburg, deutlich. „Ich brauche den Wasserstoff 24/7 an der Werksleitung“, sagte Klaassen. Unternehmen, die Wasserstoff als Energieträger oder Rohstoff einsetzen, könnten keine Unterbrechungen der Versorgung akzeptieren.

Gleichzeitig begrenzten die internationalen Märkte den Spielraum für höhere Energiekosten. Aurubis habe bereits heute einen CO2-Fußabdruck, der nach Angaben Klaassens etwa halb so hoch sei wie der globale Branchendurchschnitt. Als Grundstoffhersteller müsse das Unternehmen dennoch international wettbewerbsfähig bleiben. Höhere Kosten könnten daher nicht ohne Weiteres an Kunden weitergegeben werden.

Auch Hans Dieter Hermes, Executive Vice President beim Unternehmen Sefe, sieht Absicherungsmechanismen als Voraussetzung für Investitionen. Er sprach sich für Contracts for Difference (CfD) aus. Diese Differenzverträge könnten sowohl kommerzielle Portfolios von Midstreamern als auch Großkunden im Rahmen des Importprogramms von „H2Global“ absichern. Zudem brauche es Mechanismen, die bei Lieferausfällen greifen, sagte Hermes.

OGE sieht Wasserstoffnetz im Aufbau

Beim Aufbau der Infrastruktur sieht Thomas Hüwener, CEO des Esseners Fernleitungsnetzbetreibers Open Grid Europe, erste Fortschritte. Von den geplanten 2.000 Kilometern des Wasserstoff-Kernnetzes seien 500 Kilometer bereits in Betrieb, sagte er. Der größte Anteil seien Umwidmungen bestehender Gasleitungen, aber auch 120 Kilometer eine neu gebaute Leitung zwischen Lingen und Marl (GetH2). Auch Speicher seien bereits an das Netz angeschlossen.

Für 6.000 MW der geplanten Transportkapazität von insgesamt 87.000 MW lägen zudem bereits Kundenbestellungen vor, berichtete Hüwener. Gleichzeitig warnte er vor ungünstigen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für den weiteren Netzausbau. Er zeigte sich „schockiert“ über die Festlegungen der Bundesnetzagentur für die Gasnetzentgelte. Dies dürften bei der Festlegung für das Wasserstoffnetz im kommenden Jahr nicht so ungünstig ausfallen, sonst werde das Netz nicht entstehen, warnte er.

Ohne attraktive Eigenkapitalverzinsung gebe es nicht genug Bankability für die erforderlichen Investitionen, warnte Hüwener. Dem schloss sich Ralph Bahke, Geschäftsführer des Gasnetzbetreibers Ontras an. Aufgrund des verzögerten Hochlaufs sei es unabdingbar, jetzt das Vertrauen der Investoren zu erhalten. 
 
Politik will Rahmen für Hochlauf setzen

Ingo Fährmann, Referatsleiter Wasserstoffnetze im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE), verwies auf die anstehenden politischen Entscheidungen. Der Rahmen für einen realistischen Wasserstoffhochlauf solle gesetzt werden, sagte Fährmann. „Die neuen Langfristszenarien für das Energiesystem werden bald veröffentlicht, in ihnen spielt Wasserstoff eine große Rolle“, versprach er.

Für das Ministerium bestehe die Herausforderung darin, unterschiedliche Interessen abzuwägen und zugleich Investitionen in das Wasserstoffnetz anzureizen, ohne die Infrastruktur zu teuer werden zu lassen. Bei Wasserstoffspeichern verwies Fährmann auf ein im vergangenen Jahr veröffentlichtes Weißbuch. Aktuell werde eine Studie erstellt, die den Förderbedarf für Speicher ermitteln soll.

Auch bei den Förderinstrumenten sei die Finanzierung noch offen. Man versuche, ein Instrument nach dem Vorbild von CfD aufzusetzen, müsse dafür aber zunächst die Finanzierung klären, sagte Fährmann.

BDEW fordert Anschlüsse bis zum Kunden

Kirsten Westphal, Mitglied der Hauptgeschäftsführung des BDEW, stellte ebenfalls die Wirtschaftlichkeit in den Mittelpunkt. Diese müsse zwar langfristig das Ziel sein, könne bei einer neuen Technologie aber nicht bereits zu Beginn alleinige Voraussetzung sein. Die Politik müsse den Markthochlauf deshalb mit CfD unterstützen, forderte Westphal.

Neben dem Kernnetz müssten aus ihrer Sicht auch die Verbindungen zu den einzelnen Abnehmern geregelt werden. Für die Abzweigungen vom Wasserstoff-Kernnetz brauche es entsprechende Festlegungen, damit auch „die letzten 20 Kilometer“ bis zu den Kunden gebaut würden. (sh)

 
Electricite de France (EDF) erzielte 2025 einen Umsatz von 113,3 Milliarden Euro, was einen leichten Rückgang gegenüber dem Vorjahr bedeutet. Dennoch gehört EDF weiterhin zu den umsatzstärksten Energieversorgern weltweit. EDF ist eines der größten Versorgungsunternehmen der Welt. Seit Juni 2024 befindet sich das Unternehmen im Besitz der französischen Regierung und hat seinen Hauptsitz in Paris. Zwar ist das Unternehmen global tätig, doch der Großteil seines Umsatzes stammt aus Europa, insbesondere aus Frankreich.

Liesner und Schulze Langenhorst kennen sich aus ihrer gemeinsamen Arbeit im Vorstand des Landesverbands Erneuerbare Energien NRW. Dort hätten sie über Jahre eine gemeinsame Sicht auf die Energiewende entwickelt, sagt Liesner im Gespräch mit der Redaktion.

„Uns verbindet die Überzeugung, dass jede Technologie letztlich nur ein Mosaikstein in der Gesamtbetrachtung der Energiewende ist. Entscheidend ist das Zusammenspiel der verschiedenen Technologien – und dass Unternehmen bereit sind, über den eigenen Tellerrand hinauszuschauen. Die Windenergie hat mich dabei persönlich schon immer fasziniert.“ Der Wechsel zu SL gibt Stefan Liesner nach eigenen Angaben die Möglichkeit, neben strategischen und politischen Fragen stärker an der operativen Entwicklung konkreter Projekte mitzuwirken.

Kaufmännische Bereiche im Fokus

Die Aufgaben innerhalb der Geschäftsführung haben Liesner und Schulze Langenhorst grundsätzlich nach kaufmännischen und technischen Bereichen aufgeteilt. Liesner verantwortet vor allem die kaufmännische Seite, Schulze Langenhorst die technischen Themen. Im Tagesgeschäft seien die Übergänge jedoch fließend, erklärt Liesner. Angesichts der Veränderungen auf den Energiemärkten wolle das Unternehmen auf starre Zuständigkeiten verzichten.
Liesner: „Umso wichtiger ist es uns, bei SL NaturEnergie ein Team zu formen, das agil und hochmotiviert arbeitet und den Herausforderungen der Energiewende mit eigenen Ideen und Konzepten begegnet. So habe ich meine Rolle bereits bei 2G verstanden und so verstehe ich auch meine Aufgabe in der Geschäftsführung bei SL. Die ersten Wochen haben mich dabei sehr positiv gestimmt. Die Motivation und Identifikation der Kolleginnen und Kollegen in den verschiedenen Abteilungen sind wirklich beeindruckend.“

Für Liesner verändert sich mit dem Wechsel auch die Perspektive auf die Energiewende. Bei 2G beschäftigte er sich unter anderem mit der Rolle dezentraler KWK-Anlagen in einem Energiesystem mit wachsenden Anteilen erneuerbarer Energien. Bei SL Naturenergie steht nun die Frage im Mittelpunkt, wie sich der weitere Ausbau erneuerbarer Erzeugung wirtschaftlich organisieren lässt. Seine Erfahrungen aus der KWK-Branche will Liesner dabei in die Projektentwicklung und die politische Arbeit einbringen.

Neue Geschäftsmodelle für Windstrom

Ein Schwerpunkt soll auf Geschäftsmodellen liegen, die Erzeugung und Verbrauch stärker miteinander verbinden. SL Naturenergie hat bereits Direktstromlieferungen aus Windenergieanlagen an Industriebetriebe umgesetzt. An solche Konzepte will Liesner anknüpfen. Neben der Projektierung und dem Betrieb von Windenergieanlagen rücken damit die direkte Versorgung industrieller Abnehmer sowie die Kombination von Erzeugungsanlagen und Speichern stärker in den Fokus.

Nordrhein-Westfalen sieht Liesner dabei als einen Schwerpunkt. Das Land verbindet eine hohe industrielle Stromnachfrage mit Flächen für den Ausbau erneuerbarer Energien. Perspektiven sieht er unter anderem im Umfeld neuer Rechenzentren. Erzeugung und Verbrauch räumlich stärker zusammenzuführen, könne neue Geschäftsmodelle für Projektierer und industrielle Abnehmer eröffnen. 

Daneben bleibt das Repowering bestehender Windparks ein Geschäftsfeld für SL Naturenergie. Bestehende Standorte bieten aus Sicht des Unternehmens Möglichkeiten, die Stromerzeugung durch neue Anlagen zu erhöhen. Zugleich sieht Liesner weiteren Handlungsbedarf beim Ausbau der Stromnetze. Für Investitionen in neue Projekte seien zudem verlässliche Rahmenbedingungen erforderlich. 

„Hier bestehen erhebliche Potenziale, die vorhandenen Standorte weiterzuentwickeln und die Stromerzeugung zu optimieren“, erzählt Liesner im Gespräch. Unser Heimatmarkt Nordrhein-Westfalen hat sich bei der Windenergie in den vergangenen Jahrzehnten sehr dynamisch entwickelt. Als industrie- und einwohnerstarkes Bundesland bietet NRW deshalb besondere Möglichkeiten, erneuerbare Stromerzeugung und regionale Nachfrage stärker zusammenzubringen. (hr)

 

Bei 30 von 31 Stadtwerken, heißt es in der Studie, gebe es eine zentrale Ansprechperson oder Zuständigkeit für Nachhaltigkeit beziehungsweise Environmental, Social and Governance (ESG). Mit der Unternehmensgröße wachse auch der Personaleinsatz: Kleine Stadtwerke mit weniger als 250 Beschäftigten setzen durchschnittlich 0,76 Vollzeitäquivalente für das Thema ein, Unternehmen mit 250 bis 1.000 Beschäftigten 1,27 und größere Stadtwerke 2,03.

Deutlicher fallen die Unterschiede bei der strategischen Verankerung aus. Eine dokumentierte Nachhaltigkeitsstrategie haben 23 Prozent der kleinen Stadtwerke. Bei den mittleren Unternehmen sind es 57 Prozent, bei Stadtwerken mit mehr als 1.000 Beschäftigten 55 Prozent.

Keine zentrale Rolle in der Unternehmensstrategie

Allerdings ordnet keines der befragten Unternehmen dem Thema Nachhaltigkeit die höchste Bewertungsstufe „zentrale Rolle“ in der Unternehmensstrategie zu. Inhaltlich konzentrieren sich die Unternehmen vor allem auf Klimaschutz und Energiemanagement, Mitarbeiterzufriedenheit sowie Werte und Führungskultur. Biodiversität und Artenschutz sowie Menschenrechte in Lieferketten erhalten dagegen die geringste Priorität.

Informationssicherheit und Datenschutz sind bei jeweils 94 Prozent der Befragten vollständig in Richtlinien verankert, Arbeitssicherheit bei 84 Prozent. Beim Umweltmanagement sind es 48 Prozent, bei der Personalentwicklung 32 Prozent und bei nachhaltigen Lieferketten 29 Prozent.

Potenziellen Handlungsbedarf zeigt die Studie bei der Verwendung von Softwarelösungen sowie beim Thema Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD): Etwas mehr als ein Drittel der Befragten (zwölf von 31) setzen für das Nachhaltigkeitsmanagement überhaupt keine speziellen Softwarelösungen ein. Spezialisierte ESG-Lösungen verwenden 31 Prozent der kleinen, 29 Prozent der mittleren und 64 Prozent der großen Stadtwerke.

85 Prozent der kleinen Stadtwerke veröffentlichen gar keinen Nachhaltigkeitsbericht. Bei den Unternehmen mit mehr als 1.000 Beschäftigten sind es 55 Prozent. Daraus lasse sich allerdings nicht unmittelbar auf ihre Vorbereitung auf die CSRD schließen, schränken die Autoren ein: Unternehmen könnten die erforderlichen Strukturen und Daten bereits intern aufbauen, ohne bislang einen Bericht zu veröffentlichen. 

Insgesamt, heißt es in der Studie, hätten Stadtwerke Nachhaltigkeit zwar personell und organisatorisch verankert. Der nächste Entwicklungsschritt bestehe nun aber darin, Nachhaltigkeit auch durch Strategien, klare Rollen, belastbare Datenstrukturen, gezielte Richtlinienerweiterungen und digital unterstützte Prozesse steuerungsfähig zu machen.

„Die Innovationsausschreibung ist erneut von einem hohen Wettbewerbsniveau geprägt. Dies spiegelt sich in fallenden Zuschlagswerten wider.“ sagte Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur. „Die Biomethanausschreibung hingegen erfährt nach wie vor geringes Bieterinteresse.“

Bayern erhält 177 MW

In der Innovationsausschreibung standen demnach 475 MW zur Verfügung. Bei der Bundesnetzagentur gingen 53 Gebote mit zusammen 678 MW ein. Damit übertraf die angebotene Leistung das Ausschreibungsvolumen um rund 43 Prozent. Die Behörde erteilte 32 Geboten mit einer Leistung von 480 MW einen Zuschlag. Vier Gebote schloss sie vom Verfahren aus. 

​Innovationsausschreibungen sind besondere Ausschreibungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), bei denen Kombinationen verschiedener Technologien um eine Förderung konkurrieren, etwa PV zusammen mit Batteriespeichern. Ziel ist es, Erneuerbare stärker mit flexibler Speicherung und einer netzdienlicheren Einspeisung zu verbinden.

Die Gebotswerte der bezuschlagten Gebote reichen von 4,50 Ct/kWh bis 5,40 Ct/kWh. Der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert liegt mit 5,14 Ct/kWh damit unter dem Wert der Vorrunde von 5,34 Ct/kWh.

Die größten Zuschlags-Volumina entfielen nach Informationen der Bundesnetzagentur auf Gebote für Standorte in Bayern (177 MW, 12 Zuschläge), gefolgt von deutlich geringerem Volumen für Standorte in Brandenburg (94 MW, vier Zuschläge) und Nordrhein-Westfalen (48 MW, vier Zuschläge).

Biomethanausschreibung erreicht nur 6 MW

Ein anderes Bild zeigt die Biomethanausschreibung. Die Bundesnetzagentur hatte ein Volumen von 21 MW ausgeschrieben. Eingereicht wurden drei Gebote mit einer Leistung von zusammen 6 MW. Damit deckten die Gebote rund 29 Prozent des Ausschreibungsvolumens ab. Alle drei Gebote erhielten einen Zuschlag. Ausschlüsse gab es nicht.

Die Zuschlagswerte lagen zwischen 23,07 und 23,13 Ct/kWh. Der mengengewichtete Durchschnitt betrug 23,12 Ct/kWh. Damit lag er 0,01 Ct/kWh unter dem Höchstwert von 23,13 Ct/kWh. 

Zuvor hatte die Bundesnetzagentur Mitte August das Ausschreibungsvolumen für Biomethan drastisch reduziert − von 300 MW auf 20 MW. Die Behörde begründet dies mit der Erwartung, dass die ausgeschriebene Menge größer als die eingereichte Gebotsmenge sein wird. 

Zuvor hatte die Biomethan-Branche mehrfach darauf hingewiesen, dass die Ausschreibungsbedingungen kaum wirtschaftliche Gebote zulassen. Auch Ausschreibungen der Vergangenheit fanden deshalb nur wenige Bewerber (wir berichteten).

Weitere Informationen zu den Ergebnissen der Innovationsausschreibung und der Biomethanausschreibungen stehen auf der Internetseite der Bundesnetzagentur zur Verfügung. (hr)

In Deutschland gibt es nach Angaben der beiden Verbände rund 600.000 solcher Stationen. In der Regel verbinden sie das Mittelspannungs- mit dem Niederspannungsnetz und spielen damit eine zentrale Rolle bei der Versorgung von Haushalten und Gewerbe. Eine 2024 veröffentlichte Studie von BDEW, ZVEI und der Bergischen Universität Wuppertal kam laut den Verbänden zu dem Ergebnis, dass bis 2045 fast 500.000 Ortsnetztransformatoren zusätzlich benötigt oder erneuert werden müssten.

Um diesen Bedarf zu decken, empfehlen BDEW und ZVEI, die Zahl unterschiedlicher Varianten und individueller Spezifikationen zu reduzieren. Dadurch sollen Hersteller ihre Produktionskapazitäten besser auslasten können, während Netzbetreiber weniger Aufwand bei Planung, Beschaffung und Inbetriebnahme haben. Die Empfehlung bezieht sich auf Ortsnetzstationen in Verteilnetzen bis zu einer Spannungsebene von 24 kV. 
 
Weniger Hardwarevarianten

Ein Schwerpunkt der Branchenempfehlung liegt auf der technischen Ausgestaltung der Stationen. Künftig sollen Netzbetreiber nach dem Willen der beiden Verbände möglichst nicht für jede Anforderung eine eigene technische Variante bestellen. Funktionen ließen sich stattdessen stärker per Software einstellen. Das könnte Planung, Fertigung und spätere Anpassungen vereinfachen. Zusätzliche technische Sondervorgaben der Netzbetreiber wollen die Verbände zugleich auf notwendige Fälle begrenzen.

Insgesamt zählt die Empfehlung sieben Bereiche mit Vereinfachungspotenzial auf: Engineering, Stationsgehäuse, Mittelspannungsschaltanlagen, Transformatoren, Niederspannungsverteilung, Sekundärtechnik und Logistik. Unter anderem schlagen die Verbände einheitlichere Leistungsklassen sowie standardisierte Schutz- und Anschlusstechnik für Transformatoren vor. Bei digitalen Ortsnetzstationen sollen Kommunikationslösungen, Datenmodelle und Schnittstellen stärker vereinheitlicht werden.

Bezogen auf die Logistik empfehlen die Verbände, die Ortsnetzstationen möglichst weitgehend im Herstellerwerk fertigzustellen. Die Stationen sollten anschlussfertig und vorparametriert an den vorbereiteten Standort geliefert und dort direkt aufgestellt werden können. Die Netzbetreiber sollten zudem weniger eigene Bauteile zur Station beisteuern. Das verringere Abstimmungsprozesse und vereinfache die Lagerhaltung und Logistik. Fehlerquellen würden verringert. 

Kein Ersatz für technische Regeln und Normen

Allein die technische Vereinheitlichung ist jedoch nach Einschätzung von BDEW und ZVEI nicht ausreichend. Die Verbände fordern zudem einfachere behördliche Verfahren, etwa für Baugenehmigungen, Schwertransporte sowie notwendige Straßensperrungen oder Umleitungen.

Die Branchenempfehlung ist rechtlich nicht bindend, wie die Verfasser betonen. Unternehmen könnten selbst entscheiden, in welchem Umfang sie die Vorschläge übernehmen. Das bestehende Niveau bei Sicherheit und Versorgungszuverlässigkeit sollte dabei auf jeden Fall erhalten bleiben.

BDEW und ZVEI verstehen ihre Veröffentlichung als Auftakt eines längerfristigen Prozesses. Zusammen mit Fachgremien sollen die Ansätze weiter konkretisiert und Fortschritte bei ihrer Umsetzung überprüft werden. Die Verbände stünden dafür im Austausch mit dem Bundeswirtschaftsministerium, der Bundesnetzagentur und dem Forum Netztechnik/Netzbetrieb im Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (VDE FNN).

Die Branchenempfehlung „Harmonisierung von Ortsnetzstationen“ ist über die Internetseiten des BDEW downloadbar.

Grundlage ist das neue österreichische Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG). Die entsprechenden Regelungen treten am 1. Oktober in Kraft, heißt es weiter auf der Webseite. In der Praxis können die neuen Modelle ab 5. Oktober zunächst innerhalb des Netzes eines einzelnen Netzbetreibers genutzt werden. Eine Nutzung über mehrere Netzgebiete hinweg und damit österreichweit soll voraussichtlich ab April 2027 möglich werden.

Bei einem Peer-to-Peer-Vertrag können sich mindestens zwei Privatpersonen, Unternehmen oder Gemeinden zusammenschließen und selbst erzeugten erneuerbaren Strom untereinander handeln. Eine eigene juristische Person ist dafür nicht erforderlich. Auch eine Gewinnerzielungsabsicht ist bei diesem Modell zulässig. Damit unterscheidet es sich von verschiedenen Formen der Energiegemeinschaft.

Ein mögliches Beispiel wäre ein Unternehmen mit einer größeren Photovoltaikanlage, das überschüssigen Solarstrom an benachbarte Betriebe oder Haushalte verkauft. Der Preis wird zwischen den Beteiligten vereinbart. Die tatsächlich erzeugte Strommenge wird viertelstündlich entsprechend dem jeweiligen Verbrauch auf die Teilnehmer verteilt. Eine feste Liefer- oder Abnahmeverpflichtung besteht nicht. Voraussetzung sind unter anderem ein Netzanschluss und ein Smart Meter. Die bisherigen Stromlieferverträge bleiben bestehen.

Die Abrechnung können die Vertragspartner selbst übernehmen oder einen Dienstleister beziehungsweise einen Organisator damit beauftragen. Dieser kann beispielsweise die Kommunikation mit dem Netzbetreiber und die Abrechnung übernehmen. Für die verschiedenen Konstellationen – ein Erzeuger mit einem oder mehreren Abnehmern sowie mehrere Erzeuger und Abnehmer – stellt die österreichische Koordinationsstelle Musterverträge bereit.

Finanziell interessant wird vor allem die räumliche Nähe. Das österreichische System unterscheidet zwischen Standort-, Lokal- und Regionalbereich. Im Lokalbereich wird im Wesentlichen das Niederspannungsnetz genutzt, im Regionalbereich zusätzlich das Mittelspannungsnetz. Innerhalb solcher sogenannten Nahebereiche sind reduzierte Netzentgelte vorgesehen. Österreichweit kann Strom ebenfalls geteilt werden, dann fallen jedoch die vollständigen Netzentgelte an.

Neben Peer-to-Peer-Verträgen sieht Österreich weitere Modelle vor, darunter Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften, Bürgerenergiegemeinschaften, gemeinschaftliche Erzeugungsanlagen und die Eigenversorgung über mehrere Standorte. Gemeinsam ist ihnen, dass ausschließlich erneuerbarer Strom geteilt werden kann. (sag)

Grund für die Umplanung sind neue Erkenntnisse über die geologischen Verhältnisse (wir berichteten). Laut Agentur sehen die Planer in dem betroffenen Abschnitt ein mögliches Risiko durch wasserführende Schichten. Gemeinsam mit der Südwestdeutsche Salzwerke AG, die das Bergwerk in Bad Friedrichshall-Kochendorf betreibt, habe Transnet BW deshalb einen alternativen Lösungsweg entwickelt. Tennet und Transnet BW betonen in einer gemeinsamen Stellungnahme vom 29. September, dass solche Anpassungen bei Infrastrukturprojekten dieser Größenordnung nicht ungewöhnlich seien.

Netzbetreiber widersprechen einem Baustopp

Der betroffene Abschnitt bei Bad Friedrichshall liegt im Verantwortungsbereich von Transnet BW. Die beiden Übertragungsnetzbetreiber Tennet und Transnet BW treten bei der Einordnung gemeinsam auf, da beide Unternehmen die Vorhabenträger von Südlink sind.

In einer gemeinsamen Stellungnahme betonen sie, dass die Arbeiten auf den übrigen Südlink-Baustellen weiterlaufen. Lediglich auf rund drei Kilometern im Bergwerksabschnitt bei Bad Friedrichshall-Kochendorf seien Anpassungen der technischen Planung erforderlich. Die für Ende 2028 geplante Inbetriebnahme stellen sie daher aus heutiger Sicht nicht infrage.

Auch größere Auswirkungen auf die Projektkosten erwarten die Netzbetreiber derzeit nicht. Nach Angaben von Tennet und Transnet BW seien mögliche zusätzliche Aufwendungen begrenzt und durch die im Projekt vorgesehene Risikovorsorge abgedeckt. So rechnet Transnet BW für seinen Anteil am Vorhaben weiterhin mit Kosten von rund 8 Milliarden Euro. 

Südlink verbindet Norden und Süden

Südlink ist eine rund 700 Kilometer langes Gleichstrom-Erdkabelrpojekt, das Norddeutschland mit Bayern und Baden-Württemberg verbinden soll. Das Erdkabelprojekt umfasst zwei Verbindungen mit zusammen 4.000 MW Übertragungsleistung und wird von Tennet und Transnet BW realisiert.

Die Verbindung soll vor allem Strom aus den windreichen Regionen Norddeutschlands in die Verbrauchszentren im Süden transportieren. Ende 2028 soll Südlink vollständig in Betrieb gehen. (ds)

Hector verfügt nach Angaben des Unternehmens über rund 30 Jahre Erfahrung im Energiehandel und beim Betrieb von Energieinfrastruktur. Der Schwerpunkt seiner bisherigen Tätigkeit lag im Gasgeschäft. Vor seinem Wechsel zu Deutsche Regas arbeitete er in verschiedenen Führungspositionen für Shell und Eon. Zuletzt leitete er als General Manager Shell Energy Nigeria. Bei Deutsche Regas soll Hector die kommerziellen Aktivitäten verantworten. 

Mit der Berufung Hectors ergänzt die Deutsche Regas sein Management um einen Manager, dessen beruflicher Schwerpunkt bislang im internationalen Gas- und Energiehandel sowie im Infrastrukturgeschäft lag. 

Hector folgt auf Jostein Ueland, wie die Deutsche Regas auf Anfrage der Redaktion mitteilte. Ueland hatte bereits vor einem Monat auf LinkedIn seinen Rückzug aus dem operativen Geschäft bei Deutsche Regas bekannt gegeben. Zugleich erklärte er, dass er Deutsche Regas auch nach seinem Rückzug aus dem Tagesgeschäft verbunden bleiben und das Unternehmen weiter unterstützen wolle. (hr)

Hier setzt die neu gegründete „BBH Finance AG“ an. Die Berliner Beratungsgruppe Becker Büttner Held (BBH), die Unternehmen und Kommunen aus der Energie- und Infrastrukturwirtschaft rechtlich, steuerlich und betriebswirtschaftlich berät, bündelt darin ihre Finanzierungskompetenz. Ziel ist es, Investitionsvorhaben so aufzubereiten, dass sie für Banken und andere Kapitalgeber nachvollzieh- und finanzierbar werden. 

„Kapital für Infrastruktur ist grundsätzlich vorhanden. Die entscheidende Aufgabe besteht darin, Investitionen so zu strukturieren, dass dieses Kapital auch mobilisiert werden kann“, lässt sich Thomas Straßer, Vorstand der BBH Finance, in einer BBH-Mitteilung zitieren. Vor allem bei Stromnetzen und anderer leitungsgebundener Infrastruktur könnten Projektfinanzierungen und neue Eigenkapitalstrukturen zusätzliche Finanzierungsspielräume eröffnen.

Die BBH Finance soll zwischen den Anforderungen der Versorgungswirtschaft und denen des Kapitalmarkts vermitteln. Nach Angaben der Gruppe geht es unter anderem darum, Finanzierungsstrategien frühzeitig auf die Erwartungen von Banken und Investoren auszurichten und unterschiedliche Finanzierungsquellen zu erschließen. BBH bezeichnet die neue Gesellschaft dabei als Intermediärin, Bündlerin und Übersetzerin zwischen Kommunal- und Energiewirtschaft sowie Kapitalmarkt. 

Perspektive der Kapitalgeber verstehen

Laut Tobias Sengenberger, ebenfalls Vorstand der BBH Finance, kommt es dabei vor allem auf die Struktur der Projekte und die Kommunikation mit Geldgebern an. „Die Finanzierung von Infrastrukturprojekten wird künftig noch stärker von einer klaren Strukturierung und einer überzeugenden Kommunikation mit Kapitalgebern abhängen“, sagt er. Die neue Gesellschaft solle Stadtwerke dabei unterstützen, ihre Vorhaben investorenfähig zu machen und Zugang zu unterschiedlichen Finanzierungsquellen zu schaffen.

Stilianos Koulaxidis, dritter Vorstand der BBH Finance, verweist auf die Anforderungen der Geldgeber. „Eine erfolgreiche Finanzierung beginnt damit, die Perspektive der Kapitalgeber zu verstehen“, sagt er. Banken und Investoren erwarteten belastbare Planungen, transparente Risiken und eine überzeugende wirtschaftliche Darstellung. Diese Anforderungen müssten frühzeitig in die Finanzierungsstrategie einbezogen werden. 

Becker Büttner Held berät seine Mandanten bereits seit Jahren bei Finanzierungen sowie bei den damit verbundenen rechtlichen, betriebswirtschaftlichen, steuerlichen und strategischen Fragen. Mit der BBH Finance erhält dieses Geschäftsfeld nun eine eigene Gesellschaft. 

Dem Vorstand der BBH Finance gehören Thomas Straßer, Tobias Sengenberger und Stilianos Koulaxidis an. Alle drei sind Partner der BBH-Gruppe sowie Wirtschaftsprüfer und Steuerberater. Die BBH-Gruppe beschäftigt nach eigenen Angaben mehr als 1.000 Mitarbeitende an sieben Standorten und berät mehr als 7.000 Mandanten und Kunden. Dazu zählen vor allem Stadtwerke, Kommunen, Energie- und Versorgungsunternehmen sowie Industrieunternehmen. (ds)

Die COL Group entwickelt und fertigt Lösungen für die Mittelspannungs-Stromverteilung. Zum Portfolio gehören SF6-freie Schaltanlagen, Technik zur Netzautomatisierung und modulare Stromversorgungssysteme. Eaton zielt mit der Übernahme vor allem auf die Nachfrage von Netzbetreibern und Rechenzentren in Europa, dem Nahen Osten und Afrika (EMEA). 

Neben dem Produktportfolio erhält Eaton durch die Transaktion zusätzliche Produktionskapazitäten in Europa. Die COL Group beschäftigt rund 400 Mitarbeitende und betreibt Standorte in Turin, Mailand, Bergamo und Catania. Für 2027 rechnet die COL Group mit einem Umsatz von 250 Millionen Euro.

Fokus auf Netze und Rechenzentren

„Die COL Group ergänzt unsere Technologien, Fertigungskapazitäten und unser technisches Know-how in Europa, sodass wir hier unsere Präsenz verstärken können“, sagte Omar Zaire, President der EMEA Region, Corporate and Electrical Sector von Eaton.

Für Eaton erweitert die Übernahme insbesondere das Angebot auf der Mittelspannungsebene. Die Kombination aus Schaltanlagen, Netzautomatisierung und modularen Stromversorgungssystemen richtet sich an Anwendungen, bei denen Netzanschluss und Stromverteilung zusammen geplant werden. Das betrifft unter anderem Rechenzentren, deren Anschlussleistungen und Anforderungen an die Stromversorgung den Ausbau von Netz- und Verteilinfrastruktur beeinflussen.

Die Übernahme steht laut Eaton noch unter dem Vorbehalt der erforderlichen behördlichen Genehmigungen. 

Eaton erzielte 2025 einen Umsatz von 27,4 Milliarden US-Dollar und ist nach eigenen Angaben in mehr als 180 Ländern tätig. Der Konzern liefert Technik unter anderem für Rechenzentren, Energieversorger und Industrieunternehmen. (hr)

Der Manager war Anfang Juni 2023 zunächst als Interimsgeschäftsführer zur DEW 21 nach Dortmund gekommen. Er übernahm damals übergangsweise die kaufmännischen Aufgaben von Heike Heim, die den Vorstandsvorsitz der Dortmunder Stadtwerke-Holding DSW 21 übernahm. Zum 1. Oktober 2023 wurde Holtmeier zum Vorsitzenden der Geschäftsführung bei der Energietochter DEW 21 berufen.

Gemeinsam mit Peter Flosbach und Matthias Klein-Lassek habe er die DEW-21-Gruppe in den vergangenen Jahren stabilisiert und neu ausgerichtet, heißt es weiter vom Unternehmen. Auch der kulturelle Wandel innerhalb der Gruppe habe für Holtmeier eine wichtige Rolle gespielt.

Jörg Jacoby, Vorstandsvorsitzender der DSW 21, Aufsichtsratsvorsitzender und Vertreter des Mehrheitsgesellschafters: „Gerhard Holtmeier hat in einer für DEW 21 ausgesprochen anspruchsvollen Situation Verantwortung übernommen. Er hat die Gesellschaft in einer schwierigen Phase stabilisiert und entscheidende Weichen für ihre Zukunft gestellt.“

Holtmeier ist seit Jahren in der Energiewirtschaft tätig. Er war unter anderem Vorstandsvorsitzender der Berliner Gasag und Vorstand der Thüga. Seit Dezember 2022 ist er außerdem Geschäftsführer der bundeseigenen UBG Uniper Beteiligungsholding GmbH und seit März 2023 Mitglied des Aufsichtsrats von Uniper.

Wie DEW 21 die Nachfolge regeln will, wurde nicht mitgeteilt. Die Verantwortlichen haben dafür nun knapp zwei Jahre Zeit. (sag)
 

Mit der Personalentscheidung setze der Aufsichtsrat auf Kontinuität in der Führung des Unternehmens. Feuerherd hat laut BEW die Überführung der Berliner Fernwärme in Landeshand ab Mai 2024 maßgeblich gesteuert. Gemeinsam mit Technikgeschäftsführerin Kerstin Busch und Finanzgeschäftsführer Axel Pinkert habe er das Unternehmen nach dem Eigentümerwechsel organisatorisch, technisch und wirtschaftlich neu aufgestellt.

Bereits im Juni hatte der Aufsichtsrat den Vertrag von Busch um weitere fünf Jahre verlängert. Pinkerts Vertrag stand nach Angaben der BEW aktuell nicht zur Verlängerung an. Damit sind die Verträge von zwei der drei Geschäftsführungsmitglieder langfristig gesichert.

Die Aufsichtsratsvorsitzende und Berliner Wirtschaftssenatorin Franziska Giffey (SPD) erklärte, mit der Vertragsverlängerung von Feuerherd schaffe der Aufsichtsrat Verlässlichkeit für die weitere Umsetzung der Berliner Wärmewende. „Die BEW steht vor der Aufgabe, die Wärmeversorgung Berlins schrittweise umzubauen und die Fernwärmeversorgung klimafreundlich zu transformieren“, erläuterte Giffey. (sh)

Zum Monatsende gab es sogar einzelne Tage, an denen sich die Exporte aller Anrainer-Staaten des Persischen Golfs in Summe auf fast 15 Millionen Barrel beliefen, was knapp drei Viertel der Lieferungen vor Beginn des Irankriegs entspräche.

Strom: Schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag gezeigt, der sich damit der Tendenz der Nachbarmärkte anschloss. Der Day-ahead verlor bis gegen 14.00 Uhr 25,00 auf 141,00 Euro je Megawattstunde im Base. Für den Peak wurde ein Minus von 23,75 auf 131,75 Euro je Megawattstunde gesehen. An der Börse wurde die Grundlast mit 140,75 Euro und die Spitzenlast mit 131,56 Euro ermittelt.

Ursächlich für den Preisrückgang im Day-ahead war neben der generellen Abwärtstendenz an den Energiemärkten die stärkere Erneuerbaren-Einspeiseleistung, die für den Mittwoch prognostiziert wird. Diese soll laut den Meteorologen von Eurowind mit 31,6 Gigawatt im Base etwas höher ausfallen als am Dienstag, für den nur 26,8 Gigawatt prognostiziert wurden. Für die Folgetage gehen die Analysten von Eurowind von moderaten Beiträgen von Wind und Solar zur Stromgewinnung aus.

Am langen Ende verlor das Strom-Frontjahr um 4,74 auf 124,99 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Berichtstag nachgegeben. Der Dec 26 verlor bis gegen 14.20 Uhr 0,68 auf 85,49 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 15,8 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 86,22 Euro, das Tief bei 85,13 Euro. Die Analysten von Redshaw Advisors sehen die nächste Unterstützung bei 85,38 Euro bis 85,41 Euro je Tonne, danach bei 85,23 Euro und Widerstand bei 87,00 bis 87,03 Euro, sodann bei 87,64 Euro.

Erdgas: Mit einem Minus haben sich die europäischen Gaspreise am Dienstag gezeigt. Der richtungsweisende Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.27 Uhr 2,271 auf 70,050 Euro je Megawattstunde.

Händler führen den Preisrückgang auf die milde Witterung zurück, die laut dem US-Wetterdienst bis in die ersten Oktobertage in Europa vorherrschen soll. Hinzu kommen höhere Importe aus Norwegen, wo die Wartungssaison endet, und signifikant höhere LNG-Einfuhren. Für den Berichtstag beläuft sich die Einfuhr laut Gassco auf 282,2 Millionen Kubikmeter, das sind 22,1 Millionen Kubikmeter mehr als noch für den Vortag ermittelt worden war. (cdg)