Die Stadt kritisiert vor allem die zusätzliche Belastung durch Infrastrukturtrassen, mögliche Gefahren für den Wasserschutz und den aus ihrer Sicht fehlenden Bedarf für eine weitere Leitung. Der DRC soll Kohlendioxid aus Industrieanlagen im Rheinland und am Niederrhein aufnehmen und zu Speicherstätten in der Nordsee transportieren.

Das Projekt plant und betreibt die Open Grid Europe GmbH (OGE) aus Essen, die auf den Transport von Gasen über Pipelines spezialisiert ist. Die Leitung soll Industrieunternehmen unter anderem aus der Chemie, der Stahl- und Papierindustrie sowie der Kalkverarbeitung und thermischen Abfallbehandlung an ein überregionales CO2-Netz anbinden.

Stadt verweist auf bestehende Infrastruktur

Nach den Planungen soll die rund 200 Kilometer lange Leitung von Gelsenkirchen-Scholven bis Duisburg-Süd verlaufen. Die Stadt Langenfeld begründet ihre Ablehnung mit der bereits hohen Belastung durch Verkehr und Leitungsinfrastruktur. Drei Autobahnen, drei Eisenbahnstrecken, zwei Hochspannungsfreileitungstrassen und zahlreiche unterirdische überörtliche Pipelines schränkten die kommunale Planungshoheit und die Entwicklungsmöglichkeiten bereits stark ein. „Das erträgliche Maß zusätzlicher Trassen ist weitgehend erreicht“, heißt es in der Verwaltungsvorlage.

Zudem bezweifelt die Stadt, dass eine weitere Leitung durch den Kreis Mettmann erforderlich ist. OGE plant mit der Leitung „Ruhbens“ bereits eine Verbindung, die Industrieanlagen in Köln-Wesseling mit der belgischen Grenze verbinden soll. Von dort könnte das CO2 weiter zu Offshore-Speicherstätten in der Nordsee transportiert werden. Nach Einschätzung der Stadt könnten sich auch die Chemieparks in Leverkusen und Dormagen an diese Leitung anschließen. Innerhalb des Kreises Mettmann gebe es zudem keine nennenswerten CO2-Produzenten oder potenziellen Abnehmer, die den Bedarf für die geplante Trasse begründeten.

Wasserschutz und Sicherheitsrisiken im Fokus

Ein weiterer Kritikpunkt betrifft den Wasserschutz. Der geplante Korridor berührt nach Angaben der Stadt eine sensible Wasserschutzzone im Gebiet Langenfeld-Monheim. Darüber hinaus warnt die Verwaltung vor möglichen Gefahren, wenn neue Leitungen in unmittelbarer Nähe zu bestehender Infrastruktur verlaufen. Bei einem Unfall könnten beispielsweise Fahrzeuge von Autobahnbrücken auf darunterliegende Produktleitungen stürzen und diese beschädigen. Dadurch könnten sich Risiken für parallel verlaufende Leitungen und die dort transportierten Stoffe ergeben.

Auch die Stadt Hilden spricht sich gegen den DRC aus. Sie verweist auf mögliche Eingriffe in Natur und Landschaft, die Nähe zu Wohngebieten und offene Fragen zur Sicherheit beim Transport von CO2-Gemischen. Nach ihrer Einschätzung müssen die Eigenschaften der transportierten Gasströme und die daraus entstehenden Betriebsrisiken genauer untersucht werden. Bei hohen Konzentrationen kann CO2 insbesondere in geschlossenen Räumen gefährlich werden und zu Erstickungserscheinungen führen.

Hilden fordert deshalb eine umfassende Prüfung alternativer Trassenverläufe, ausdrücklich auch einer linksrheinischen Variante. Außerdem verlangt die Stadt ausreichende Abstände zu Wohngebieten, den Schutz von Baumbeständen und bestehender Infrastruktur sowie verbindliche Sicherheitsstandards für den Transport gemischter CO2-Ströme vor der Inbetriebnahme.
 
Raumverträglichkeitsprüfung läuft

Derzeit läuft die Raumverträglichkeitsprüfung für den DRC. Bürgerinnen und Bürger können ihre Anregungen und Bedenken nach Angaben der beteiligten Kommunen noch bis zum 26. Oktober 2026 über das Beteiligungsportal des Landes Nordrhein-Westfalen einreichen. Die Stellungnahmen aus Langenfeld und Hilden fließen damit in das laufende Verfahren ein.

Die Auseinandersetzung um die neue CO2-Leitung reiht sich im Kreis Mettmann in eine längere Debatte über Pipelineprojekte ein. In der Region gibt es seit rund 20 Jahren Streit um eine Kohlenmonoxid-Leitung (CO). Ob die Einwände der Kommunen zu einer Änderung der Trassenplanung führen, ist derzeit offen. (sh)

Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) hatte am 19. Oktober zehn Impulse für den Wasserstoffmarkt vorgestellt. BEE-Hauptgeschäftsführerin Christine Falken-Großer fordert, die Maßnahmenpakete zügig und konsequent umzusetzen. Der Wasserstoffmarkt habe lange auf aktive Impulse gewartet. Nötig seien verlässliche Investitionsbedingungen, der Abbau regulatorischer Hemmnisse sowie gezielte Anreize für Elektrolyseure und die Nutzung biogener Potenziale.

Erneuerbaren Wasserstoff priorisieren

Der BEE begrüßt insbesondere die angekündigten Bundesmittel für den Ausbau des Wasserstoffkernnetzes und einen auf Wasserstoff ausgerichteten Förderrahmen für CO2-Differenzverträge (Carbon Contracts for Difference, CCfD). Bei der Ausgestaltung der Förderinstrumente müsse erneuerbarer Wasserstoff im Mittelpunkt stehen, fordert der Verband. Deutschland habe industriepolitische Stärken vor allem bei der Herstellung von grünem Wasserstoff durch Elektrolyse.

Wasserstoff könne aufgrund seiner Speicherfähigkeit und Flexibilität sowohl als Absicherung in einem erneuerbaren Energiesystem als auch zur Dekarbonisierung energieintensiver Industrien beitragen. Heimisch erzeugter grüner Wasserstoff stärke zudem die Energiesouveränität und schaffe Wertschöpfung und Arbeitsplätze, argumentiert Falken-Großer.

BDEW fordert eigenen Fördertopf

Auch der BDEW bewertet den 10-Punkte-Plan grundsätzlich positiv, hält die vorgeschlagenen Maßnahmen aber für nicht weitreichend genug. Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae begrüßte, dass das Ministerium die gesamte Wertschöpfungskette in den Blick nehmen und die Maßnahmen aufeinander abstimmen wolle. Um Wasserstoff günstiger zu machen, müssten jedoch Erzeugung und Nutzung deutlich wachsen.

Zusätzlich zu einem Wasserstoff-Fenster bei den industriellen CCfD plädiert der BDEW für einen eigenständigen Wasserstoff-Differenzvertrag (Contract for Difference, CfD). Dieser könne die Kostenlücke zwischen erneuerbarem oder kohlenstoffarmem Wasserstoff und der Zahlungsbereitschaft der Abnehmer absichern. Weil das Instrument weniger komplex ausgestaltet werden könne, eigne es sich nach Einschätzung des Verbands besser, um Erzeugung, Beschaffung und Handel miteinander zu verbinden.

Damit langfristige Verträge möglich werden, fordert der BDEW ab 2027 einen eigenen Haushaltstitel im Klima- und Transformationsfonds mit ausreichend Mitteln. Zugleich begrüßt der Verband, dass das BMWE Leitmärkte konkreter benennen und Wasserstoff bei der Grüngasquote mehrfach anrechnen will. Auch Kraftwerksbetreiber benötigten wirksame Anreize für den Umstieg auf Wasserstoff.

EU-Maßnahmen zu H2 abstimmen

Bei der Infrastruktur sieht der BDEW weiteren Konkretisierungsbedarf. Der vorauslaufende Ausbau von Netzen und Speichern müsse mit dem schrittweisen Hochlauf von Angebot und Nachfrage zusammenspielen. Neben Importen sei eine schnelle Skalierung der heimischen Erzeugung erforderlich. Als Ansatz nennt der Verband zwei geplante Projekte auf der Nordseefläche SEN-1 mit jeweils 250 MW Elektrolyseleistung.

Neben nationalen Maßnahmen hebt der BDEW die Bedeutung eines europäischen Wasserstoffmarkts hervor. Die angekündigte Überarbeitung der EU-Regeln für erneuerbaren Wasserstoff müsse praxistaugliche Kriterien schaffen und Investitionen erleichtern. Gemeinsam mit weiteren Verbänden fordert der BDEW zudem eine Wasserstoff-Allianz der EU-Mitgliedstaaten, bei der Deutschland eine führende Rolle übernehmen soll.

Grüne fragen nach Prioritäten und Haushalt

Die Bundestagsfraktion von Bündnis 90/Die Grünen thematisiert den Wasserstoffhochlauf in einer Kleinen Anfrage. Die Abgeordneten wollen von der Bundesregierung wissen, ob sie Wasserstoff weiterhin als vorrangiges Mittel zur Dekarbonisierung jener Industriezweige betrachtet, in denen eine vollständige Elektrifizierung nicht möglich ist.

Zudem fragen sie, welchen Sektoren die Bundesregierung angesichts der begrenzten Verfügbarkeit von Wasserstoff Vorrang einräumt: Wärme, Industrie oder Verkehr. Weitere Fragen betreffen die für Wasserstoffprojekte vorgesehenen Mittel im Bundeshaushalt 2027 sowie mögliche Fördermaßnahmen auch für kleine und mittlere Unternehmen, die ihre Produktion auf Wasserstoff umstellen wollen. (sh)

Bestimmte Unternehmen müssen in Europa Zertifikate für den Ausstoß klimaschädlicher Gase wie Kohlendioxid (CO2) vorweisen und können nach Bedarf damit handeln. So soll das EU-Emissionshandelssystem besonders in energieintensiven Sektoren als Anreiz dienen, Treibhausgase einzusparen. Bislang gilt das System vor allem für Stromerzeugung und Industrie. Allerdings wurden in den vergangenen Jahren mehr Emissionszertifikate verfügbar, als von Unternehmen genutzt wurden. 

Nicht genutzte Zertifikate werden in der sogenannten Marktstabilitätsreserve (MSR) gehalten. Wenn zu viele im Markt sind, werden einige in die Reserve verschoben. Wenn zu wenige Zertifikate da sind oder der Preis stark steigt, gibt die Reserve zusätzliche Zertifikate frei. Das kann die Preise senken und so Unternehmen, die Emissionszertifikate brauchen, entlasten. 

Das soll sich ändern 

Bisher werden in der Reserve maximal 400 Millionen Zertifikate gehalten, darüber hinausgehende werden für ungültig erklärt. Die Kommission hatte vorgeschlagen, die Obergrenze aufzuheben. Die Unterhändler von Rat und Parlament einigten sich am Dienstag darauf, die Obergrenze nicht komplett aufzuheben, wie sie nun mitteilten. Stattdessen sollen in der Reserve künftig bis zu 700 Millionen Zertifikate gehalten werden. Dies biete einen größeren Puffer für Marktschwankungen und schütze gleichzeitig vor einem Überangebot von Zertifikaten auf dem Markt. 

Das steht noch an 

Die vorläufige Einigung muss noch von Rat und Parlament gebilligt und schließlich jeweils formell angenommen werden. Die europäischen Staats- und Regierungschefs hatten vergangene Woche bei einem Treffen in Brüssel gefordert, das laufende Gesetzgebungsverfahren zur Marktstabilitätsreserve schneller voranzutreiben, „um übermäßige Preisschwankungen zu dämpfen“. 

Auf diesen Wunsch verwies nun auch der auf Seiten der EU-Staaten zuständige irische Minister Darragh O'Brien. Man habe eine ausgewogene Lösung erzielt. Parlament und Rat arbeiten derzeit auch an einem umfassenderen Kommissionsvorschlag zur Überarbeitung des Emissionshandelssystems.

Die Stromsteuer könnte für alle Verbraucher gesenkt werden, wenn dafür künftige Einnahmen aus dem europäischen Emissionshandel für Gebäude und Verkehr (ETS 2) genutzt würden. Mit diesem sogenannten Frontloading sollen bereits vor dem ETS-2-Start im Jahr 2028 finanzielle Spielräume im Bundeshaushalt entstehen, ohne bestehende Förderprogramme zu kürzen.

Nach Berechnungen von Epico würde eine Reduzierung auf das europäische Mindestniveau den Bund jährlich rund 5,4 Milliarden Euro kosten. Für Haushalte würde die Steuer von derzeit 2,05 Cent/kWh auf 0,05 Cent/kWh sinken. Ein Haushalt mit einem Jahresverbrauch von 3.500 kWh würde dadurch einschließlich Mehrwertsteuer rechnerisch rund 83 Euro sparen.

Der Vorschlag setzt bei der Europäischen Investitionsbank (EIB) an. Sie hat bereits eine Finanzierungsmöglichkeit geschaffen, mit der Mitgliedstaaten einen Teil ihrer künftigen ETS-2-Einnahmen vorzeitig nutzen können. Dafür steht zunächst ein Darlehensrahmen von drei Milliarden Euro bereit, der auf sechs Milliarden Euro erweitert werden kann.

Bundesförderung für effiziente Gebäude als „Umweg“

Das Geld darf allerdings nicht unmittelbar zur Finanzierung von Steuersenkungen verwendet werden. Es ist für förderfähige Klima- und Sozialinvestitionen bestimmt, beispielsweise Gebäudesanierungen, Wärmepumpen, Elektromobilität oder Ladeinfrastruktur.

Epico schlägt deshalb einen Umweg vor: Deutschland könnte bisher aus Bundesmitteln finanzierte Programme, etwa Teile der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG), künftig über die EIB vorfinanzieren. Die dadurch frei werdenden Haushaltsmittel könnten für die Stromsteuersenkung eingesetzt werden.

„Frontloading ist kein zusätzliches Geld. Die vorgezogenen Einnahmen müssen später zur Refinanzierung eingesetzt werden“, heißt es in dem Vorschlagspapier. Die Darlehen würden somit aus späteren ETS-2-Erlösen zurückgezahlt.

Epico hält eine erhebliche Ausweitung des Instruments für möglich. Bei einem angenommenen CO2-Preis von 65 Euro je Tonne könnten nach einer Modellrechnung bis zu 50 Milliarden Euro aus den erwarteten ETS-2-Einnahmen der Jahre 2033 bis 2035 vorgezogen werden. Dafür wäre allerdings politische Unterstützung auf europäischer Ebene erforderlich.

Die Denkfabrik verbindet damit auch ein klimapolitisches Ziel. Der geplante ETS-2-Start steht wegen befürchteter Belastungen für Haushalte und Unternehmen unter Druck. Eine frühzeitige Stromsteuersenkung könnte nach Einschätzung von Epico die Akzeptanz der CO2-Bepreisung erhöhen. Zugleich würde günstigerer Strom die Wirtschaftlichkeit von Wärmepumpen und Elektrofahrzeugen verbessern. (sag)

Das Geld stammt aus einem in der Corona-Krise geschaffenen EU-Fördermitteltopf. Er wurde 2021 eingeführt, um die wirtschaftlichen Schäden durch die Pandemie zu bewältigen. Finanziert werden die Mittel über Schulden, die bis 2058 gemeinsam getilgt werden sollen. 

Einschließlich der vorgesehenen Zahlung belaufen sich die Mittel aus dem Corona-Aufbaufonds für Deutschland auf 30,3 Milliarden Euro. Bevor die letzte Tranche ausgezahlt wird, muss der Wirtschafts- und Finanzausschuss des Rates noch zustimmen. 

Deutschland hat Etappenziele umgesetzt 

Die Bundesrepublik habe Reformen beim klimafreundlichen Umbau von Verkehrs- und Energieinfrastruktur, bei der Energieeffizienz im Wohnungsbau sowie Digitalisierung des Gesundheitswesens und der öffentlichen Verwaltung umgesetzt, hieß es seitens der Kommission. 

Die Förderung läuft bis Ende des Jahres. Mitgliedstaaten mussten alle noch offenen Etappenziele, an deren Erreichung die Förderung hängt, bis zum 31. August umsetzen und Zahlungsanträge bis Ende September einreichen.

„Entscheidend ist nicht mehr, ob Speicherprojekte kommen, sondern wie wir sie unter realen Markt- und Netzbedingungen erfolgreich umsetzen“, sagte BVES-Bundesgeschäftsführer Urban Windelen. Die Branche entwickle ihre Vermarktungsstrategien weiter, kombiniere Erlösquellen und stärke damit die Flexibilität und Resilienz des Energiesystems. Nun müssten die Rahmenbedingungen folgen. Ein Netzanschluss dürfe nicht zum unkalkulierbaren Investitionsrisiko werden.

Der BVES verlangt von den Netzbetreibern schnelle, transparente und diskriminierungsfreie Anschlussverfahren, die den jeweiligen Projektfortschritt berücksichtigen. Zudem müssten Politik und Netzbetreiber flexible Netzanschlussvereinbarungen (Flexible Connection Agreements, FCA) praxistauglich gestalten. Sie sollen Speicherprojekte auch dann ermöglichen, wenn zunächst nur begrenzte Netzkapazitäten verfügbar sind.

Netz und Vermarktung gemeinsam planen

Wie sich Speicherprojekte wirtschaftlich realisieren lassen, stand im Mittelpunkt des zweitägigen Summits am 14. und 15. Oktober mit mehr als 60 Sprechern, neun Paneldiskussionen und sechs Workshops. Laut BVES müssen Netzanschluss, technische Auslegung und Vermarktung von Beginn an zusammenspielen. Begrenzte Anschlusskapazitäten, Betriebsbeschränkungen und höhere Anforderungen an Verfügbarkeit und Handelsperformance erhöhen die Anforderungen an Projektentwicklung und Finanzierung.
 Zugleich gewinnen die Kombination verschiedener Strommärkte und Systemdienstleistungen sowie gemeinsame Netzanschlüsse für Photovoltaik, Windenergie und Batteriespeicher an Bedeutung. Bei solchen Co- und Tri-Location-Konzepten teilen sich Erzeugungsanlagen und Speicher einen Standort beziehungsweise einen Netzanschluss. Das kann die vorhandene Infrastruktur effizienter nutzbar machen. Dafür müssen Betreiber Erzeugung, Speicherung, Netzrestriktionen und Vermarktung jedoch gemeinsam planen.

Sicherheitsanforderungen und Wärmespeicher im Fokus

Mit der wachsenden Bedeutung von Speichern steigen nach Einschätzung des Verbands auch die Anforderungen an die physische Sicherheit und die Cybersicherheit. Sichere Steuerungs- und Energiemanagementsysteme sowie geschützte Zugänge für Servicearbeiten müssten deshalb bereits bei Planung und Beschaffung berücksichtigt werden.

Neben Batteriespeichern sieht der BVES weitere Investitionsmöglichkeiten in thermischen Speichern, industriellen Wärmepumpen und flexibler Prozesswärme. Diese Technologien könnten dazu beitragen, erneuerbaren Strom effizienter zu nutzen und die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie zu stärken.

„Die Branche arbeitet konstruktiv daran, Lösungen zu entwickeln und Risiken beherrschbar zu machen“, betonte Windelen. Wer mehr Flexibilität im Energiesystem wolle, müsse die Voraussetzungen schaffen, damit Speicher ans Netz kommen und wirtschaftlich betrieben werden können.

Auch Kalkindustrie fordert bessere Infrastruktur

Anlässlich des Investitionsgipfels der Bundesregierung am 19. und 20. Oktober forderte Philip Nuyken, Geschäftsführer Politik des Bundesverbandes der Deutschen Kalkindustrie, einen konsequenten Abbau staatlicher Investitionshemmnisse. Immer komplexere Regelungen schränkten den unternehmerischen Handlungsspielraum ein, kritisierte er.

„Wir brauchen mehr Entscheidungsfreiheit und weniger staatliche Detailsteuerung“, sagte Nuyken. „Deutschland muss schneller werden. Planungs- und Genehmigungsverfahren müssen beschleunigt, bestehende Anforderungen auf ihre Notwendigkeit überprüft und neue Belastungen vermieden werden“, so der Appell des Verbandes.

Der Staat sollte sich vielmehr auf seine Kernkompetenzen konzentrieren, wozu eine leistungsfähige Infrastruktur gehöre. Leistungsfähige Stromnetze, eine CO2-Infrastruktur und Wasserstoffnetze seien Voraussetzungen guter Investitionsbedingungen, schloss Nuyken. (sh)

Ein Schwerpunkt lag auf der Frage, wie Europa seine vorhandenen wirtschaftlichen und technologischen Stärken besser nutzen kann. Aghion warb für höhere staatliche Investitionen in Innovationen und eine Förderagentur nach dem Vorbild der US-amerikanischen Defense Advanced Research Projects Agency (DARPA). Zudem brauche Europa eine neue Fehlerkultur, die das Scheitern bei der Entwicklung neuer Lösungen nicht als Makel betrachte.

Zugleich kritisierte Aghion das Verhältnis zwischen Regulierung und Finanzierung in Europa. Der Kontinent sei ein „regulatorischer Riese, aber in Sachen Budget einen Zwerg“. Europa verfüge über Daten, Marken, Ersparnisse und Energie, müsse diese Ressourcen aber gezielter einsetzen, um wirtschaftlich erfolgreich zu sein.

Charles Michel, der vor seiner Zeit als EU-Ratspräsident belgischer Ministerpräsident war, verwies auf den Vertrauensverlust in die Europäische Union. Viele Menschen nähmen deren Vorteile nicht mehr ausreichend wahr. Die bisherige EU sei Geschichte, die neue müsse gemeinsam gestaltet werden, sagte Michel.

Auch Lars-Hendrik Röller, Präsident der Wirtschaftshochschule ESMT Berlin und früherer Wirtschaftsberater von Bundeskanzlerin Angela Merkel, mahnte Reformen an. Angesichts des schwindenden Vertrauens in deutsche und europäische Institutionen müsse Europa Ergebnisse liefern.

Energiewende als Frage der Souveränität

Am ersten Veranstaltungstag stand die Energiesicherheit im Mittelpunkt. Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, sprach sich dafür aus, die Energiewende nicht allein als Klimaschutzprojekt zu betrachten. Sie biete auch wirtschaftliche Chancen, weil Europa mehr Energie selbst erzeugen und dadurch Wertschöpfung in der Region halten könne.

Für den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) kritisierte Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae die Debatte über die Kosten der Energiewende. Angesichts der hohen Ausgaben für Importe fossiler Energieträger müsse stärker berücksichtigt werden, welchen langfristigen Nutzen Investitionen in die Energieinfrastruktur hätten. Moderne Stromnetze seien auf eine Nutzungsdauer von 30 bis 40 Jahren ausgelegt und kämen damit auch künftigen Generationen zugute.

Die Energiewende sei zugleich eine Frage der Souveränität, Resilienz und Modernisierung, betonte Andreae. Erneuerbare Energien könnten ihr Potenzial erst dann vollständig entfalten, wenn Netze, Speicher und weitere Technologien zu einem integrierten Energiesystem zusammenwüchsen. Dafür brauche es moderne Infrastruktur, Investitionen und geeignete regulatorische Rahmenbedingungen.

Bessere Bedingungen für KI

Am zweiten Tag des Forums ging es um Künstliche Intelligenz (KI). Philipp Justus, Vice President Central Europe bei Google, forderte europäische Unternehmen auf, erfolgreiche Innovationen schneller zu skalieren. Während Unternehmen in anderen Weltregionen zügig von Tests zur breiten Anwendung übergingen, verliere sich Europa häufig in weiteren Erprobungsphasen.

Neben Investitionen und geeigneten Rahmenbedingungen hob die BMW Foundation die Bedeutung internationaler Partnerschaften hervor. Heike Schneeweis, Co-Vorstand der Stiftung, erklärte, Europa müsse bestehende Allianzen stärken und neue Formen der Zusammenarbeit nutzen. Der Kontinent bringe technologische Kompetenzen, industrielle Fähigkeiten und Kapital ein, könne aber auch von internationalen Partnern lernen.

Die Stiftung stellte deshalb auch internationale Startups aus ihrem „RESPOND Accelerator“ vor. Die Unternehmen präsentierten Lösungen für moderne Energiesysteme, die Versorgung mit kritischen Rohstoffen, nachhaltige Gebäude, resiliente Städte und die Abscheidung von Kohlendioxid.

Heba Aguib, ebenfalls Co-Vorstand der BMW Foundation Herbert Quandt, betonte, dass Innovationen erst dann Wirkung entfalteten, wenn sie in der Praxis eingesetzt würden und gesellschaftliche Akzeptanz fänden. Dafür müssten Startups, etablierte Unternehmen, Politik und Zivilgesellschaft ihre Kompetenzen zusammenbringen. (sh)

Besonders stark fiel der Rückgang in Österreich aus. Dort lag die Laufwasserkrafterzeugung 71 Prozent unter dem Vorjahresniveau. Das geht aus dem europäischen Energiemarktbericht für das dritte Quartal des Energieinformationsdienstes Montel hervor.

Neben Österreich verzeichneten auch Frankreich und Italien deutliche Einbußen bei der Laufwasserkraft. In Frankreich sank die Produktion um 31 Prozent, in Italien um 30 Prozent. Die hohen Temperaturen und außergewöhnlich geringen Niederschläge hatten die Flusspegel und Wasserreserven in weiten Teilen Europas sinken lassen.

Wasserkraft und Gasspeicher unter Druck

Die Auswirkungen könnten laut Bericht über das dritte Quartal hinausreichen. Zwar normalisierten sich die Niederschläge im September vielerorts wieder, in mehreren europäischen Strommärkten blieben die Wasserreserven jedoch niedrig. Daher könnte die Wasserkraftproduktion deshalb auch in den letzten Monaten des Jahres unter dem saisonüblichen Niveau liegen.

Gleichzeitig sind die europäischen Gasspeicherstände niedrig. Treffen eine geringe Stromerzeugung aus Wind- und Solaranlagen und eine hohe Nachfrage zusammen, könnte das die Abhängigkeit von Gaskraftwerken und Stromimporten erhöhen. Damit steigt auch das Risiko stärkerer Preisschwankungen an den europäischen Strommärkten.

Erholung erfordert anhaltende Niederschläge

Wie sich die Lage in den kommenden Monaten entwickelt, hängt wesentlich vom Wetter ab. Das Klimaphänomen El Nino könnte die europäischen Wetterverhältnisse im Winter beeinflussen. Für eine nachhaltige Erholung der Wasserreserven wären über einen längeren Zeitraum überdurchschnittliche Niederschläge erforderlich, heißt es.

Bei gleichzeitig niedrigen Gasspeicherständen werde das europäische Energiesystem anfälliger für Engpässe und Preisspitzen. Das gelte insbesondere für längere Dunkelflauten, in denen Wind- und Solarstrom nur in geringem Umfang zur Verfügung stehen. (sh)

 
Die Statistik zeigt einen Umsatzvergleich der größten privaten Energieversorger und der kommunalen VKU-Mitglieder in Deutschland im Jahr 2023. Im genannten Jahr erwirtschaftete der Energieversorger Eon einen Umsatz im Inland in Höhe von rund 80 Milliarden Euro. Die Unternehmen, die in diesem Zeitraum Mitglied der VKU waren, wiesen insgesamt Umsatzerlöse in Höhe von 194 Milliarden Euro auf.

Nach Angaben der Unternehmen erreichten praktisch alle Ladevorgänge im September eine Spitzenleistung von mehr als 50 kW. Bei über 64 Prozent lag sie sogar oberhalb von 100 kW. Über die gesamte Pilotphase sei die durchschnittliche Ladeleistung durch den Speichereinsatz von rund 45 auf etwa 125 kW gestiegen. Die Ladeleistung habe damit zeitweise nahezu verdreifacht werden können, ohne dass eine Verstärkung des Netzanschlusses erforderlich war.

Energiemanagement steuert Speicher und Schnelllader

Der Standort ist mit einem „HYC150-Schnelllader“ des Herstellers Alpitronic sowie zwei Batteriespeichereinheiten von Pixii ausgestattet. Das norwegische Unternehmen Pixii entwickelt modulare Batteriespeichersysteme für gewerbliche und industrielle Anwendungen.

Das EMS von Grid X koordiniert die Leistungsabgabe des Schnellladers und der beiden Speicher in Echtzeit. Überschreitet die benötigte Ladeleistung die verfügbare Netzanschlusskapazität, wird die Differenz aus den Batterien bereitgestellt. Zugleich überwacht die Software die Leistungsaufnahme am Netzanschlusspunkt.

Für einen Spitzenlastzeitpunkt im September beziffern die Unternehmen die Leistungsabgabe aus dem Netz auf 43,2 kW und jene aus den Batterien auf 93,2 kW. Nach ergänzenden Angaben von Grid X stammten im September insgesamt 49 Prozent der an Fahrzeuge abgegebenen Energie aus den Speichern.
 Leap 24 sieht darin vor allem eine Möglichkeit, Standorte mit begrenzten Netzanschlusskapazitäten wirtschaftlich für das Schnellladen zu erschließen. Lange Wartezeiten auf einen Netzausbau seien für das Unternehmen keine Option, erklärte Jeroen Mannaerts, Head of Operations. Mit der Kombination aus EMS und Batteriespeichern könnten künftig auch Standorte infrage kommen, die bisher aufgrund unzureichender Anschlussleistung nicht berücksichtigt wurden.

Ausweitung auf weitere Standorte geplant

Die technische Integration erfolgte nach Angaben von Grid X herstellerunabhängig. Das Unternehmen hat den Schnelllader, die Speicher und die Standortmessung in seine Energiemanagementplattform eingebunden. Zuletzt war die Kompatibilität der Plattform auf Batteriespeicher von Sungrow und Huawei ausgeweitet worden.

Für 2027 planen Grid X und Leap 24 den Einsatz des Konzepts an weiteren Standorten in mehreren europäischen Märkten. Neben neuen Ladeparks sollen auch bestehende Anlagen nachgerüstet werden können. Dabei müssen die jeweiligen nationalen Netzanschlussanforderungen und regulatorischen Vorgaben berücksichtigt werden.

In Goirle ist bereits eine Verdoppelung der Zahl der Ladeeinrichtungen und Batteriespeicher baulich vorbereitet. Ob und wann die zusätzliche Kapazität installiert wird, hängt nach Unternehmensangaben von der weiteren Nachfrage ab. (fw)

„Obwohl die Technik längst etabliert ist,“, heißt es in einer Mitteilung zum Erscheinen des Merkblatts, „sind Tiefengeothermieprojekte komplex und bedürfen einer Vielzahl notwendiger Kompetenzen: von der geologischen Untertageanalyse über das Tiefbohren bis zum Wärmenetzausbau und dem Betrieb der Anlagen sowie der vertraglichen und finanziellen Gestaltung der auf viele Jahrzehnte ausgelegten Projekte.“

Dementsprechend soll das Merkblatt Projektentwicklern, Energieversorgern und Investoren helfen, fehlende Kompetenzen frühzeitig zu identifizieren und geeignete Partner einzubinden. Dazu enthält es eine „Kompetenzmatrix“, die unter anderem Geologie, Untertagebetrieb, Wärmenetze, Finanzierung und Öffentlichkeitsarbeit abdeckt. Ein Fragenkatalog im Anhang soll die systematische Bewertung der eigenen Fähigkeiten ermöglichen.

Vier Modelle für die Projektorganisation 

Im Mittelpunkt stehen dabei vier Modelle zur Verteilung von Aufgaben und Risiken:

• Beim integrierten Energieversorger lägen sämtliche Verantwortlichkeiten einschließlich der Untertageerschließung und des Wärmenetzbetriebs in einer Hand. Das ermögliche eine umfassende Projektkontrolle, erfordere jedoch den Aufbau eigener Fachabteilungen. 
• Als zweite Variante beschreibt das Merkblatt ein Joint Venture zwischen Energieversorger und Geothermiebetriebsführer. Beide Partner bringen ihre jeweiligen Kompetenzen ein und teilen Kosten und Risiken.
• Alternativ könne ein Energieversorger auch fehlende Untertagekompetenzen bei spezialisierten Dienstleistern einkaufen. Dabei verblieben Verantwortung und die wesentlichen Projektrisiken beim Auftraggeber.
• Das vierte Modell sieht eine Trennung zwischen Wärmeerzeugung und Wärmeverteilung vor. Ein Geothermiebetriebsführer erschließt und betreibt die Wärmequelle auf eigenes Risiko. Der Energieversorger übernimmt die Wärme über einen langfristigen Liefervertrag und verteilt sie über sein Netz. 

Die Autoren weisen darauf hin, dass sämtliche Modelle unterschiedliche Anforderungen an die Vertragsgestaltung und das Risikomanagement stellen. Auch Kooperationen mehrerer Versorger, Kommunen oder Industrieunternehmen seien möglich. 

Das Merkblatt wurde von einer interdisziplinären Arbeitsgruppe des Geothermieforums Niedersachsen erarbeitet. Das Forum wird gemeinsam vom Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie und dem Bundesverband Erdöl, Erdgas, Geoenergie (BVEG) organisiert.

Das „Merkblatt zu kompetenzbasierten Rollenverteilungskonzepten bei Entwicklung und Betrieb von Tiefengeothermieanlagen und Wärmenetzen“ ist auf den Internetseiten des BVEG abrufbar. (kmt)

Der erste Stromfluss in der Gleichstromverbindung von Nordrhein-Westfalen bis Baden-Württemberg ist für Ende 2026 vorgesehen. Vorher stehen noch Rekultivierungsmaßnahmen, technische Arbeiten und Prüfungen aus, heißt es.

Die Bauarbeiten hatten im Oktober 2023 mit vorbereitenden Maßnahmen begonnen. Die ingesamt rund 340 Kilometer lange Ultranet-Verbindung wird von Transnet BW und Amprion umgesetzt. Amprion verantwortet den rund 300 Kilometer langen Abschnitt von Mannheim-Wallstadt bis Meerbusch-Osterath in Nordrhein-Westfalen.

Im Abschnitt B1 sind nach Unternehmensangaben auf einer Strecke von 16 Kilometern bestehende Masten zurückgebaut und durch neue ersetzt worden. Teilweise stehen neue Masten direkt neben den Bestandsmasten. Im Bereich des Umspannwerks Neurott und des Gleichstrom-Umspannwerks in Philippsburg stehen auf insgesamt zwei Kilometern ausschließlich neue Masten.

Leitungsbau am Bahnhof bei laufendem Betrieb

„Mit dem Abschluss des Leitungsbaus im Abschnitt B1 erreichen wir einen wichtigen Meilenstein für Ultranet“, kommentiert Trasnet-BW-Projektleiter Norman Weber, den neuen Status quo.

Die Zubeseilung des 21 Kilometer messenden Abschnitts zwischen Heidelberg-Neurott und Philippsburg erledigte der Infrastrukturdienstleister Eqos. Der Leitungsbauer LTB realisierte die Bauarbeiten nördlich des Umspannwerks Neurott bis Mannheim-Wallstadt.

Eine besondere Herausforderung sei die Querung des Mannheimer Rangierbahnhofs gewesen, schildert der Übertragungsnetzbetreiber. Dort musste die Leitung über 37 Gleise hinweg bei laufendem Bahnbetrieb errichtet werden. Ausschlaggebend sei die enge Abstimmung mit den beteiligten Akteuren und eine präzise Bauablaufplanung gewesen. Zum Einziehen neuer Leiterseile sowie zur Montage von Flugwarnbefeuerung, Flugwarnkugeln und Vogelmarkern nutzten die Techniker Helikopter.

Das Hybridsystem Ultranet soll nach Fertigstellung sowohl Gleichstrom als auch Wechselstrom auf denselben Masten übertragen können. (mf)

Zu den Unterzeichnern gehören unter anderem die deutschen Unternehmen Heidelberg Materials, Dillinger, Saarstahl und SHS – Stahl-Holding-Saar. Die Unternehmen aus der Stahl-, Zement- und Chemieindustrie fordern das Europäische Parlament, den EU-Rat und die EU-Kommission auf, den Mechanismus nicht durch Ausnahmeregelungen zu schwächen.

Zum Hintergrund: Der CBAM soll verhindern, dass Unternehmen ihre Produktion in Länder außerhalb der EU mit geringeren Klimaschutzauflagen verlagern oder europäische Produkte durch billigere Importe mit einem hohen CO2-Abdruck ersetzen.

Seit Anfang 2026 gilt das reguläre System für Einfuhren von Eisen, Stahl, Aluminium, Zement, Düngemitteln, Wasserstoff und Strom. Importeure müssen die bei der Herstellung entstandenen Emissionen erfassen und entsprechende CBAM-Zertifikate abgeben. Deren Preis orientiert sich am europäischen Emissionshandel (EU-ETS 1).

Die Unterzeichner betrachten den CBAM als wichtiges Instrument, um die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie zu sichern und gleichzeitig Investitionen in klimafreundliche Produktionsverfahren zu ermöglichen. Angesichts geopolitischer Spannungen und schwankender Energiepreise seien verlässliche Rahmenbedingungen besonders wichtig.

​Keine Ausnahmen für niemanden gefordert

Hintergrund des Schreibens sind die anstehenden Trilogverhandlungen zwischen EU-Parlament, Rat und Kommission über eine Ausweitung des CBAM auf nachgelagerte Produkte. Besonders kritisch sehen die Unternehmen den vorgeschlagenen Artikel 27a. Dieser würde es ermöglichen, bestimmte Waren bei schwerwiegenden Marktstörungen vorübergehend vom CBAM auszunehmen.

Das Europäische Parlament hatte sich dafür ausgesprochen, die Ausnahmeregelung aus dem Gesetzesvorschlag zu streichen. Die Industrieunternehmen unterstützen diese Position ausdrücklich. Im Brief heißt es: „Die Antwort auf geopolitische Unsicherheiten darf nicht in regulatorischer Unsicherheit bestehen.“ Die Unterzeichner befürchten, dass solche Ausnahmen das Vertrauen der Unternehmen in den langfristigen Bestand des CBAM beeinträchtigen.

Investitionen in die Dekarbonisierung industrieller Produktionsanlagen erforderten erhebliche finanzielle Mittel und Planungshorizonte von mehreren Jahrzehnten. Eine mögliche Aussetzung des Grenzausgleichs könne deshalb die Investitionsbereitschaft schwächen. (sag)

Als Alternative schlagen die Unternehmen vor, Einnahmen aus dem CBAM zu verwenden, um nachgelagerte Industriezweige in wirtschaftlichen oder geopolitischen Krisen zu unterstützen.

Darüber hinaus fordern die Unterzeichner eine wirksame Ausweitung des CBAM auf weitere Produkte, eine konsequente Durchsetzung auf nationaler Ebene und Maßnahmen gegen Umgehungspraktiken. Auch internationale CO2-Gutschriften, die nach ihrer Auffassung die Wirksamkeit des Mechanismus untergraben, sollen ausgeschlossen werden. (sag)

Der Energieversorger rechnet nach Abschluss der Umstellung mit einem jährlichen Wärmeabsatz von rund 1,95 Millionen kWh. Bislang versorgen zentrale Gasheizungen und Gasetagenheizungen die Gebäude. Diese Anlagen sollen schrittweise der Fernwärme weichen. In einzelnen Wohnungen ersetzen die Projektpartner zudem vorhandene Gasdurchlauferhitzer durch elektrische Geräte. Einen Zeitplan für die Bauarbeiten und die Höhe der Investitionen nannten die Firmen nicht. 

Die Erweiterung des Fernwärmenetzes bildet die Grundlage für die Umstellung der Wärmeversorgung. „Der Anschluss des Marienviertels erfordert eine umfangreiche Netzerweiterung und sorgfältige technische Planung“, erklärt EVO-Technikvorstand Christian Basler. Die Projektpartner müssen zunächst die erforderliche Infrastruktur schaffen, bevor sie die Gebäude an das Netz anschließen können. Mit der Umstellung entfällt für die betroffenen Haushalte der Betrieb eigener Gasetagenheizungen. Dadurch sinke der Aufwand für Wartungen, technische Prüfungen und Schornsteinfegertermine innerhalb der Wohnungen. 

Geothermie soll weiter ausgebaut werden

Nach Angaben der EVO stammen derzeit rund 70 Prozent der in das Oberhausener Fernwärmenetz eingespeisten Wärme aus erneuerbaren Quellen und unvermeidbarer Abwärme. Das Unternehmen nennt dabei unter anderem Biomasse mit einem Anteil von rund 15 Prozent. 

Für die weitere Dekarbonisierung der Fernwärmeversorgung wollen die EVO und die Oberhausener Netzgesellschaft zusätzliche Erzeugungsoptionen untersuchen, teilten sie dazu weiter mit. Dazu gehören die Nutzung weiterer industrieller Abwärmequellen und der Einsatz von Power-to-Heat-Anlagen. Einen Schwerpunkt bildet die Geothermie. Mit deren Erschließung beschäftigt sich die neu gegründete „Erneuerbare Wärme Styrum GmbH“ (EWS). (hr)

Die Nachfrage übertraf das Angebot deutlich. Nach Angaben von Eurogrid belief sich das finale Orderbuch auf rund 3,3 Milliarden Euro. Damit war die Anleihe 6,6-fach überzeichnet.

Christine Janssen, Geschäftsführerin Finanzen und Portfoliomanagement (CFO) bei 50 Hertz, erklärt dazu: „Die außerordentlich hohe Nachfrage nach unserer Anleihe ist ein starkes Vertrauenssignal des Kapitalmarkts in Eurogrid und 50 Hertz sowie in unser langfristiges Investitionsprogramm.“ Es sei ein gutes Ergebnis, dass die Transaktion mit einer vergleichsweise niedrigen Neuemissionsprämie abgeschlossen werden konnte, trotz des derzeit anspruchsvollen Marktumfeldes.

Die Eurogrid GmbH mit Sitz in Berlin ist die Muttergesellschaft des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz Transmission. Ihre Hauptaufgabe besteht darin, die Finanzierung des Stromnetzbetriebs und des Netzausbaus von 50Hertz sicherzustellen.Eurogrid gehört zu 80 Prozent dem belgischen Netzbetreiberkonzern Elia Group und zu 20 Prozent der staatlichen deutschen KfW-Bank.

Die Emissionserlöse sollen das Investitionsprogramm von Eurogrid finanzieren. Im Mittelpunkt stehen der Ausbau und die Verstärkung des Übertragungsnetzes von 50  Hertz. Die Infrastruktur soll zusätzliche Mengen erneuerbarer Energien aufnehmen und zu einem sicheren und leistungsfähigen Stromsystem beitragen.

Kürzere Laufzeit als bei vorheriger Emission

Mit der achtjährigen Laufzeit weicht Eurogrid von der Laufzeit der vorherigen Anleihe ab. Im August 2026 hatte das Unternehmen bereits einen Green Bond über 500 Millionen Euro mit einer Laufzeit von zwölf Jahren und einem Kupon von 4,292 Prozent platziert. Die nun gewählte kürzere Laufzeit soll der aktuellen Zins- und Marktlage Rechnung tragen und dem Unternehmen mehr Flexibilität bei der Finanzierung seines langfristigen Investitionsprogramms ermöglichen.

Für Übertragungsnetzbetreiber ist der Zugang zu Fremdkapital ein wesentlicher Faktor bei der Finanzierung ihrer Infrastruktur. Der Netzausbau erfordert über viele Jahre hohe Investitionen, die zu einem erheblichen Teil über Fremdkapital gedeckt werden. Die Dachgesellschaft Eurogrid International ist ein Unternehmen mit Sitz in Brüssel (Belgien), das in Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft investiert und ihnen Unterstützungsleistungen anbietet. (sh)

Die Islamische Republik werde „nicht einen Partikel angereicherten Nuklearmaterials“ aushändigen, sagte Mohsen Resai, der Generalsekretär des mächtigen iranischen Sicherheitsrats, laut Staatsmedien am Dienstagabend. Bei einem Treffen mit dem pakistanischen Armeechef Asim Munir erklärte er, sein Land werde mit den USA auch keine Verhandlungen führen, solange Washington keine vertrauensbildenden Maßnahmen ergreife und die Forderungen Teherans nicht erfülle. 

Strom: Überwiegend schwächer hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch gegen 14.00 Uhr gegenüber den Notierungen zur gleichen Vortageszeit präsentiert. Gegenüber dem niedrigeren Schlusskurs des Vortags ergeben sich für den Strommarkt jedoch steigende Preise. Der Day-Ahead verlor in der Grundlast 63,25 auf 149,00 Euro je Megawattstunde, in der Spitzenlast ging es um 82,75 auf 151,25 Euro je Megawattstunde nach unten. An der Börse wurde der Base mit 148,61 Euro gesehen, der Peak mit 150,90 Euro.

Am Donnerstag dürfte die Einspeiseleistung der Erneuerbaren deutlich zulegen. Die Meteorologen von Eurowind erwarten 27 Gigawatt an Wind- und Solareinspeiseleistung, während am Berichtstag nur 14,9 Gigawatt anfallen dürften. 

Am langen Ende verlor das Cal 27 bis zum frühen Nachmittag gegenüber dem gleichen Vorjahreszeitpunkt 1,96 auf 146,31 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Mittwoch etwas zugelegt. Der Dec 26 gewann bis gegen 13.49 Uhr 0,25 auf 85,90 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 11,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 86,65 Euro, das Tief bei 85,34 Euro.

Die laufenden Verhandlungen um eine Neugestaltung des ETS dürften das Sentiment am Markt belasten, hieß es von Händlern. Vertreter der EU-Regierungen und des Europäischen Parlaments haben sich am Dienstagabend auf eine Änderung der Vorschriften zur Löschung von CO2-Zertifikaten in der Reserve verständigt. Konkret wird der Schwellenwert für die Löschung von Zertifikaten von derzeit 400 Millionen auf 700 Millionen Zertifikate in der Reserve angehoben. Diese Änderung soll noch im Dezember in Kraft treten und weitere Löschungen verhindern. 

Unterdessen haben sich die Nettolongpositionen an der ICE in der abgelaufenen Woche kaum verändert und belaufen sich auf 37,1 Millionen Zertifikate.

Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Mittwoch gezeigt. Der richtungsweisende Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 13.42 Uhr 1,434 auf 87,200 Euro je Megawattstunde.

Marktteilnehmer führen die Aufschläge auf die niedrigen Speicherstände und den Wettbewerb um knappes LNG zurück, da die Situation für die Schifffahrt im Persischen Golf weiter angespannt ist. Die Speicher in Deutschland waren am Dienstag nur zu 61,2 Prozent gefüllt. Die Abgaben im späten Handel vom Vortag führen Beobachter auf Berichte über neue Verhandlungen zur Öffnung der Straße von Hormus zurück. Dadurch sei eine Welle von Gewinnmitnahmen ausgelöst worden. Die zeitweilige Euphorie am Markt habe sich jedoch bereits wieder verflüchtigt. (cdg)