Energiebranche im Wandel: Gasnetze, E-Lkw-Laden, Photovoltaik und Wasserstoff im Fokus

Gasnetze, Ladeinfrastruktur und Wasserstoff: Aktuelle Entwicklungen im Energie-Sektor

Bundesnetzagentur wegen Zinsvorgaben für Gasnetze in der Kritik

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) kritisieren laut Telepolis den Entwurf der Bundesnetzagentur zur Kapitalverzinsung von Gasnetzbetreibern. Die Verbände bewerten die vorgeschlagenen Regelungen als wirtschaftlich und methodisch unzureichend und warnen davor, dass notwendige Investitionen in die Transformation der Netze hin zur Klimaneutralität gefährdet werden könnten.

Im Mittelpunkt steht ein pauschalisierter Kapitalverzinsungssatz. Die im Entwurf vorgesehenen Zinssätze seien nach Darstellung der Verbände international nicht wettbewerbsfähig. Die pauschale Gesamtkapitalverzinsung liege etwa 1,5 Prozentpunkte unter dem europäischen Durchschnitt. Der Eigenkapitalzins werde mit 5,76 Prozent angegeben, während Investoren aktuell mindestens 8 Prozent erwarteten.

Auch beim Fremdkapitalzins sehen BDEW und VKU einen erheblichen Abstand zu den Marktbedingungen. Der im Entwurf genannte Fremdkapitalzins von 2,43 Prozent liege rund einen Prozentpunkt unter den derzeitigen Refinanzierungsbedingungen bestehender Kredite und Darlehen. Nach Darstellung des Beitrags liege dieser Wert sogar unter der Verzinsung von Bundesanleihen.

Die Verbände befürchten deshalb ein falsches Signal an potenzielle Investoren. Die Finanzierung des Umbaus der Gasnetze auf klimaneutrale Energieträger könne erschwert werden, wenn die regulatorisch zugestandenen Renditen nicht an die gestiegenen Zinsen angepasst würden.

Auch die geplante neue allgemeine Netzentgeltsystematik Strom, kurz AgNes, sorgt laut Telepolis für Kritik. Der Entwurf umfasst 198 Seiten und soll die Stromnetzentgeltverordnung und die Anreizregulierungsverordnung ablösen, die am 31. Dezember 2028 außer Kraft treten werden. Die Frist für Stellungnahmen endete am 18. September 2026, die Festlegung soll noch in diesem Jahr beschlossen werden.

Der VKU beanstandet unter anderem zusätzlichen Aufwand für Netzbetreiber sowie offene Fragen bei Kapazitätsbestellung, Datenmanagement und Kostenwälzung. Kritisch bewertet der Verband außerdem mögliche Pancaking-Effekte, bei denen Netzentgelte innerhalb derselben Spannungsebene mehrfach anfallen können.

Beim sogenannten Prosumer-Aufschlag sieht der VKU ebenfalls Nachbesserungsbedarf. Dieser soll ab dem 1. Januar 2029 gelten und 70 bis 90 Prozent des Netzentgelt-Grundpreises betragen. Betroffen wären Haushalte am Niederspannungsnetz, die weniger als 100.000 Kilowattstunden im Jahr beziehen und hinter dem eigenen Anschluss Strom erzeugen.

„Investoren erwarteten aktuell mindestens 8 Prozent“, wird die Kritik an der vorgesehenen Eigenkapitalverzinsung im Beitrag zusammengefasst.

Infobox: Die Bundesnetzagentur sieht für Gasnetzbetreiber einen Eigenkapitalzins von 5,76 Prozent und einen Fremdkapitalzins von 2,43 Prozent vor. BDEW und VKU warnen vor Investitionshemmnissen und fordern klarere Regeln bei der künftigen Stromnetzentgeltsystematik.

NEW Energie nimmt Lkw-Ladepark an der A61 in Betrieb

NEW Energie hat laut electrive.net in Niederzissen im Landkreis Ahrweiler seinen ersten öffentlichen Lkw-Ladepark eröffnet. Der Standort befindet sich in unmittelbarer Nähe einer Abfahrt der A61 zwischen Bonn und Koblenz und liegt auf dem Gelände der Lkw-Waschanlage von TD Truck.

Der Ladepark verfügt zunächst über vier Ladepunkte. Die Ladeleistung beträgt bis zu 400 kW beziehungsweise 200 kW bei voller Belegung. Der Standort wurde als Durchfahrtslösung für Elektro-Lkw mit Auflieger konzipiert.

Nach Angaben des Unternehmens können Elektrotrucker vorhandene Sanitäranlagen und gastronomische Angebote nutzen. Der Ladepark soll außerdem für Elektroautos mit Anhänger geeignet sein, etwa für Elektrofahrzeuge mit Wohnwagen.

NEW Energie richtet das Angebot an Unternehmen, die ihre Fahrzeuge laden möchten, ohne selbst in eine eigene Ladeinfrastruktur investieren zu müssen. Das Unternehmen stellt eine vollständig investitionsfreie Nutzung ohne CAPEX, stabile kWh-Preise über die Vertragslaufzeit sowie Volumen-Module bei Mindestabnahmen in Aussicht.

Für Speditionen nennt NEW Energie auf seiner Website einen kWh-Preis von 0,39 Euro bei Vertragsabschluss. Zusätzlich sollen reservierbare Ladefenster angeboten werden, damit die Ladesäule zum benötigten Zeitpunkt verfügbar ist.

„Mit dem Ladehub in Niederzissen schaffen wir ein öffentlich zugängliches Angebot für Unternehmen, die ihre Fahrzeuge zuverlässig laden möchten, ohne selbst in eine eigene Ladeinfrastruktur investieren zu müssen“, sagt Dr. Niklas Rotering, Bereichsleiter Kundenlösungen bei der NEW-Gruppe.

Der Standort soll nach Angaben von NEW Energie als Referenz für weitere Projekte dienen. Das Unternehmen prüft bereits weitere Standorte und führt Gespräche über ähnliche Vorhaben, insbesondere im eigenen Versorgungsgebiet.

Zum Stichtag 1. September 2026 weist das Ladesäulenregister der Bundesnetzagentur laut electrive.net 954 Ladepunkte aus, die von NEW Energie betrieben werden. Davon entfallen 808 Ladepunkte auf AC-Normalladepunkte und 146 auf DC-Schnellladepunkte. Der Schwerpunkt liegt am Niederrhein, insbesondere in Mönchengladbach und Viersen.

Merkmal	Angabe
Standort	Niederzissen im Landkreis Ahrweiler
Lage	A61 zwischen Bonn und Koblenz
Ladepunkte im Lkw-Ladepark	Vier
Leistung	Bis zu 400 kW beziehungsweise 200 kW bei voller Belegung
Preis bei Vertragsabschluss	0,39 Euro pro kWh
Von NEW Energie betriebene Ladepunkte zum 1. September 2026	954
Davon AC-Normalladepunkte	808
Davon DC-Schnellladepunkte	146

Infobox: NEW Energie startet in Niederzissen mit vier Ladepunkten für Elektro-Lkw und einer Leistung von bis zu 400 kW. Für Speditionen nennt das Unternehmen einen Preis von 0,39 Euro pro kWh bei Vertragsabschluss und kündigt reservierbare Ladefenster an.

Reformen bei Solaranlagen, Wallboxen und Wärmepumpen verunsichern Hausbesitzer

Die Augsburger Allgemeine berichtet über die Auswirkungen der geplanten Energie-Reformen auf private Immobilienbesitzer. Deutschland werde zunehmend zum Solarland, während Photovoltaik mittlerweile die drittwichtigste Energiequelle für die Stromerzeugung sei.

Nach Zahlen des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme stehen kleine Photovoltaik-Dachanlagen auf Einfamilienhäusern und kleineren Mehrfamilienhäusern bis 25 kWp für beinahe ein Drittel der gesamten installierten Leistung. Gleichzeitig warnt die Branche laut Bericht vor einem möglichen Dämpfer beim Ausbau der Solarenergie.

Tobias Stuhlenmiller und Albert Bihler von einem Energietechnik-Betrieb in Altenmünster ordnen die wirtschaftlichen Perspektiven ein. Ihr Unternehmen verwirklicht jedes Jahr gut 200 private Projekte und dutzende gewerbliche Projekte. Zu den genannten Referenzen zählen eine PV-Anlage samt Gewerbespeicher im Strafjustizzentrum in Augsburg, große Industriehallen und die Messe Augsburg.

Nach Einschätzung der beiden Experten gebe es heute kaum ein Gebäude, bei dem sich eine Investition in eine PV-Anlage nicht wirtschaftlich darstellen lasse. Im Haushaltsbereich könne bei einer Laufzeit von 20 Jahren und unter Berücksichtigung der Gesamtkosten ein Strompreis von zehn bis 15 Cent pro Kilowattstunde erreicht werden. Im Gewerbebereich seien fünf bis zehn Cent möglich.

Eine Förderung sei für diese Projekte meist nicht erforderlich. Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit sei, dass der günstige Erzeugungspreis des PV-Stroms möglichst häufig genutzt werde. Ein Batteriespeicher könne die Anlage ergänzen und die Nutzung des erzeugten Stroms verbessern.

Mit Speicher veranschlagt der Beitrag 20 bis 25 Cent pro Kilowattstunde für Heimanlagen und 15 bis 20 Cent für gewerbliche Anlagen. Für viele Nutzer spiele neben der Wirtschaftlichkeit auch der Wunsch nach Unabhängigkeit eine wichtige Rolle.

Zusätzliche Möglichkeiten ergeben sich durch dynamische Stromtarife. Haushalte können Energie aus dem Netz speichern, wenn sie günstig ist. Dies könne insbesondere im Winter interessant sein, wenn kein PV-Strom zur Verfügung steht und die Strompreise in Starkwindphasen an der Börse teilweise ins Negative drehen.

Das Laden eines E-Autos oder der Betrieb einer Wärmepumpe könne mit dynamischen Tarifen günstiger werden, sofern zeitlich flexible Lasten vorhanden sind. Je stärker Photovoltaik, Speicher, Wallbox und Wärmepumpe in ein Gesamtsystem integriert werden, desto besser könnten die vorhandenen Chancen genutzt werden.

Die Kritik der befragten Fachleute richtet sich vor allem gegen langsame Regulierung, fehlende Digitalisierung und Bürokratie. Smart Meter könnten als Bindeglied zwischen Netz und Anlagentechnik dazu beitragen, den Ausbaubedarf für das Netz zu senken. Beim Einbau hinke Deutschland jedoch weiterhin zurück.

Auch beim bidirektionalen Laden von Elektroautos sehen die Experten Hemmnisse. Fehlende Standards und Bürokratie erschwerten die Einbindung der Fahrzeugbatterien in das Stromsystem. Zusätzlich seien unterschiedliche Standards und Prozesse bei über 800 Verteilnetzbetreibern ein Hindernis.

Die geplante Priorisierung von PV-Freiflächenanlagen wird ebenfalls kritisiert. Die Baukosten seien zwar geringer, der Netzanschluss sei bei Dachanlagen jedoch in der Regel kostenlos vorhanden. Den Eigentümern wird geraten, Photovoltaik-Anlagen erweiterbar zu planen, Komponenten mit möglichst wenigen Einschränkungen auszuwählen und den Eigenverbrauch in den Mittelpunkt zu stellen.

Bereich	Angabe
Kleine PV-Dachanlagen	Bis 25 kWp
Laufzeit im Haushaltsbereich	20 Jahre
Strompreis PV im Haushalt ohne Speicher	Zehn bis 15 Cent pro Kilowattstunde
Strompreis PV im Gewerbebereich ohne Speicher	Fünf bis zehn Cent pro Kilowattstunde
Strompreis mit Speicher bei Heimanlagen	20 bis 25 Cent pro Kilowattstunde
Strompreis mit Speicher bei gewerblichen Anlagen	15 bis 20 Cent pro Kilowattstunde
Verteilnetzbetreiber	Über 800

Infobox: Die befragten Fachleute halten Photovoltaik in vielen Fällen weiterhin für wirtschaftlich. Sie empfehlen erweiterbare Anlagen, die auf Eigenverbrauch ausgerichtet sind und mit Speicher, Wallbox, Wärmepumpe sowie dynamischen Stromtarifen kombiniert werden können.

Natürlicher Wasserstoff rückt durch große Ressourcenschätzung in den Fokus

Finanznachrichten.de berichtet über eine Modellstudie der USGS-Forscher Geoffrey Ellis und Sarah Gelman, die 2024 in Science Advances veröffentlicht wurde. Demnach liegt der wahrscheinlichste Wert für die weltweit vorhandene Menge an natürlichem Wasserstoff bei rund 5,6 Billionen Tonnen.

Der überwiegende Teil dieser Ressource dürfte nach Darstellung des Beitrags technisch oder wirtschaftlich nicht förderbar sein. Nach Berechnungen der Forscher könnten jedoch rund 100 Milliarden Tonnen ausreichen, um den prognostizierten Wasserstoffbedarf einer Netto-Null-Welt für etwa 200 Jahre zu decken.

Diese Menge würde laut Beitrag rund 1,4 × 10¹6 Megajoule Energie enthalten. Damit wäre der Energiegehalt höher als derjenige sämtlicher nachgewiesener Erdgasreserven der Erde. Entscheidend sei daher nicht allein die globale Menge, sondern die Frage, wo sich natürlicher Wasserstoff in förderbaren Konzentrationen angesammelt hat.

Das weltweite Interesse an Wasserstoff zeigt sich laut Finanznachrichten.de an den Investitionen in Clean-Hydrogen-Projekte. Nach Angaben des Hydrogen Council haben die kumulierten Investitionen in mehr als 570 zugesagte Clean-Hydrogen-Projekte 130 Mrd. US-Dollar überschritten. Zusammen sollen diese Projekte eine Produktionskapazität von rund 6,9 Millionen Tonnen jährlich erreichen.

Natürlicher Wasserstoff könnte gegenüber grünem Wasserstoff den Vorteil haben, dass er nicht zunächst durch einen energieintensiven industriellen Prozess hergestellt werden muss. Er entsteht durch geologische Prozesse im Untergrund. Ob daraus tatsächlich eine wirtschaftlich bedeutende Energiequelle wird, ist laut Beitrag jedoch noch offen.

MAX Power Mining untersucht in Saskatchewan die Möglichkeiten der Exploration und setzt dabei auch künstliche Intelligenz ein. Am 18. September meldete das Unternehmen eine Zusammenarbeit mit Kyndryl. Der IT-Infrastrukturspezialist soll eine Kommerzialisierungs- und Go-to-Market-Strategie für die KI-gestützte Plattform MAXX LEMI entwickeln.

MAXX LEMI verbindet geologische, geophysikalische und weitere Untergrunddaten mit proprietären Informationen aus der Natural-Hydrogen-Exploration von MAX Power. Dazu gehören Daten aus dem Lawson-Projekt, in dem das Unternehmen Kanadas erstes bestätigtes unterirdisches Natural-Hydrogen-System untersucht.

Die Plattform soll potenzielle Ziele identifizieren und priorisieren. Kyndryl soll zudem prüfen, ob MAXX LEMI künftig außerhalb der eigenen Exploration von MAX Power vermarktet werden könnte. Eine Kommerzialisierung sei bislang allerdings nicht beschlossen.

In direkter Nachbarschaft befindet sich das Serpentinization Iron-Magnetite Project von Makenita Resources. Das Projekt umfasst 116.149 zusammenhängende Acres und grenzt an die Landposition von MAX Power in Saskatchewan. Serpentinisierung zählt zu den geologischen Prozessen, durch die natürlicher Wasserstoff entstehen kann.

Nach Darstellung des Beitrags hat MAX Power bei seinem Lawson-Bohrprogramm zuletzt die bislang höchsten Natural-Hydrogen-Messwerte gemeldet. Für Makenita Resources bedeute die Nachbarschaft jedoch noch keinen eigenen Fund. Auf dem Grundstück des Unternehmens sei bislang kein natürlicher Wasserstoff nachgewiesen worden, und Ergebnisse benachbarter Flächen könnten nicht ohne Weiteres übertragen werden.

Angabe	Wert
Geschätzte weltweite Menge natürlichen Wasserstoffs	Rund 5,6 Billionen Tonnen
Mögliche Deckung des Wasserstoffbedarfs einer Netto-Null-Welt	Rund 100 Milliarden Tonnen für etwa 200 Jahre
Energiegehalt	Rund 1,4 × 10¹6 Megajoule
Clean-Hydrogen-Projekte	Mehr als 570
Kumulierte Investitionen	130 Mrd. US-Dollar
Geplante Produktionskapazität	Rund 6,9 Millionen Tonnen jährlich
Fläche des Makenita-Projekts	116.149 zusammenhängende Acres

Infobox: Die Modellstudie nennt rund 5,6 Billionen Tonnen natürlichen Wasserstoffs weltweit, wobei rund 100 Milliarden Tonnen den prognostizierten Bedarf einer Netto-Null-Welt für etwa 200 Jahre decken könnten. Die praktische Herausforderung bleibt die Identifikation wirtschaftlich förderbarer Vorkommen; ein Nachweis auf dem Makenita-Grundstück liegt laut Quelle bislang nicht vor.

Quellen: