Unsere Referenzen

Seit 2021 sind wir für verschiedene Akteure in der europäischen Energiewirtschaft und -Politik aktiv. Im Folgenden finden sie eine Übersicht zu unseren verschiedenen Aktivitäten der letzten Jahre.

aktuell laufende Projekte

  • Das Projekt hat das Ziel, konkrete Vorschläge für eine zukünftige Regulierung der Gasverteilnetzbetreiber zu erarbeiten. Diese Vorschläge sollen sicherstellen, dass transformationsbedingte Kosten sachgerecht und zeitnah erstattet werden, gleichzeitig aber weiterhin Effizienzanreize gesetzt werden können und die Umsetzung sowohl für Netzbetreiber als auch für die Bundesnetzagentur administrativ handhabbar bleibt.

    Partner: Polynomics AG

  • Im Fokus dieses Forschungsprojekts steht eine systematische, simulationsbasierten Analyse verschiedener dynamischer Entgeltsystematiken auf der Verteilnetzebene.

    Projektwebsite inkl. Partner

  • Wie können regulatorische Maßnahmen und Förderinstrumente den Marktzugang für deutsche und EU-Entwickler und Investoren im Bereich erneuerbarer Energien im Westbalkan verbessern?“ Im Kern zielt die Studie darauf ab, strukturelle Hindernisse zu identifizieren, die den Zugang ausländischen Privatkapitals einschränken, und entsprechende marktgestaltende sowie politische Ausgleichsmaßnahmen zu ermitteln.

  • In dem Projekt werden die aktuellen Risiken für die CCS-Kette in UK und der EU bewertet als Grundlage für das ENI Speicherprojekt in Bacton.

    Das Projekt wird in Kooperation mit dem Oxford Institute for Energy Studies (OIES) durchgeführt und zielt auf eine wissenschaftliche Publikation.

  • Als Mitglied der ESYS-Gruppe arbeitet Dr. Buchmann hier hier insbesondere an Handlungsempfehlungen zur Weiterentwicklung der Anreize von Netzbetreibern zur Umsetzung der Digitalisierung und netzebenen übergreifender dynamischer Netzentgelte.

  • In dem Projekt werden die Rückwirkungen von KI-Anwendung auf das Marktverhalten der Marktteilnehmer bewertet. Im Fokus stehen hier Effekte wie herding und collusion, warum diese durch KI potenziell verstärkt auftreten und welche Maßnahmen im Marktdesign ergriffen werden könnten, um diese Risiken einzugrenzen.

Abgeschlossene Projekte 2026

  • Das Gutachten analysiert die Kosten und den Nutzen der Ausnahme von der rechtlichen horizontalen Entflechtung der Wasserstoffnetzbetreiber in Deutschland auf der Ebene der Fernleitungsnetzbetreiber. Mit dem Wasserstoffkernnetz wird eine entsprechende Infrastruktur aktuell in Deutschland durch die Gas-Fernleitungsnetzbetreiber (Gas FNB) geplant und umgesetzt. Art 69 Abs. 1 der EU-Richtlinie 2024/1788 und der darauf aufbauende aktuelle Entwurf zum Eergiewirtschaftsgesetz §10g EnWG-E (2026) schreiben dabei vor, dass der Betreiber der Wasserstoffnetze rechtlich von dem Betrieb der Gasnetze entflochten sein muss, räumt den Netzbetreibern aber das Recht ein, von dieser Regelung abzuweichen, wenn eine Kosten-Nutzen-Analyse (KNA) diese Entscheidung stützt. Gemäß §10g EnWG-E (2026) soll diese KNA als Grundlage für die Entscheidung der BNetzA dienen, ob die Ausnahme von der rechtlichen horizontalen Entflechtung in Deutschland erteilt wird.

  • Für die niederländische Regulierungsbehörde ACM haben wir eine Sondierungsstudie zur künftigen kostenorientierten Tarifregulierung von Fernwärme erstellt. Ab etwa 2031 gilt diese für große kollektive Wärmesysteme (GCW) und Wärmetransportbetreiber (HTO). Vorgesehen ist ein Cost-Plus-Ansatz, ergänzt durch Effizienzregulierung; die ACM legt die Höchsttarife fest. Die Studie unterstützt die Bewertung des Verordnungsentwurfs „Besluit collectieve warmte“ (Bcw), dessen Fertigstellung für 2027 geplant ist, sowie die Umsetzung der Effizienzregulierung in Phase 2 (ab etwa 2031) und Phase 3. Für HTO beginnt die kostenbasierte Tarifregulierung bereits 2027. Ziel ist es, die Machbarkeit und Durchsetzbarkeit praxistauglich zu prüfen und die Beteiligten frühzeitig auf den Übergang vorzubereiten. Die Studie kann hier auf der Seite von ACM abgerufen werden.

  • Für die belgische Regulierungsbehörde CREG haben wir eine Studie zu den Fehlanreizen in der Investitionsregulierung des Übertragungsnetzbetreibers erstellt. In den vergangenen Monaten haben die Investitionsausgaben (CAPEX) mehrerer großer Infrastrukturprojekte die ursprünglich geplanten Budgets deutlich überschritten. Eine Prüfung des Projekts „Modular Offshore Grid II“ ergab, dass ein erheblicher Teil der Kostenüberschreitungen auf ermessensabhängige Entscheidungen des Netzbetreibers zurückgeht. Anfang 2026 beginnt die CREG die Verhandlungen über die Tarifregulierung für die Periode 2028–2031. Die Studie analysiert die bestehenden, fehlerhaften Anreizstrukturen und entwickelt Empfehlungen, um effiziente Investitionen gezielt zu fördern. Die Studie ist damit eine Grundlage für die kommenden Verhandlungen. Die Studie kann hier abgerufen werden: CREG-Website

  • Es wurden die Potenziale, Grenzen und Umsetzungsbedingungen von Energy Sharing in der Metropolregion Nordwest untersucht.

  • Um die Potenziale der Region darzustellen, wurden die energiewirtschaftlichen Daten für die Region aufbereitet und vorgestellt.

  • Bewertung von 3 Standortprojekten. Zwei Projekte Co-location mit PV-Park, einmal stand-alone. Hier wurden sowohl FCA als auch eine Prognose der Effekte von dynamischen Netzentgelten bewertet.

Abgeschlossene Projekte 2025

  • Es wurden die Anreize der ÜNB und VNB zur Umsetzung von dynamischen Netzentgelten analysiert und Vorschläge zur Stärkung der Anreize als Impuls zum Agnes und NEST Prozess der BNetzA entwickelt. Die Kernaussagen sind hier veröffentlicht.

  • Es wurde ein Ausschreibung- und Planungsmechanismus zur Stärkung des Drittzugangs zu Fernwärmenetzen entwickelt, um insbesondere die Dekarbonisierung der Fernwärme voranzutreiben. Die Ergebnisse sind auf der dena Seite abrufbar.

  • Um die Potenziale der Region darzustellen, wurden die energiewirtschaftlichen Daten für die Region aufbereitet und vorgestellt.

Abgeschlossene Projekte bis 2024

  • Begleitung der Carbon Management Strategie zum Regulierungsbedarf und Bewertung der Regulierungsoptionen für den CO2-Transport.

  • Bewertung der verschiedenen Regulierungsoptionen für den CO2-Transport aus Sicht der CO2-Quellen.

  • Analyse der Rahmenbedingungen und Entwicklung der Fernwärme in Dänemark, den Niederlande und Schweden. Ableitung von Implikationen für das Geschäftsmodell von Fernwärmeversorgern in Deutschland.

  • Vorstudie zur Übersicht möglicher Netzauswirkungen von Energy sharing für verschiedene Ausgestaltungsoptionen. Studie abrufbar bei Germanwatch

  • In dem Projekt unterstützten wir einen europäischen Projektierer von Wind- und PV-Anlagen bei der Weiterentwicklung der Geschäftsmodellbewertung von Co-location Batteriespeicherprojekten.

  • Bewertung von 3 Standortprojekten, Fokus auf co-location BESS mit Windparks (inkl. dynamische Netzentgelte)

  • Erlösgutachten für 4 Standorte für co-location Batteriespeicher in Kombination mit Windparks.

  • Das Projekt fokussiert auf die Identifizierung bestehender Koordinationsbedarfe bei der Infrastrukturplanung im Energiesystem (Strom, Gas, Wärme, Wasserstoff und CO2) und bewertet mögliche Koordinationsmechanismen, um die Infrastrukturplanung der verschiedenen Sektoren besser aufeinander abzustimmen.

  • Im Auftrag des Vereins der deutschen Zementindustrie (vdz) haben wir mit dem CO2-Reservierungsfonds ein Konzept zum de-risking der CO2-Leitungsinfrastruktur entwickelt. Ergänzend wurden de-risking Maßnahmen für CO2 Quellen bewertet und zur weiteren Konkretisierung vorgeschlagen.

  • Wir haben die Marktreife für Investitionen in eigenständige Batteriespeicher (BESS) untersucht. Es wurden sieben regulatorische Voraussetzungen aus den aktuellen europäischen Leitmärkten für BESS abgeleitet, die die Grundlage für die Verbreitung von BESS bilden. Auf dieser Basis wurde der aktuelle Stand dieser Voraussetzungen in den sechs Westbalkanstaaten bewertet und Geschäftsmodell-Optionen abgeleitet.

  • Europäische Stromnetze stammen zu großen Teilen aus den 1970er- und 1980er-Jahren und müssen dringend modernisiert werden. Die Finanzierung dieser umfangreichen Investitionen stellt die Netzbetreiber vor große Herausforderungen. Auch in den Westbalkanstaaten besteht ein Investitionsbedarf von 10 bis 14 Milliarden Euro bis 2030. Die Region unterliegt jedoch anderen institutionellen und finanziellen Rahmenbedingungen als die EU-Mitgliedstaaten. Vor diesem Hintergrund untersucht unsere Studie Finanzierungsmechanismen, die in der EU eingesetzt werden, und bewertet ihre Anwendbarkeit auf den Westbalkan. Grundlage ist eine multikriterielle Analyse, mit der die Bankability der Investitionen beurteilt wird.

  • Erlösgutachten für 4 Standorte für co-location Batteriespeicher in Kombination mit Windparks.

  • Bewertung und Gutachten für zwei stand-alone Standorte inkl. FCA und dynamische Netzentgelte. Das Projekt wurde auch bei der Finanzierung über eine Bank begleitet.

  • Für die strategische Ausrichtung wurden verschiedene Ausgestaltungsoptionen für Ladeparks bewertet, immer unter Einbindung von BESS.

  • Für einen Zusammenschluss von 13 Strom- und Gasnetzbetreiber wurden verschiedene Weiterentwicklungsoptionen der ARegV für den NEST-Prozess der BNetzA aufbereitet.

  • Wir haben einen Netzbetreiber bei der Weiterentwicklung seiner spartenübergreifenden Strategie unterstützt (Strom, Gas, Wärme, Telekommunikation, Wasser)

  • Bewertung verschiedener Absicherungsoptionen für die CO2-Infrastruktur

  • Entwicklung eines Strategiekonzept mit dem Fokus auf digitale Innovationen für einen ÜNB.

  • Ausgestaltung eines Ausschreibungsmeachnismus zur Flexibilitätsnutzung von Industriebetrieben über §14c EnWG-

  • Analyse und Bewertung verschiedener Handlungsoptionen zur Umsetzung des Redispatch 3.0 basierend auf internationalen Erfahrungen zur marktbasierten Flexibilitätsbeschaffung auf Verteilnetzebene.