Die Vorschläge der Kommission, bis Ende 2027 in der EU kein russisches Gas mehr zu benutzen, seien bei den Energieministern auf breite Zustimmung gestoßen, sagte die polnische Ratspräsidentin, Paulina Hennig-Kloska, nach Abschluss der Beratungen. An den Schlussfolgerungen zur Energieversorgungssicherheit, die einstimmig beschlossen werden müssen, werde aber weiter gearbeitet. Hier müssen auch Ungarn und die Slowakei, die weiter russisches Gas beziehen, überzeugt werden müssen. Der Ausstieg aus der Nutzung von russischem Gas und russischer Nukleartechnik dürfe nicht zu höheren Energiepreisen führen.

​Die Energieminister haben auch über die Zukunft des Emissionshandels beraten, der in den nächsten Jahren überprüft werden soll. Dabei geht es zunächst um den Emissionshandel für den Verkehr und den Gebäudesektor: ETS 2. Er soll im Jahr 2027 in Kraft treten, zunächst mit einem Preis um die 45 Euro je Tonne. Vor allem die osteuropäischen Mitgliedsstaaten fürchten, dass viele Haushalte, die dort auch noch mit Öl oder Kohle heizen, damit überfordert werden. Polen, das im ersten Halbjahr den Vorsitz im Ministerrat führt, ist der Wortführer dieser Staaten und setzt sich dafür ein, den Beginn des ETS 2 um mindestens ein Jahr zu verschieben. Sollte sich dafür keine Mehrheit im Rat finden, werde sie eine Ausnahme für Polen beantragen, sagte die Ministerin in Warschau.
Klimaziel 2040 steht zur Debatte

Unter Druck kommt auch das von der Kommission anvisierte Klimaziel für 2040. Die alte Kommission hatte noch empfohlen, die Treibhausgase bis dahin um 90 Prozent zu senken. Das entspricht in etwa dem Tempo, das die EU im laufenden Jahrzehnt vorlegen will, gilt aber als anspruchsvoll, weil die Reduktion der Treibhausgase mit der Zeit immer aufwändiger wird, nach dem Motto: die unten hängenden Früchte werden zuerst geerntet, danach muss man auf die Leiter steigen.

Nach der Regierungsbildung in Berlin gibt es dafür vom größten Land der Union keine volle Unterstützung mehr. Christ- und Sozialdemokraten wollen das 90-Prozent-Ziel nur noch mit der Maßgabe unterstützen, dass „in begrenztem Umfang auch nachhaltige negative Emissionen“ und „CO2-Reduzierung durch hochqualifizierte, zertifizierte und permanente Projekte in außereuropäischen Ländern“ bis zu drei Prozent angerechnet werden. Diese Position wird inzwischen offiziell auch von der österreichischen Regierung unterstützt und dürfte auch anderen Ländern wie Polen entgegenkommen.

Der zuständige Kommissar, Wobke Hoekstra, hat den Kritikern auch schon eine „Flexibilisierung“ des Kommissionsvorschlages im Sinne der Deutschen in Aussicht gestellt. Aber die Verhandlungen gestalten sich offenbar schwieriger als gedacht. Die von der Kommission ins Auge gefasste Frist: Ende März ist längst verstrichen und ein Vorschlag nicht in Sicht. Inzwischen ist von „vor der Sommerpause“ die Rede. Das wäre die letzte Frist, um sich damit auf der Klimakonferenz in Brasilien noch Gehör zu verschaffen.

Die Grünen fürchten, dass die ‚Flexibilisierung‘ des Klimazieles 2040 den „Green Deal“ der letzten Kommission weiter untergräbt. Ihr energiepolitischer Sprecher, Michael Bloss, hat in dieser Woche noch einmal eindringlich davor gewarnt, den Unternehmen den Ausweg über den Artikel 6 des Pariser Klimaabkommens zu eröffnen. Die danach angebotenen Zertifikate seien nicht zuverlässig und gäben keine Gewähr für wirksamen Klimaschutz. Er verwies auf eine Untersuchung des Öko-Institutes, nach der die ausgewiesenen Treibhausgas-Reduktionen sechs Mal höher seien als die tatsächlichen Beiträge zum Klimaschutz.

Die Möglichkeit, Zertifikate aus Drittstaaten zu erwerben und im Rahmen des europäischen Emissionshandels geltend zu machen, könne zu einem erneuten Preisverfall im ETS führen und zerstöre die Anreize, in die Transformation der europäischen Industrie und Energiewirtschaft zu investieren. Bloss geht davon aus, dass Strom aus grünem Wasserstoff erst bei einem CO2-Preis von 200 Euro pro Tonne wettbewerbsfähig würde. Eine Öffnung des ETS für Zertifikate aus Drittstaaten würde dieses Preisniveau verhindern.

Insgesamt wird die Stahlröhre im bayerischen Regierungsbezirk Schwaben eine Länge von 40,5 Kilometern erreichen und am Netzknoten Kötz im Landkreis Günzburg enden. Als „Meilenstein für mehr Netzstabilität und damit für eine unabhängigere und sichere Gasversorgung in Süddeutschland“ bezeichnete Fabian Mehring (Freie Wähler), Digitalminister der bayerischen Landesregierung, die Leitung beim offiziellen Termin.

Bayernets-Geschäftsführer Matthias Jenn betonte die „hohe Relevanz“ von Augusta im Zusammenhang mit der laufenden Diskussion über flexible Gaskraftwerke als Sicherungssystem für die erneuerbare Stromproduktion. Die Leitung werde es ermöglichen, neue Gaskraftwerke sowie Baden-Württemberg an die Gasspeicher im südbayerischen und im Salzburger Raum anzubinden. Außerdem könne die Röhre perspektivisch auch Wasserstoff („H2-ready“) transportieren.

Augusta hat in unmittelbarer Nachbarschaft eine Art Schwesterleitung, mit der parallel verlaufenden Gasleitung von Senden nach Vohburg. Die nun entstehende Röhre soll über einen Durchmesser von 700 Millimetern verfügen und mit einem Betriebsdruck von 100 bar arbeiten.

An Investitionen in die Gasinfrastruktur – also auch für Augusta – hat Bayernets als Fernleitungsnetzbetreiber bis Ende des laufenden Jahres rund 180 Millionen Euro vorgesehen. Im vergangenen Jahr hatte sich das Unternehmen dafür Fremdkapital besorgt (wir berichteten). Insgesamt spülte das Wettbewerbsverfahren seinerzeit 210 Millionen Euro in die Kassen der Münchener, die eine Tochter der beiden Stadtwerke in München und Augsburg sowie des mehrheitlich kommunalen Versorgers Bayerngas sind.

Daher fordert er die Einrichtung einer neuen Gemeinschaftsaufgabe für Klimaanpassung und Naturschutz. „Ein solches Instrument erkennt an, dass der Erhalt unserer natürlichen Lebensgrundlagen nur im Schulterschluss von Bund und Ländern gelingen kann“, betonte der Minister. 

Die Gemeinschaftsaufgabe soll nach Goldschmidts Ansicht die im Sondervermögen der Bundesregierung verankerten Mittel in Höhe von 100 Milliarden Euro für Klimaschutz langfristig ergänzen. Denn das Sondervermögen werde zwar in den Erhalt der natürlichen Lebensgrundlagen fließen − es sei aber zeitlich auf 12 Jahre befristet. 

Allein über fünf Milliarden im Norden

Wie hoch die Investitionen am Ende seien, könne bisher nicht gesagt werden, doch allein in Schleswig-Holstein werde mit erforderlichen Investitionen von mindestens 5,5 Milliarden Euro für die Klimaanpassung bis 2040 gerechnet. „Jeder Euro, den wir hier investieren, ist eine Investition in die Sicherheit der Menschen in unserem Land“, sagte Goldschmidt. 

Noch bis 16. Mai tagen die Umweltministerinnen und Umweltminister der Länder im Saarland.

Die Paartal-Energie will ausschließlich Ökostrom vertreiben und diesen Privathaushalten und Gewerbe mit unterschiedlichen Tarifen für Wärme (Nachtspeicher, Wärmepumpen), Elektromobilität und Haushaltsenergie anbieten. Nach der notariellen Bestätigung der Gesellschaftsgründung im September 2024 sind die Angebote nun für Interessierte buchbar.

Die ersten Geschäftsführer des Regionalversorgers sind Arno Nunn, Projektleiter bei der Energie Südbayern, und der Bürgermeister von Hohenwart, Jürgen Haindl (Freie Wähler). Der überregionale Energiedienstleister Energie Südbayern aus München ist aktiver Partner der Gemeinschaft und stellt auch über die Tochter Energienetze Bayern Know-how und Infrastruktur zur Verfügung.

Weitere Beteiligte sind die Stadt Aichach, das Kommunalunternehmen Hohenwart, die Stadtwerke Schrobenhausen, die Märkte Kühbach und Inchenhofen sowie die Gemeinde Dasing. Jürgen Haindl sagt laut einer Mitteilung stellvertretend für die Partner, mit der Paartal-Energie Eigenverantwortung zu übernehmen und einen wichtigen Schritt für mehr Unabhängigkeit in der Energieversorgung zu gehen.

Die Kooperation gibt es, um laut Selbstbeschreibung zukunftsfähige und bezahlbare Energie aus kommunaler Hand anzubieten. Konkret gehe es darum, im regionalen Umfeld regenerative Erzeugungsanlagen sowie Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge aufzubauen. Ladesäulen im Paartal-Design sind inzwischen an den Straßen der Region zu finden.
Die Paartal-Energie wirbt auch auf anderem Feld um Elektro-Mobilisten: Ihnen verspricht der neue Versorger attraktive Prämien im Zusammenhang mit der THG-Quote. Gewerbekunden mit einem Stromverbrauch ab 25.000 kWh will das Unternehmen überdies individuelle Verträge anbieten. Geschäftsführer Arno Nunn unterstreicht dabei grundsätzlich, die Wertschöpfung in den Gemeinden entlang der Paar behalten zu wollen.

Damit firmieren auch die Marken der Mabanaft-Tochter Oiltanking Deutschand, Ungarn und Dänemark unter neuem Namen. Der Tanklagerlogistik-Spezialist, der 13 Tanklager mit einer Gesamtkapazität von 2,9 Millionen Kubikmetern besitzt und betreibt, tritt künftig als „enport - by MB Energy“ auf. In einem nächsten Schritt sollen dann auch die Unternehmen Westfa sowie die Einzelunternehmen aus der Petronord-Gruppe umbenannt werden.

„Unsere neue Marke steht für den Beginn eines spannenden neuen Kapitels − sie ist weit mehr als nur ein neuer Name oder ein neues Logo. Sie verkörpert unser klares Bekenntnis zu einer sicheren und zukunftsfähigen Energieversorgung“, kommentiert Jonathan Perkins, CEO von MB Energy, das Rebranding. „Dank unserer starken Wurzeln in Deutschland und unserer langjährigen Erfahrung in Europa und darüber hinaus, sind wir in der Lage, unseren Kunden heute verlässliche und flexible Energielösungen sowie eine leistungsfähige Speicherinfrastruktur bereitzustellen – und stehen auch morgen an ihrer Seite, wenn sich ihre Anforderungen weiterentwickeln.“

Mabanaft alias MB Energy wurde 1947 in Hamburg als Ölhandelsunternehmen gegründet und ist heute in Europa, den Vereinigten Staaten und Singapur aktiv. Die Unternehmensgruppe, die ausweislich ihrer Internetseite Ende 2023 rund 1.670 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter beschäftigte, ist im Import, Lagerung, Vertrieb und Vermarktung von Erdölprodukten, Flüssiggas (LPG), Chemikalien und Biokraftstoffen tätig. MB Energy ist eine Tochtergesellschaft von Marquard & Bahls, Hamburg.

Bei den Anlagen handelt es sich um:

• das bestehende 55 MW-Reservekraftwerk Monthey vom Betreiber Cimo im Kanton Wallis,
• das Reservekraftwerk Sisslerfeld 1 mit 13 MW in der Gemeinde Eiken im Kanton Aargau von Getec,
• das Reservekraftwerk Stein mit 44 MW im Kanton Aargau, ebenfalls von Getec,
• das Reservekraftwerk Sisslerfeld 2 in der Gemeinde Eiken mit 180 MW von Sidewinder
• und das Reservekraftwerk Auhafen in der Gemeinde Muttenz im Kanton Basel-Landschaft, das mit 291 MW das größte der fünf Kraftwerke ist und von Axpo gebaut werden soll.

Laut UVEK werden alle fünf Anlagen „mit CO2-neutralem Brennstoff“ betrieben und könnten zwischen 2027 und 2030 betriebsbereit sein. Wie das Unternehmen Getec in einer gesonderten Mitteilung informiert, werden die beiden bezuschlagten Anlagen, die zusammen auf 57 MW kommen und in den nächsten drei Jahren gebaut werden sollen, mit Hydriertem Pflanzenöl (HVO) betrieben, das aus biogenen Reststoffen wie Lebensmittelfetten und Speiseresten gewonnen wird. Auch bei der Axpo-Anlage Auhafen soll HVO als Brennstoff dienen. In einem zweiten Schritt könne, so informierte das Schweizer Energieunternehmen, auf den wasserstoffbasierten Brennstoff E-Methanol umgestellt werden, wenn ausreichende Mengen davon zur Verfügung stünden.

Ursprüngliche Ausschreibungsrunde scheiterte in der Schweiz 

Die neuen Reservekraftwerke sind notwendig, da bestehende Verträge 2026 auslaufen. Nachdem eine ursprüngliche Ausschreibung des Schweizer Bundesamts für Energie (BFE) zwischen Juli 2023 und März 2024 wegen zu hoher Angebotskosten gescheitert war, wurde das Verfahren abgebrochen. Stattdessen setzte das BFE auf Direktverhandlungen, um zu wirtschaftlich tragfähigen Lösungen zu kommen und den Zeitrahmen für die Realisierung zu verkürzen.

Als Wermutstropfen erweist sich eine notwendige Übergangslösung. Die bezuschlagten Anlagen werden nicht nahtlos zur Verfügung stehen, um die auslaufenden Verträge für drei bestehende Reservekraftwerke zu ersetzen. Laut dem Schweizer Energieministerium ist eine Übergangslösung „für mindestens drei Winter notwendig“. Es werde zurzeit an verschiedenen Varianten gearbeitet „wie die Wasserkraftreserve, die Reserve aus Notstromgruppen (derzeit rund 280 MW unter Vertrag) und die Verbrauchsreserve, die ab 2027 greifen könnte“.

Nachdem die Zuschläge erfolgt sind, sollen jetzt Verträge mit den Anbietern ausgehandelt werden. Danach, so heißt es, könne die Planungsphase starten. Die genauen Kosten würden nach Abschluss der Verhandlungen vorliegen.

Im Mai 2025 hatte die staatliche Schweizer Regulierungsbehörde im Elektrizitätsbereich, ElCom, bekanntgegeben, dass sie ab dem Jahr 2030 eine Reservekapazität von mindestens 500 MW für die Schweiz empfiehlt.

In Deutschland wurden die Projekte Prüm und Altenglan in Rheinland-Pfalz an die KGAL Investment Management GmbH & Co. KG mit Sitz in Grünwald bei München verkauft, teilte das Unternehmen mit.

Der Windpark Prüm in der Eifel besteht aus zwei Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 11,4 MW und soll im Juni in Betrieb genommen werden. Das Projekt Altenglan in der Westpfalz umfasst ebenfalls zwei Anlagen mit einer Gesamtleistung von 12,4 MW und soll voraussichtlich bis September fertiggestellt werden.

Das dritte Projekt, der Windpark Keranna in der Bretagne (Frankreich), wurde an 3D Energies veräußert. Das halböffentliche Unternehmen ist auf die Entwicklung, den Bau und Betrieb von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien spezialisiert. Keranna umfasst vier Windenergieanlagen mit einer Leistung von 12 MW und soll im Sommer ans Netz gehen.

Ungeachtet der Eigentümerwechsel wird Baywa Re auch weiterhin für die technische und kaufmännische Betriebsführung der drei Windparks verantwortlich sein.
Die Verkäufe sind Teil der strategischen Neuausrichtung von Baywa Re. Im Rahmen des Transformationsprogramms „r.e. power“ will sich das Unternehmen auf das Kerngeschäft konzentrieren. Künftig liegt der Fokus verstärkt auf Märkten mit geringem wirtschaftlichen Risiko und Wachstumspotenzial.

Hintergrund ist ein Restrukturierungsprozess des Mutterkonzerns Baywa und der Baywa Re, der nach hohen Verlusten und einem Schuldenstand in Milliardenhöhe eingeleitet wurde. Ziel ist es, durch gezielte Portfoliobereinigungen finanzielle Spielräume zu schaffen und das internationale Geschäft effizienter auszurichten.

 
Die Statistik von AGEE-Stat (Arbeitsgruppe Erneuerbare-Energien-Statistik) zeigt die Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Geothermie in Deutschland in den Jahren 2004 bis 2024. Im Jahr 2024 wurden demnach hierzulande rund 214 GWh Strom aus Geothermieanlagen erzeugt.

Die Serienproduktion soll diesen Herbst starten. 2026 soll die Anlage zunächst im Einschichtbetrieb laufen, die Produktionskapazität soll dann bereits oberhalb von 100 MW liegen. „Wir starten klein und können hochskalieren“, erklärt Yves Tamborini, Leiter Business Development, den Ansatz. Fünf bis sechs Mitarbeitende sind für den Anfang vorgesehen. Auf der Messe Intersolar, die bis zum 9. Mai lief, suchte die Solar Fabrik darüber hinaus Vertriebler. Perspektivisch soll die Anlage im Dreischichtbetrieb mit 15 Mitarbeitenden eine Jahreskapazität von 250 MW haben. Das Investitionsvolumen beziffert die Geschäftsführung auf 6 Millionen Euro.

Zielgruppe: Eigenheimbesitzer

Aus Hösbach sollen Module für ein einziges Marktsegment kommen: „Unsere erste Zielgruppe sind Eigenheimbesitzer“, erklärt Tamborini. Für Solarparks und große Aufdach-Anlagen seien Module made in Germany nur bedingt wettbewerbsfähig.

„Immer mehr Kunden wollen einen Wechselrichter und PV-Speicher aus Deutschland. Und sie wollen auch Solarmodule aus Deutschland“, ergänzt Laibacher und sieht das als Ausdruck eines Sicherheits- und Qualitätsbewusstseins. Zu Beginn sollen viele Komponenten noch aus Asien kommen, mittelfristig sei die Einbindung europäischer Lieferketten geplant.
Wie andere Unternehmen der Branche ist Solar Fabrik in Asien aktiv. In den vergangenen Jahren habe man dort jeweils Module mit einer Gesamtkapazität von rund 750 MW produziert, heißt es. Die Produktion in Fernost in soll in gleichem Umfang weiterlaufen. Den Preis für Module aus heimischer Produktion beziffert Laibacher bei unter 20 Cent je Watt, also angeblich nur geringfügig teurer als made in China.

Verband: Potenzial lässt sich mit Subventionen heben

Der Bundesverband der Solarwirtschaft sieht grundsätzlich Potenzial für Produzenten. „Es existieren in der EU forschungsstarke und innovative Unternehmen, die unter den richtigen politischen Rahmenbedingungen und mit finanzstarken Partnern in der Lage wären, die verbreiteten Technologien heimisch zu produzieren und vor allen Dingen auch innovative Solarmodul-Technologien in den Massenmarkt zu überführen“, so der Hauptgeschäftsführer des BSW Solar, Carsten Körnig, auf Anfrage dieser Redaktion.

Entscheidend sei die Förderkulisse „im internationalen Vergleich sowie die Verfügbarkeit von Finanzierungsinstrumenten, um Kostennachteile während der Hochlaufphase, zeitlich begrenzt, zu überbrücken“, sagt Körnig.

Chancen bei speziellen Technologien

Nach Analyse des Verbands ist im Heimsegment der relative Anteil der Mehrkosten
europäischer Komponenten an den Systemkosten am geringsten, was dort zu größerem Spielraum führe. Dennoch, betont Körnig, sei auch hier eine Überbrückung der Kostendifferenzen und eine gezielte Förderung zu empfehlen, „da Investoren und Händler aufgrund der Unsicherheit in Bezug auf die Kostenentwicklung nur unzureichende Investitionsanreize in eine europäische PV-Wertschöpfungskette über mehrere Stufen haben“.

Mischsysteme aus europäischer und asiatischer Fertigung reduzierten die Mehrkosten und könnten somit wettbewerbsfähiger und sogar nach derzeitiger Formulierung des EU-Net Zero Industry Act unter bestimmten Bedingungen förderfähig sein.

Davon unberührt, erkennt der BSW Solar große Chancen „im Bereich der Spezial-Technologien“. Körnig verweist etwa auf ehemalige Nischenprodukte aus der bauwerkintegrierten PV oder Agri-PV. „Innovative Technologien wie Perovskit-Tandem-Module oder andere fortschrittliche Produkte im Bereich höchster Wirkungsgrade bieten zudem Marktchancen im Bereich der ,early adopter‘ (private Frühanwender - die Redaktion)“.

Aktuell scheint eine Renaissance des „Made in Germany“ in weiter Ferne. Körnig erinnert an eine Erhebung der Internationalen Energie-Agentur (IEA) von 2022, wonach China über 75 Prozent der weltweiten Modulfertigung, 85 Prozent der Zellfertigung und 97 Prozent der weltweiten Wafer-Fertigung verfügt: „Seitdem hat sich die Lage nicht verbessert.“

Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme listete im „Photovoltaics Report“ im Juli 2024 neun Modullieferanten in Deutschland. Körnigs Fazit: „Mehr als ein Dutzend Modulproduzenten dürfte es in Deutschland nicht mehr geben.“

Das für den Atlas verantwortliche Konsortium unter dem federführenden Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE (Fraunhofer ISE) hat einen Fokus in seiner Untersuchung auf den Kostenaspekt gelegt. Grüner Wasserstoff lässt sich dann günstig herstellen, sofern Ökostrom-Kraftwerke in der Nähe von Elektrolyseuren vorhanden sind. Der Norden Deutschlands verfügt hier über Standortvorteile, weil viel Windenergie vorhanden ist.

Sinnfrei wäre es nach Darstellung der Untersuchung, Elektrolyseure ohne Anbindung an das kommende Leitungssystem für Wasserstoff zu errichten. „Ideal sind Elektrolysestandorte häufig auf Arealen ehemaliger fossiler Kraftwerke oder Industrieparks, die über eine gut ausgebaute Infrastruktur verfügen“, sagt Jochen Behrens, Projektleiter am Fraunhofer ISE, dazu.

Entscheider und Investoren erhalten Wegweiser für die Planung

Wer sich auf die Projektseite der Analyse-Institute begibt, erkennt auf der Deutschland-Karte in Grüntönen gehaltene Punkte unterschiedlicher Größe. Sie symbolisieren die ungefähren Standorte für Elektrolyseure und deren ratsame Erzeugungskapazität. Ratsam auch im Sinne der Verwertbarkeit für diverse Industriebranchen und den öffentlichen Personennahverkehr. Die Analyse lässt sich für die Jahre 2025, 2030, 2035 und 2045 aufschlüsseln.

Am sukzessiv zu verwirklichenden Wasserstoff-Kernnetz empfiehlt der Atlas für das Jahr 2030 zum Beispiel einen Elektrolyseurstandort zwischen Varel und Oldenburg in Niedersachsen. Wer auf diesen Ort klickt, erhält diverse Berechnungen und Daten. So wäre hier eine Kapazität von gut 3.100 MW denkbar, mit einer Produktion von gut 207.000 Tonnen Wasserstoff im Jahr und zu mittleren Gestehungskosten von 4,8 Euro je Kilo. Der jährliche Energiebedarf beträgt hier 12,6 Milliarden kWh, die zu 30 Prozent aus regionaler Entstehung stammen können.

Auch die Potenziale für Abwärme und Sauerstoff haben die Unternehmen und Forschungseinrichtungen untersucht. Diese seien zwar realisierbar, aber für die Standortwahl nicht entscheidend, heißt es in einer Mitteilung des Franhofer ISE.

Mit ihrem Wasserstoff-Atlas, den der Bund mit rund 2,5 Millionen Euro gefördert hat, wollen die Beteiligten Projektierern, Energieversorgern, Kommunen und Behörden zuarbeiten. „Der Atlas schafft eine fundierte Grundlage für die ganzheitliche Projektplanung, (…) um systemdienliche und kosteneffiziente grüne Wasserstoffprojekte in Deutschland erfolgreich umzusetzen“, so Kim Kanitz, Projektingenieurin beim ebenfalls eingebundenen Energieversorger Green Planet Energy.

Am Projekt nahmen ferner die Hochschule Flensburg, die Rheinland-Pfälzische Technische Universität Kaiserslautern-Landau, der Deutsche Wasserstoff-Verband, das auf den Einsatz von Wasserstoff spezialisierte Ingenieurbüro Planet und Greenventory, ein Spin-Off des Fraunhofer ISE und des Karlsruher Institut für Technologie, teil.

Der Wasserstoff-Atlas ist im Internet zu finden.

Raghavendra Vaidya wechselt von einem Daimler-Truck-Standort im indischen Bangalore in den Speckgürtel von Stuttgart. Aktuell ist er dort noch als Managing Director und Chief Executive Officer verantwortlich für das Daimler Truck Innovation Center India (DTICI). Sein Einstieg in den Konzern ist auf das Jahr 2016 datiert, als er nach einigen Stationen bei General Electric Senior Vice President-IT bei Mercedes-Benz Research and Development India wurde.

Andreas Gorbach, Vorstandsmitglied der Daimler Truck AG und Verantwortlicher für Truck Technology, würdigt Marcus Claesson in der Mitteilung für das Meistern einer „Herkules-Aufgabe“. Dieser habe große Transformationsschritte ausgelöst, indem er bei Daimler Truck als Ausgründung der ehemaligen Daimler AG eine eigenständige IT etabliert hatte. Ihm sei die Fahrzeugkonnektivität über alle Marken hinweg gelungen, abzulesen an mehr als einer Million vernetzten Fahrzeugen.
Von Raghavendra Vaidya erwartet Andreas Gorbach, Daimler Truck „in eine sich schnell entwickelnde, datenbasierte Zukunft zu führen“. Der neue Mann verfügt über einen Bachelor-Abschluss in Maschinenbau und einen Master of Technology in Software-Systems. Daimler Truck baut Nutzfahrzeuge wie Lastwagen und Busse und ist ein Anbieter von Finanzdienstleistungen.
 

Trotz anspruchsvoller Marktbedingungen erzielte die Gasag-Gruppe im Geschäftsjahr 2024 einen Jahresüberschuss von 58 Millionen Euro. Dies gelang trotz eines gesunkenen Umsatzes, betonte Finanzvorstand Stefan Hadre. „Infolge milder Witterung, geringerer Verbräuche und eines gesunkenen Preisniveaus sank der Umsatz um 29 Prozent auf rund 1,6 Milliarden Euro“, erläuterte er. Besonders betroffen war der Bereich Gastransport und -vertrieb im ersten Halbjahr − bedingt durch einen Preisverfall von 46 auf 34 Euro/MWh binnen eines Monats.

Transformation läuft

Die wirtschaftlichen Zahlen stehen vor dem Hintergrund eines sich wandelnden Energiemarkts. Ihm begegne die Gasag mit einer gezielten Transformation, unterstrich Vertriebsvorstand Matthias Trunk. „Der Bedarf an dezentralen, verlässlichen und klimafreundlichen Energielösungen ist enorm – sowohl bei privaten als auch gewerblichen Kunden“, sagte er.

Die Gasag biete bereits komplette Quartierslösungen mit Abwärmenutzung, saisonalen Speichern und Wärmepumpen an, verknüpft mit digitalem Energiemanagement. „In einer dynamischen Marktumgebung ist unsere Fähigkeit zur schnellen Umsetzung und technischen Integration ein klarer Wettbewerbsvorteil“, sagte Trunk. Dafür werde die Gasag nach dem Elektrohandwerk in diesem Jahr auch Teil des Sanitär-, Heizungs- und Klimahandwerks, kündigte Trunk an.

Wasserstoffnetz wird angeschlossen

„Mit dem wirtschaftlichen Erfolg als Basis treiben wir die Energiewende in der Hauptstadtregion aktiv voran. Wir setzen dezentrale Energielösungen mit Vorbild-Charakter um und arbeiten am Berliner Teil des deutschlandweiten Wasserstoffkernnetzes“, sagte Friedrichs. Im Juli 2026 soll der Anschluss Berlins an das Wasserstoffkernnetz der Gascade-Leitung von der Ostsee erfolgen. Man könne zukunftsfähige, effiziente Lösungen für urbane und ländliche Räume bieten, unterstrich er mit Blick auf Brandenburg. Hier gibt es Beteiligungen und Kooperationen mit Stadtwerke und Kommunen.
 
Dekarbonisierung und Digitalisierung müssten dem Ziel einer bezahlbaren Energieversorgung dienen, so der Vorstand. Die hohen Investitionen in die Infrastruktur seien technologisch anspruchsvoll und erforderten auch eine erhebliche Kapitalbindung über viele Jahre, sagte Hadre. Die Gasag erhöhte ihre Investitionen 2024 um 17 Prozent auf 133 Millionen Euro. Rund 75 Prozent der Mittel, rund 100 Millionen Euro, flossen 2024 in CO2-reduzierende Projekte wie grüne Wärmelösungen, Quartierskonzepte, erneuerbare Erzeugung und Infrastruktur für grünen Wasserstoff.

In den kommenden Jahren plant die Gasag, ihre jährlichen Investitionen zu verdoppeln. Dies fließe auch in eigene erneuerbare Stromerzeugung. So entstehe in Mallnow (bei Frankfurt/Oder) gemeinsam mit Edisnatur ein Windpark mit 28 MW Leistung, der Mitte 2025 in Betrieb gehen soll. In Wittstock werde ein Solarpark mit bis zu 370 MW am Autobahnrand geplant. In Berlin fließen Investitionen in Erdwärme- und Abwärmelösungen, Wärmenetze sowie digitale Anwendungen für die Wohnungswirtschaft.

Energiepolitik als strategischer Rahmen

Auch auf Bundesebene setze der Koalitionsvertrag wichtige Impulse, sagte Friedrichs. Er hofft auf eine Entlastung bei den Energiepreisen zur Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit der Industrie und zur Förderung marktwirtschaftlicher und dezentraler Transformationspfade. Die Gasag begrüße, dass die Klimaschutzziele von der neuen Bundesregierung bestätigt wurden, insbesondere die Klimaneutralität bis 2045, was nur noch 20 Jahre Zeit gibt für die Transformation in Deutschland.

Friedrichs hofft auf Maßnahmen zur Entbürokratisierung und für Genehmigungen, um schneller voranzukommen bei der Energiewende. Er erwarte keine Rücknahme des Gebäudeenergiegesetzes (GEG), das eigentlich den richtigen Rahmen für die Wärmewende setze. Die neue Bundesregierung werde allenfalls „Erleichterungen auf der Zeitachse und bei den Vorgaben“ einführen, erwartet der Gasag-Chef.
Kennzahlen der Gasag-Gruppe

	2023	2024
Umsatz	2,277 Mrd. Euro	1,625 Mrd. Euro
Ebitda	217 Mio. Euro	194 Mio. Euro
Jahresüberschuss	67 Mio. Euro	58 Mio. Euro
Investitionen	113 Mio. Euro	133 Mio. Euro

Ebenfalls negativ wirkte sich die milde Witterung aus. Das Konzern-Jahresergebnis belief sich auf 128,3 Millionen Euro (Vorjahr: 152,6 Millionen Euro). Das operative Ebit betrug im vergangenen Geschäftsjahr 150,5 Millionen Euro und liegt damit unter dem Wert des Vorjahres mit 126,7 Millionen Euro.

Einen Teil zum Ergebnisanstieg hat der letzte von SWB betriebene Kohlekraft­werksblock in den Monaten bis zu seiner Stilllegung Ende April 2024 beigetra­gen. Auch die gestiegenen Investitionen in die Stromnetze zahlten sich ergebnisseitig weiterhin aus. Zudem konnte die SWB Rückstellungen auflösen, die sie in den Vorjahren zur Risikovorsorge gebildet hatte.

Der fortgesetzte solide wirtschaftliche Kurs stellte auch 2024 eine stabile Basis dar, um den Auftrag der Grundversorgung für Bremen und Bremerhaven mit möglichst geringen Preisrisiken zu erfüllen, so der Versorger in seiner Mitteilung weiter. Die Marktanteile bei den Haushalten in Bremen lagen 2024 in der Sparte Strom mit 81 Prozent (Vorjahr: 84 Prozent) und in der Erdgassparte mit 78 Prozent (83 Prozent) zwar unterhalb des Vorjahresniveaus, jedoch immer noch höher als vor der Energiekrise.

Hohe Investitionen in den Ausbau der Infrastrukturen

Mit 186,6 Millionen Euro hat die Bremer SWB das Investitionsniveau des Vorjahrs um rund 14 Millionen Euro unterschritten (200,1 Mio. Euro). Das Unternehmen wolle aber den eingeschlagenen Weg fortsetzen. „Unser hohes Investitionsniveau halten wir zum einen, um das Ziel der Klimaneutralität 2035 zu erreichen, zum anderen, um die Zukunftsfähigkeit der Netze sicherzustellen. Dazu investieren wir in den nächsten fünf bis acht Jahren unteranderem etwa eine halbe Milliarde Euro in den Aus- und Neubau von Umspannwerken“, sagt Karsten Schneiker, Vorstand Technik.

Bis zur Fertigstellung der Umspannwerke ab 2029 werden jedoch in großer Zahl beantragte Großverbraucher wie etwa Batteriespeicher und Rechenzentren vorübergehend – wie in anderen Städten auch – nur einen bedingten Netz­anschluss erhalten können. 

Insgesamt rund drei Milliarden Euro will SWB in den kommenden zehn Jahren vor allem in die Infrastrukturen im Land Bremen investieren. „Unser Fokus liegt aktuell auf dem Ausbau und der Erneuerung von Wärme- und Stromnetzen. Ähnlich wie im Vorjahr haben wir 2024 wieder dreistellige Millionenbeträge in diese Mammutaufgabe investiert. Schauen wir aktuell auf das Geschäftsjahr 2025, erwarten wir ein Ergebnis auf dem Niveau des Vorjahrs“, sagen Karsten Schneiker und Gunnar Geise, das Vorstandsteam der SWB AG.

Die breit aufgestellte Unternehmensstruktur trug nach Einschätzung der TWS dazu bei, das Ergebnis trotz Umsatzrückgangs nahezu stabil zu halten. „Wir haben das Vorjahresergebnis fast erreicht und liegen sogar über Plan“, wird Geschäftsführer Andreas Thiel-Böhm zitiert.

Die Gesellschafter – die Städte Ravensburg (42,7 ​Prozent) und Weingarten (32,2 ​Prozent) sowie die EnBW (25,1 Prozent) – erhalten eine Ausschüttung von insgesamt rund 5 Millionen Euro, anteilig gemäß ihrer Beteiligungsverhältnisse.

Im Jahr 2024 erzeugte die TWS nach eigenen Angaben 75,7 Millionen kWh Ökostrom. Diese Menge reicht bilanziell aus, um alle Tarifkunden des Unternehmens zu versorgen. Die Zahl der Stromkunden stieg verglichen zum Vorjahr um 3,4 Prozent.

Zum Erzeugungsportfolio gehören sieben eigene Windparks mit insgesamt 18 Windenergieanlagen, zwei Freiflächen-Photovoltaikanlagen sowie zahlreiche Dachanlagen. Zudem betreibt die TWS zwei Biomethan-Blockheizkraftwerke und eine Wasserkraftanlage. Darüber hinaus ist das Unternehmen an Windparkprojekten an Land und auf hoher See beteiligt.

Ausbau der Bürgerbeteiligung

Im Fokus der Investitionstätigkeit stand im Geschäftsjahr 2024 insbesondere die Netzinfrastruktur. Die TWS Netz investierte über 30 Prozent mehr als im Vorjahr in den Ausbau von Strom-, Wasser- und Fernwärmenetzen sowie in Energiemanagementsysteme.

Am Unternehmenssitz in Ravensburg entsteht derzeit ein Erweiterungsbau mit neuer Leitstelle und Rechenzentrum, die nach Unternehmensangaben hohe Anforderungen an die Informationssicherheit erfüllen sollen.

Zur Finanzierung dieser Maßnahmen nutzte die TWS erneut das Instrument der Bürgerbeteiligung über Genussrechte. Im Jahr 2024 wurde die vierte Tranche in Höhe von 15 Millionen Euro aufgelegt. Insgesamt beteiligen sich aktuell 1.235 Zeichner auf diesem Weg am Unternehmen.

Auch der Fernwärmeausbau wurde weiter vorangetrieben. Das Netz wuchs im Jahr 2024 um über 20 Prozent auf eine Gesamtlänge von 36,5 Kilometern – der bislang größte Zubau innerhalb eines Jahres. Allein in der Altstadt von Ravensburg investierte die TWS 4,5 Millionen Euro in den Ausbau der Leitungen und Heizzentralen.

„Der beschleunigte Ausbau der Netz- und Ladeinfrastruktur sowie der erneuerbaren Energien hat für uns weiterhin oberste Priorität“, sagt Geschäftsführer-Kollege Helmut Hertle. Man wolle dazu beitragen, dass Baden-Württemberg „bis 2040 klimaneutral sein kann“.

Das ungewöhnlich schwache Winddargebot zu Jahresbeginn wirkte sich auf das Offshore-Wind-Segment aus. Auch fielen gesunkene Energiepreise ins Gewicht. Das bereinigte Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (Ebitda) lag von Januar bis März bei 1,31 Milliarden Euro, nach 1,71 Milliarden Euro im Vorjahr. Analysten hatten im Konsens mit 1,32 Milliarden Euro gerechnet.
Im Offshore-Windbereich sank das bereinigte Ebitda auf 380 Millionen Euro von 548 Millionen Euro zum Vorjahresquartal. Als Hauptursache nennt RWE Erlöseinbußen aufgrund ungünstiger Windverhältnisse. Zudem belasteten rückläufige Preise und Margen aus Stromverkäufen über Terminmärkte.

Das Segment Onshore Wind/Solar entwickelte sich trotz ebenfalls schwacher Windverhältnisse positiv: Der Gewinn stieg auf 496 Millionen Euro von 341 Millionen Euro zum Vorjahreszeitraum. Wesentlicher Treiber war die Inbetriebnahme neuer Erzeugungsanlagen.

Im Bereich Flexible Erzeugung (Gas- und Wasserkraftwerke) normalisierte sich das Geschäft laut RWE gegenüber dem Vorjahr. Das Ergebnis ging auf 376 Millionen Euro von zuvor 552 Millionen Euro zurück, liegt aber im Rahmen der Erwartungen.
Schwach fiel das Ergebnis im Energiehandel aus: Das bereinigte Ebitda sank von 251 Millionen Euro im Vorjahr auf nur 15 Millionen Euro. Für das Gesamtjahr 2025 rechnet RWE in diesem Segment trotzdem mit einem Ergebnis zwischen 100 und 500 Millionen Euro.

Trotz des Rückgangs im Auftaktquartal hält RWE an den Zielen für das Gesamtjahr fest. Finanzvorstand Michael Müller erklärte: „Nach einem soliden Start ins Jahr bekräftigen wir unsere Ergebnisprognose für das Gesamtjahr 2025.“ Erwartet wird ein bereinigtes Ebitda im Bereich von 4,55 bis 5,15 Milliarden Euro. Der bereinigte Nettogewinn soll zwischen 1,3 und 1,8 Milliarden Euro liegen, und damit deutlich unter dem Vorjahreswert von 2,3 Milliarden Euro.

Im ersten Quartal 2025 hat RWE nach eigenen Angaben rund 600 MW neue Erzeugungsleistung in Betrieb genommen. Der Ausbau des Portfolios verlaufe im Zeit- und Budgetrahmen. Für 2025 und 2026 plant das Unternehmen die Fertigstellung von insgesamt 8.000 MW neuer Leistung, darunter der Offshore-Windpark Sofia in Großbritannien.

Steffens bringt über zwei Jahrzehnte Erfahrung in der Energiewirtschaft mit. Zuletzt war er bei den Stadtwerken München als Projektleiter für technische Großprojekte zur Energie- und Wärmewende tätig. 

Zuvor leitete er mehr als zehn Jahre lang als Geschäftsführer verschiedene kommunale Energieunternehmen. Zu seinen beruflichen Stationen zählen unter anderem die Stadtwerke Fürstenfeldbruck, das Regionalwerk Bodensee sowie die Badische Energie-Servicegesellschaft.
In seiner neuen Rolle unterstützt Steffens kommunale Versorger, Netzbetreiber und Energiedienstleister bei der Besetzung von Schlüsselpositionen sowie bei strategischen Fragen rund um Führung, Kultur und Struktur. Birn + Partners ist ein internationales Personalvermittlungs- und Beratungsunternehmen.
 

Strom: Tendenziell leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Donnerstag präsentiert. Der Day-Ahead allerdings gewann wegen der für den Freitag erwarteten geringeren Erneuerbareneinspeisung im Base 7,25 auf 73,75 Euro/MWh und im Peak 12,25 auf 40,00 Euro/MWh. Börslich wurde der Day-Ahead mit 73,40 Euro in der Grundlast und 39,56 Euro in der Spitzenlast ermittelt. Für die Zeit von 11 bis 16 Uhr waren auf Stundenbasis im Börsenhandel leicht negative Preise angefallen.

Die Meteorologen von Eurowind rechnen für den Freitag mit einem Erneuerbarenaufkommen im Base von nur noch 25,1 GW gegenüber 30,9 GW am Berichtstag. An den Folgetagen dürften die Beiträge von Wind und Solar noch etwas weiter zurückgehen. Die Last vermindert sich laut den Berechnungen von MBI Research am Freitag von 52,4 GW am Berichtstag auf 51,5 GW. Am langen Ende verlor das Stromfrontjahr 0,31 auf 88,10 Euro.

CO2: Etwas leichter haben sich die CO2-Preise am Donnerstag gezeigt, die sich damit der Tendenz bei Strom anschlossen. Der Dec 25 notierte gegen 14.02 Uhr mit einem Minus von 0,39 auf 71,94 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt moderate 14,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 72,83 Euro, das Tief bei 71,20 Euro. Laut dem Expertenrat für Klimafragen (ERK) sind die CO2-Emissionen in Deutschland um 3,4 Prozent gesunken. 77 Prozent des Rückgangs entfielen auf den Energiesektor. Bernadett Papp, Head of Market Analysis von Pact Capital, sieht eine Unterstützung für den Dec 25 bei 70,69 Euro, dann bei 69,40 Euro und 68,14 Euro. Einen ersten Widerstand hat die Analystin bei 72,37 Euro ausgemacht, danach folgen Marken bei 74,23 Euro und 75,17 Euro.
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben sich am Donnerstag wenig verändert gezeigt. Bis gegen 14 Uhr gewann der TTF-Frontmonat 0,095 auf 34,925 Euro/MWh. Am deutschen THE indessen wurden unverändert 35,550 Euro gesehen. Der Gasflow aus Norwegen betrug am Berichtstag laut dem Fernleitungsnetzbetreiber Gassco rund 302,7 Millionen Kubikmeter, ein deutliches Minus im Vergleich zum Vortageswert von 315,9 Millionen Kubikmetern.

Zu den verminderten Lieferungen haben ungeplante Wartungsarbeiten beigetragen, die die norwegische Kapazität um insgesamt 22,1 Millionen Kubikmeter verminderten. Hoffnungen auf ein rasches Ende des Ukrainekriegs sollten sich weitgehend verflüchtigt haben, nachdem Russland nur eine nachrangige Delegation nach Istanbul zu den Friedensgesprächen geschickt hatte. Bearishe Impulse dürften weiter von der Zurückhaltung asiatischer Adressen bei LNG-Käufen ausgehen. Diese spekulierten auf nachgebende Preise, hieß es.