Dies war jedenfalls in Münster herauszuhören, wo am 27. Mai zwei Windkraftunternehmen aus Nordrhein-Westfalen vor dem Oberverwaltungsgericht gerne die Planungen des jeweils anderen lahmgelegt hätten. Ihren Zank hatten Westfalenwind aus Paderborn und Winterscheid Energy aus Bad Laasphe, eine Tochter der Wittgenstein-Gruppe um Ludwig-Ferdinand Prinz zu Sayn-Wittgenstein-Berleburg, vor die höchste NRW-Instanz getragen.

Kurioserweise konnten die Streithähne sich nicht gegenseitig verklagen, dafür brauchten sie einen Umweg. Als Schuldigen ausgemacht hatten sie den Kreis Siegen-Wittgenstein. Dieser hatte als Genehmigungsbehörde beiden Unternehmen in den Jahren 2023 und 2024 grünes Licht für benachbarte Windparks im Südwesten Bad Berleburgs erteilt. Westfalenwind darf auf den bewaldeten Höhen 19 Anlagen errichten, Winterscheid Energy vier.

Neuer Anlagentyp könnte Firma das Vorrecht des Platzhirschen kosten

Westfalenwind will demnach einheitlich Vestas-Anlagen des Typs V-172 (7,2 MW, 261 Meter Gesamthöhe) bauen, Winterscheid Energy variiert zwischen V-136 und V-172 (bis 250 Meter Höhe) aus dem Hause der Dänen. Das Problem dabei: Jeweils zwei Turbinen der Firmen rücken in einem Gebiet am Berg Winterscheid sehr dicht aneinander heran. Die benachbarten Maschinen stehen in einem Abstand von 260 bis 315 Metern zueinander, das ist weniger als das Zweifache der Anlagenhöhe.

Und je dichter sie beieinander stehen, desto eher können sie störende Wirkungen aufeinander ausüben. Sie verstärken den entstehenden Lärm und können physikalisch auf die umstehenden Turbinen einwirken. Die Luftverwirbelungen (Turbulenzen) haben im schlechtesten Fall negative Folgen für die Standsicherheit.

Die Hoffnung der Antipoden war: Wer mit seinen Plänen nun zuerst beim Kreis vorstellig geworden war, könnte die unliebsamen Nachbarn aus dem Weg räumen. Dafür klagten beide Seiten auf Rücknahme der Genehmigung für den „fremden“ Windpark. Komplett. Das Oberverwaltungsgericht sollte jetzt entscheiden, welche Planung Vorrecht genießt.

Leicht machte es sich der 22. Senat, seinerzeit eigens für die ausufernde Anzahl von Windenergie-Fällen in NRW eingerichtet, dabei nicht. Der Vorsitzende Richter Hans-Joachim Hüwelmeier ließ durchblicken, dass er eine Revision vor dem Bundesverwaltungsgericht erwarte. Denn die sogenannten Windhundrennen um Windkraft-Flächen haben ihre Tücken im Detail.

Und das Detail im vorliegenden Fall liegt in den Änderungsgenehmigungen. Eigentlich war Westfalenwind mit den eingereichten, prüffähigen Unterlagen beim Kreis Siegen-Wittgenstein schneller. Allerdings wechselte das Unternehmen „unterwegs“ den Anlagentyp, weil die ursprünglich vorgesehenen Maschinen des kriselnden Herstellers Siemens Gamesa nicht länger im Angebot waren.

Für die neuen Maschinen erteilte der Kreis ebenfalls die Genehmigung, allerdings naturgemäß nach einer gewissen Zeit – da hatte Winterscheid Energy bereits den Segen für den eigenen Windpark erhalten. Der Windkraft-Senat am OVG Münster ließ erkennen, dass er bei einem möglichen Urteil dazu neigen würde, die Änderungen an den Westfalenwind-Anlagen als erheblich einzustufen. Konkret sind die ausgesuchten Vestas insgesamt elf Meter, die Naben zehn Meter höher, die Rotoren umspannen zwei Meter mehr, und die Kapazität ist um 0,6 MW größer.

OVG rüffelt Behörde wegen zu einfacher Genehmigung

Dies allein, so Richter Hüwelmeier, hätte den Kreis Siegen-Wittgenstein eigentlich veranlassen müssen, die Änderungsgenehmigung nicht so ohne Weiteres erteilen zu dürfen. Denn die Frage der erhöhten Gefahr für Nachbaranlagen durch stärkere Turbulenzen sei wichtig, welches Ergebnis neue Berechnungen oder Gutachten auch immer erbracht hätten. So oder so hätte Westfalenwind die Pole-Position, das Vorrecht für den Bau aller Anlagen, verloren.

Für das Gericht stand gleichzeitig fest, dass mit Konflikten zwischen wenigen Anlagen nicht gleich ein ganzer Windpark abzulehnen sei. Dafür stehen die weiteren Turbinen viel zu weit auseinander. In der Konsequenz hätte die Auffassung des Gerichts bedeutet, dass Westfalenwind für zwei von 19 Anlagen die Genehmigung entzogen worden wäre – unter dem Vorbehalt einer möglichen Revision wohlgemerkt.

Es kam in Münster allerdings zu einem salomonischen Ergebnis: Die Widersacher verständigten sich in einem Vergleich darauf, jeweils auf eine Anlage zu verzichten. Die am nächsten zueinander liegenden Turbinen, eine V-172 von Westfalenwind und die einzige V-136 von Winterscheid Energy, werden in Bad Berleburg nicht entstehen.

Letzte Hürde: Westfalenwind muss aufgrund einer Vielzahl von Gesellschaftern in der Projektgesellschaft erst noch das Ja-Wort aller Beteiligten einholen. Dafür bleibt bis zum 11. Juni Zeit. Widerruft die Firma den Vergleich, muss das OVG ein Urteil fällen. Dann wäre über den Wipfeln von Bad Berleburg doch noch keine Ruh’.

Der Anteil der Erneuerbaren am Bruttostromverbrauch stieg laut Bericht von 89,9 Prozent im Jahr 2022 auf 102,3 Prozent im Jahr 2024. Auch der Anteil am Erzeugungsmix kletterte demnach von 61,6 Prozent (2022) auf 77,6 Prozent. Damit entfielen mehr als drei Viertel der Stromproduktion auf regenerative Quellen. Der Minister lässt sich in einer Mitteilung seines Hauses zitieren, dass dieser Wert erreicht wurde, obwohl 2024 ein unterdurchschnittliches Sonnen- und ein durchschnittliches Windjahr gewesen sei.

Meyer erklärte: „Das Jahr 2024 war ein wirklich gutes Jahr für die Energiewende in Niedersachsen. Wir haben noch nie so viel grünen Strom produziert wie im vergangenen Jahr.“ Besonders hob der Minister die Reduktion der energiebedingten CO2-Emissionen hervor: Diese seien gegenüber 2022 um 10,9 Prozent gesunken – laut Landesregierung der stärkste Rückgang innerhalb weniger Jahre seit 1990.

Stromexporte trotz Atomausstieg

Nach Berechnungen des Instituts für Energie (IE) in Leipzig nahm die Stromerzeugung aus Kohle und Gas in Niedersachsen weiter ab. Während 2023 noch 5,14 TWh Strom aus Kohle erzeugt wurden, waren es 2024 nur noch 4,14 TWh. Auch die Erzeugung aus Erdgas ging um 1,44 TWh auf 9,97 TWh zurück. Dieser Rückgang wird unter anderem mit der Inbetriebnahme neuer Wind- und PV-Anlagen sowie dem Rückbau fossiler Kraftwerkskapazitäten wie dem Kohlekraftwerk Mehrum (750 MW) begründet, das im Frühjahr 2024 vom Netz ging.

Der Anteil der erneuerbaren Energien in Niedersachsen sei weiter gestiegen und habe dafür gesorgt, dass in Überschusszeiten vermehrt Kohle- und teilweise auch Gaskraftwerke vom Netz genommen werden konnten. Hinzu kommt, dass Niedersachsens Überschussstrom aus Erneuerbaren auch zum bundesweiten Erreichen der Klimaziele beiträgt.

Bemerkenswert ist laut Bericht auch der Stromexport: Mit 16,2 TWh wurde ein erheblicher Teil des in Niedersachsen erzeugten Stroms in andere Bundesländer geliefert. Dabei verweist das Land darauf, dass die Atomkraftwerke Lingen und Grohnde bereits 2022 vom Netz gegangen sind, zuvor aber noch 22,45 TWh zur Stromerzeugung beigetragen hatten.

Minister Meyer forderte von der Bundesregierung Planungssicherheit für den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien: „Es darf jetzt keinen Fadenriss oder Unsicherheiten bei der Förderung und den Ausbauzielen geben.“ Die heimischen Erneuerbaren seien günstiger und klimafreundlicher als fossile Energieimporte, so Meyer. Und er fügte hinzu: „Wenn wir die Klimaziele erreichen wollen, brauchen wir nicht mehr fossiles Gas, sondern den konsequenten Gasausstieg und den Umstieg auf erneuerbare Wärme und grünen Wasserstoff.“
 Den wachsenden Bedarf an Strom durch die Elektrifizierung der Sektoren und industrieller Prozesse könne Niedersachsen bereits rechnerisch aus regenerativen Quellen decken. Voraussetzung sei jedoch ein beschleunigter Ausbau der Erzeugungs-, Speicher- und Netzinfrastruktur. Mit Infrastrukturprojekten wie Südlink sollen künftig große Mengen Windstrom aus Niedersachsen in andere Regionen Deutschlands transportiert werden, um dort fossile Reservekapazitäten zu ersetzen.

Der Energiewendebericht 2024 steht auf der Internetseite des niedersächsischen Umweltministeriums zur Verfügung.

Als „sehr vage“ hatte die Deneff bereits zuvor die Ankündigung im Koalitionsvertrag moniert. Dort steht, dass „erreichbare CO2-Vermeidung“ zentrale Steuerungsgröße werden solle. Die Initiative befürchtet, dass es zu „Rollbacks bei bewährten Effizienzstandards und Zielen im Energieeffizienzgesetz“ kommen könnte.

Die Vorgabe im Energieeffizienzgesetz sei vollkommen zu Unrecht in das Visier des Bürokratieabbaus geraten, betont der Verband nun in einer Mitteilung vom 27. Mai. „Es kann nicht sein, dass wir autokratischen Regimen weiter zig Milliarden für vermeidbare Energieimporte überweisen – nur weil wir unsere Effizienzpotenziale unerkannt und ungenutzt lassen“, erklärt Tatjana Ruhl, Leitung Dekarbonisierung der Industrie bei der Deneff. Energiemanagement sei eine unverzichtbare Voraussetzung für Deutschland und Europa, um wirtschaftlich und klimapolitisch unabhängig zu werden.

EU-Vorgaben setzen Handlungsdruck

Die Deneff weist zudem darauf hin, dass die bisherigen Maßnahmen zur Umsetzung der EU-Energieeffizienzrichtlinie hierzulande nicht ausreichen. Christian Noll, geschäftsführender Vorstand der Deneff, betont: „Deutschland steht kurz vor einem Vertragsverletzungsverfahren in Bezug auf die EU-Energieeffizienzrichtlinie. Die eigenen nationalen Maßnahmen, die Deutschland bislang nach Brüssel gemeldet hat, reichen bei Weitem nicht aus“. Deshalb brauche es politische Rückendeckung für erfolgreiche Maßnahmen wie Energiemanagement. 

Auch die Unternehmen würden davon profitieren. Laut Berechnungen der Hochschule Niederrhein liegt das wirtschaftlich erschließbare Einsparvolumen in der deutschen Wirtschaft bei rund 410 Milliarden kWh – davon 162 Milliarden kWh mit einer Amortisationsdauer von unter drei Jahren. Das entspricht laut dem Verband möglichen Energiekosteneinsparungen von bis zu 25 Milliarden Euro jährlich. Mit dem genauen Wissen, wo diese Potenziale individuell im Unternehmen liegen, könnten dann beispielsweise Anlagen bedarfsgerecht gesteuert, veraltete Technik getauscht, Abwärmeverluste reduziert oder wiederverwendet werden.

EnMS nach ISO 50001 sind in Deutschland außerdem seit Jahren verbreitet, insbesondere bei Unternehmen mit einem Energieverbrauch ab 5 Millionen kWh. In der internationalen ISO-Statistik führt Deutschland die Liste der zertifizierten Unternehmen an. Nach Angaben der Deneff nutzen mittlerweile auch viele mittelständische Betriebe ein EnMS.

Die Reduktion von 90 Prozent sollte dabei als Untergrenze und nicht als Obergrenze für den Ehrgeiz betrachtet werden, fordern die Unterzeichner weiter. „Der Emissionsminderung sollte absolute Priorität eingeräumt werden, wobei Maßnahmen zur verstärkten Dekarbonisierung aller Wirtschaftssektoren, zur Beschleunigung des Übergangs zu sauberer Energie und zur Steigerung der Energieeffizienz zu ergreifen sind.“ Zu den Unterzeichnern zählen unter anderem SAP, die Otto-Gruppe und die Allianz. 

Noch kein verbindliches Ziel bis 2040 

Bislang gibt es die festgeschriebenen Ziele in der EU, die CO2-Emissionen bis 2030 um 55 Prozent gegenüber 1990 zu senken und bis 2050 klimaneutral zu werden − also nicht mehr Treibhausgase auszustoßen als wieder gebunden werden können. Ein verbindliches Zwischenziel für 2040 gibt es noch nicht. Im vergangenen Jahr empfahl die EU-Kommission eine Minderung, um mindestens 90 Prozent im Vergleich zu 1990 festzulegen. Der Gesetzesvorschlag der Behörde dazu wird bis zur Sommerpause erwartet, darüber muss dann von den EU-Ländern und dem Europaparlament verhandelt werden. 

Einige im Europaparlament und unter den EU-Staaten finden eine Minderung um 90 Prozent bis 2040 zu ehrgeizig. Aus EU-Kreisen heißt es, die Kommission wolle zwar an der 90-Prozent-Vorgabe festhalten − gleichzeitig aber mehr Flexibilität schaffen, um sie zu erreichen. Dazu zählt etwa die Anerkennung von Klimazertifikaten aus Nicht-EU-Ländern.

 
Steuern, Abgaben und Umlagen für Haushaltskunden betragen nach Angaben des BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft derzeit 12,71 Ct/kWh und sind anders als Netzentgelte, Beschaffungs- und Vertriebskosten höher als im Vorjahr. Sie bilden 32 Prozent des Gesamtstrompreises. Weitere Fakten und Daten finden Interessierte auf der Seite des BDEW.

Im Fokus stehen Patentanmeldungen und politische Maßnahmen in China, Japan, Südkorea, Europa und den USA. Die Forscher kommen zu dem Schluss, dass Europa und die USA im internationalen Wettbewerb den Anschluss zu verlieren drohen. Die Studienergebnisse unterstreichen die wachsende Kluft im globalen Innovationswettbewerb. Während asiatische Länder ihre Innovationspolitik strategisch auf den künftigen Bedarf ausrichten, laufen Europa und die USA Gefahr, technologisch ins Hintertreffen zu geraten – mit potenziellen Auswirkungen auf zentrale industriepolitische Ziele.

Technologiefelder verglichen

Die Analyse unterscheidet zwischen zwei Technologiefeldern: Hochenergetische Batterien mit hoher Energiedichte für leistungsstarke Anwendungen und kostengünstigere Batterien mit geringerer Performance für preissensible Einsatzgebiete. Asiatische Länder – vor allem China, Japan und Südkorea – setzen laut der Studie konsequent auf die Entwicklung zukunftsfähiger Technologien. Im Gegensatz dazu konzentrieren sich Europa und die USA vor allem auf Innovationen innerhalb der etablierten Lithium-Ionen-Technologie.
 China verfolge dabei einen doppelten Innovationsansatz: Es investiert sowohl in leistungsstarke als auch in günstige Speicherlösungen. Japan und Südkorea setzen hingegen auf eine Spezialisierung bei hochenergetischen Batterien. Europa und die USA fokussieren sich dem Forschungsteam zufolge vor allem auf Optimierungen entlang bestehender Wertschöpfungsketten der Lithium-Ionen-Technologie. Diese strategische Ausrichtung könne langfristig zu einem technologischen Nachteil werden.

Empfehlungen für die Forschung

„Europa und die USA sollten ihre Investitionen in zukünftige Batteriewertschöpfungsketten jetzt zügig hochfahren und den Wissens- und Technologietransfer mit führenden Batterieentwicklern und -herstellern aus Asien fördern“, sagt Prof. Stephan von Delft, Wirtschaftschemiker an der Universität Münster. Die technologische Autonomie und Wettbewerbsfähigkeit des Westens stehe auf dem Spiel – insbesondere, wenn asiatische Länder ihre Innovationsführerschaft weiter ausbauen.

Laut der Untersuchung geben sowohl die Anzahl als auch die Qualität von Patenten Aufschluss über die Innovationskraft eines Landes. Nationale Förderprogramme und politische Schwerpunktsetzungen prägen darüber hinaus die strategische Ausrichtung in der Batterieforschung. „Zusammen eignen sich Patente und Innovationspolitik gut zur Bewertung der globalen Positionierung in Batterietechnologien“, erläutert André Hemmelder, Doktorand an der Universität Münster und Erstautor der Studie.

Die Studie „The geostrategic race for leadership in future electric vehicle battery technologies“ steht in englischer Sprache im Internet zur Einsicht bereit.

Zuvor hatte es bereits zwei öffentliche H2-Tankstellen für Pkw in der Metropole gegeben, nämlich von Air Liquide, eine davon seit 2019 an derselben Stelle am Standort einer Total-Energies-Tankstelle und die andere auf dem Henkel-Gelände in unmittelbarer Nähe des Autobahndreiecks Düsseldorf-Süd (A46/A59). Air Liquide ist einer der Konsorten von H2 Mobility und hat diese Tankstellen eingebracht.

Mit einer Tageskapazität von bis zu 5 Tonnen Wasserstoff bietet der neu-alte Standort eine vielfach höhere Leistung als herkömmliche Stationen der ersten Tankstellengeneration in Deutschland, heißt es in einer Mitteilung von H2 Mobility. So sei es möglich, bis zu drei Fahrzeuge gleichzeitig zu betanken, darunter Busse, Lkw sowie Pkw und leichte Nutzfahrzeuge. Es stehen Stutzen mit Drücken von 700 bar (Pkw), 500 bar und 300 bar zur Verfügung.

Frequenzbringer ÖPNV

Realisiert wurde das Projekt durch eine Partnerschaft zwischen H2 Mobility, den Stadtwerken Düsseldorf und der Rheinbahn. Der ÖPNV-Betreiber Rheinbahn bringt gleich zehn Brennstoffzellen-Linienbusse als Frequenzbringer, die nächsten zehn sind schon bestellt, die Flotte von fast 500 Bussen soll komplett auf Wasserstoff und Elektro umgestellt werden.

Im Rahmen des Nationalen Innovationsprogramms Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie Phase 2 (NIP2) wird es durch das Bundesverkehrsministerium (BMV) mit insgesamt gut 3,1 Millionen Euro gefördert.

Ebenfalls gefördert – mit einer Gesamtsumme von mehr als 1,2 Millionen Euro – wird der Bau eines 2-MW-Elektrolyseurs auf dem Betriebsgelände der Stadtwerke Düsseldorf in derselben Straße, der von 2026 an die Tankstelle via Pipeline mit Wasserstoff versorgen soll. Der Strom hierfür soll von einer Müllverbrennungsanlage (MVA) kommen.

Bis zur Inbetriebnahme des Elektrolyseurs soll die Tankstelle mit grünem Wasserstoff aus einer – in der Mitteilung von H2-Mobility nicht näher definierten – zertifizierten Quelle von einem anderen Ort aus versorgt werden.

​Parlamentarischer Staatssekretär anwesend

Die Tankstelle ist eine Schlüsselkomponente im Mobilitäts- und Klimaschutzkonzept der Landeshauptstadt, die bis 2035 klimaneutral werden möchte. „Die Eröffnung der leistungsstärksten Wasserstoff-Tankstelle Europas ist ein starkes Signal für den Hochlauf der Wasserstoffmobilität in Deutschland – und für das Zusammenspiel engagierter Partner vor Ort“, so kommentierte Christian Hirte, Parlamentarischer Staatssekretär beim BMV, die Inbetriebnahme. „Mit unserer Förderung setzen wir gezielt Impulse für den Aufbau regionaler Wasserstoff-Ökosysteme, die Innovationen ermöglichen, Wertschöpfung vor Ort schaffen und die technologische Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands stärken. Denn klar ist: Unsere Klimaziele erreichen wir nur mit Innovation, Infrastruktur und Zusammenarbeit – genau dafür steht dieses Projekt.“

Ladeplan war 2021 im nordrhein-westfälischen Paderborn gegründet worden und ist spezialisiert auf die datengetriebene Standortanalyse von Ladeinfrastruktur. Basierend auf Echtzeitdaten zur Auslastung bestehender Ladepunkte sowie diversen Umgebungs- und Standortfaktoren identifiziert Ladeplan mithilfe künstlicher Intelligenz optimale Standorte für einen effizienten Ausbau der öffentlichen Ladeinfrastruktur.

Dass „Ladeplan“ auf englisch „Charge Planner“ heißt, könnte ein Hinweis darauf sein, dass die Übernahme unter einem guten Stern steht: Das belgische Unternehmen, das auf eine zwölfjährige Erfahrung in der Standortanalyse für den Einzelhandel zurückblicken kann, hat nämlich seit 2023 ebenfalls eine E-Mobiltiy-Lösung im Portfolio. Ihr Name: „ChargePlanner“. 

„Beide Unternehmen haben seit Jahren dieselbe Vision: die Beschleunigung nachhaltiger Mobilität durch intelligente, datenbasierte Standortentscheidungen. Umso mehr freuen wir uns, diese Mission ab jetzt gemeinsam weiterzuverfolgen“, sagt Till Schlief, Mitgründer von Ladeplan.

Durch die Zusammenführung der belgischen und deutschen Teams sollen Retail Sonar zufolge neue Impulse in der Produktentwicklung, insbesondere im Bereich der Ladeinfrastruktur für elektrische Lkw entstehen. Bis 2040 erwarte man allein in Europa ein Investitionsvolumen von über 40 Milliarden Euro in diesen Bereich.

Einen maßgeblichen Einfluss auf die aktuelle Verbrauchsentwicklung hatte demnach die „Substitution der infolge ungünstiger Wetterverhältnisse eingeschränkten Stromerzeugung aus Wind und Wasser durch fossile Energieträger“. Der gegenüber der Nutzung erneuerbarer Energien geringere Wirkungsgrad thermischer Kraftwerke führte zu einer Erhöhung des Verbrauchs an Primärenergie, so die Ageb in ihrer Mitteilung. 

Einen weiteren Effekt hatte die im Vergleich zum Vorjahreszeitraum insbesondere im Februar deutlich kühlere Witterung, was eine erhöhte Nachfrage nach Wärme zur Folge hatte. Um diesen Witterungseffekt bereinigt, wäre der Energieverbrauch in den ersten drei Monaten des laufenden Jahres nur um 3,5 Prozent gestiegen. Einen verbrauchssenkenden Effekt hatte die weiterhin schwache wirtschaftliche Entwicklung. 

Von der unterschiedlichen Preisentwicklung bei den einzelnen Energieträgern gingen, so die Ageb, „differenzierte Impulse“ auf die Verbrauchsentwicklung aus: Gesunkene Einfuhrpreise für Rohöl begünstigten einen höheren Verbrauch im Verkehrssektor und veranlassten viele Verbraucher zur Aufstockung ihrer Heizölvorräte. Der im Vergleich zum ersten Quartal 2024 geringere Importpreis für Steinkohle verbesserte die Wettbewerbsposition der Kohle auf dem Strommarkt. Hingegen schlug sich der Anstieg der Erdgaspreise in höheren Wärme- und Produktionskosten sowie einem Anstieg der Strompreise nieder.

Kalte Witterung ließ Verbrauch von Erdgas steigen

Der durch ungünstige Wetterbedingungen verursachte Rückgang des Beitrags der Erneuerbaren zur Energieversorgung des ersten Quartals 2025 führte zu Veränderungen im Energiemix. Der Anteil des Erdgases erhöhte sich, die Kohlen verzeichneten stabile bis leicht steigende Anteile.
 
Der Erdgasverbrauch verzeichnete im ersten Quartal des laufenden Jahres einen Zuwachs um 11,6 Prozent. Die vor allem im Februar kalte Witterung ließ die Nachfrage nach Erdgas für Heizzwecke deutlich steigen. Auch der Einsatz von Erdgas zur Stromerzeugung stieg stark an und leistete damit einen Beitrag zum Ausgleich der gesunkenen Stromerzeugung aus Wind und Wasser. Industrien mit hohem Erdgasverbrauch trugen ebenfalls zum Verbrauchsanstieg bei.

Der Verbrauch an Steinkohle lag in den ersten drei Monaten rund fünf Prozent höher als im Vorjahreszeitraum. Der Einsatz von Steinkohle in Kraftwerken zur Stromerzeugung stieg infolge der rückläufigen Einspeisung aus Windenergieanlagen und Wasserkraftwerken um 33 Prozent. Der Absatz an die Eisen- und Stahlindustrie verminderte sich dagegen aufgrund der gesunkenen Roheisenproduktion um 14 Prozent.

Witterung sehr windarm und trocken

Im ersten Quartal 2025 stiegen die Stromimporte um mehr als 15 Prozent auf 19 Milliarden kWh. Dem standen Ausfuhren in Höhe von 16,2 Milliarden kWh (minus 5,6 Prozent) gegenüber. Der Importüberschuss betrug knapp 2,8 Milliarden.

Der Beitrag der erneuerbaren Energien lag im ersten Quartal 2025 insgesamt 3,2 Prozent niedriger als im Vorjahreszeitraum. Die windarme und trockene Witterung verminderte die Stromerzeugung aus Wind um 30 Prozent und die aus Wasser um 23 Prozent. Eine hohe Zahl von Sonnenstunden brachte der Photovoltaik einen Zuwachs um 24 Prozent. Witterungsbedingt nahm der Einsatz erneuerbarer Energien in der Wärmeerzeugung leicht zu.
 

Struktur des Primärenergieverbrauchs in Deutschland im 1. Quartal 2025 

Energieträger	1. Quartal 2025 (Anteil in Prozent)	1. Quartal 2024
Erdgas	34 Prozent	32,1 Prozent
Mineralöl	29,9 Prozent	30,4 Prozent
Erneuerbare	19,4 Prozent	21,2 Prozent
Braunkohle	7,4 Prozent	7,3 Prozent
Steinkohle	7,3 Prozent	7,3 Prozent
sonstige einschließlich Stromaustauschsaldo	1,9 Prozent	1,7 Prozent

Quelle: AGEB

Die AG Energiebilanzen weist allerdings darauf hin, dass die Entwicklung im ersten Quartal 2025 vor allem durch außergewöhnliche Wetterverhältnisse geprägt wurde und keine belastbaren Rückschlüsse auf den gesamten Jahresverlauf erlaubt.

Zu Beginn soll die Fertigung zunächst kleine Stückzahlen liefern. Die geplante Jahresleistung liegt, wie die Partner mitteilen, bei 8 MW. Ziel sei es, Erfahrungen für eine spätere industrielle Serienproduktion zu sammeln.

Die SOEC-Technologie nutzt hohe Temperaturen von 900 Grad Celsius zur Spaltung von Wasserdampf in Wasserstoff (H2) und Sauerstoff (O2). Dadurch sinkt laut der Partner der Strombedarf im Vergleich zu anderen Wasserstoffproduktionsverfahren. Besonders in Industriezweigen mit Abwärme – etwa in der Stahl- oder Zementindustrie – lassen sich, so präzisiert Thyssenkrupp Nucera, 20 bis 30 Prozent Energie einsparen.

Die keramischen Zellen werden in der Arnstädter Anlage zu Stacks zusammengesetzt. Sie bestehen aus einem sauerstoffleitenden Elektrolyten, zwei Elektroden und metallischen Verbindungselementen aus Chrom und Eisen. Die Bauweise ist, wie es weiter heißt, auf Langlebigkeit und eine automatisierte Produktion ausgelegt. Wenige Komponenten und eine kompakte Form sollen später die Herstellungskosten senken.

Das Fraunhofer IKTS mit Sitz in Dresden hat die Technologie entwickelt und die Pilotanlage geplant. Thyssenkrupp Nucera mit Hauptsitz in Dortmund bringt die industrielle Erfahrung und das bestehende Elektrolyse-Portfolio in das Pilotprojekt mit ein. Bislang bietet das Unternehmen vor allem Systeme auf Basis der alkalischen Wasserelektrolyse (AWE) an. Die SOEC soll das Angebot um eine Variante für energieintensive Industrieprozesse ergänzen.

„Wir sehen in der Hochtemperatur-Elektrolyse ein zentrales Element für eine klimafreundliche Energieversorgung“, erklärte Werner Ponikwar, CEO von Thyssenkrupp Nucera. Die Technik solle künftig eine tragende Rolle in der Wasserstoffwirtschaft spielen.

Auch Professor Alexander Michaelis, Leiter des Fraunhofer IKTS, betont die strategischen Vorteile des neuen Produktionsverfahrens: „Durch die Nutzung von Abwärme oder die direkte Erzeugung von Synthesegas aus Wasser und CO2 können Unternehmen ihre Effizienz deutlich steigern.“

Auch Vorprodukte für grüne Kraftstoffe erzeugbar

Neben Wasserstoff lässt sich mit der SOEC-Technologie auch Synthesegas erzeugen. Dazu wird industrielles CO2 mit Wasserstoff kombiniert. Das Ergebnis sind Vorprodukte für grüne Kraftstoffe und chemische Grundstoffe. Diese Kopplung von Prozessen gilt als besonders zukunftsfähig. Im März 2024 hatten die beiden Partner ihre strategische Zusammenarbeit vertraglich besiegelt (wir berichteten). Mit der neuen Anlage beginnt nun die nächste Projektphase. Die gewonnenen Daten aus dem Pilotbetrieb sollen in die Planung einer großindustriellen, vollautomatisierten Fertigung einfließen.

Der Holzhackschnitzelkessel des Heizwerks verfügt über eine Wärmeleistung von 5 MW und soll künftig rund 20.000 MWh jährlich für das Fernwärmenetz zur Verfügung stellen. Auf dem rund 2.500 Quadratmeter großen Gelände befindet sich neben dem Kraftwerksbau auch ein Hackschnitzellager mit einem Fassungsvermögen für Brennstoff von etwa 4.500 Kubikmetern. Der Biomassekessel des Typs AVR-TC 5000 stammt von der Firma Agro Forst & Energietechnik. Die Bauarbeiten hatten vergangenes Jahr im Juni begonnen.

Mit einer prognostizierten Betriebszeit von etwa 4.000 Stunden pro Jahr soll das Holzheizwerk rund zehn Prozent des Wärmebedarfs im Netz der Stadtwerke decken. Mit dem Heizwerk schafft der Energieversorger zusätzliche Kapazitäten für die Versorgung von Kunden und Kundinnen mit regenerativer Fernwärme und verdrängt Wärme aus fossilen Brennstoffen. Verglichen mit einer Beheizung mit Erdgas werden dadurch jährlich etwa 4.000 Tonnen CO2 eingespart, so der Versorger weiter.

Die Holzhackschnitzel beziehen die Stadtwerke Schwäbisch Hall nach eigenen Angaben ausschließlich aus der Region. Dabei handelt es sich um Waldrestholz und Landschaftspflegematerial – also Rückstände aus der Forstwirtschaft wie Äste, Wipfel und minderwertige Stammteile sowie Holz aus dem Rückschnitt von Bäumen, Sträuchern oder Hecken. Ein wesentlicher Teil des eingesetzten Brennstoffs stamme von den Häckselplätzen des Landkreises Schwäbisch Hall. Hierfür haben die Stadtwerke eine Kooperation mit dem Landkreis geschlossen.

„Das ist der erste Einsatz von Holz als Brennstoff in unserem Wärmeverbund. Wir verdrängen damit Wärme aus Erdgas sowohl direkt an dem Standort als auch an den anderen Kraftwerksstandorten, weil sie über unser großes Wärmenetz in Schwäbisch Hall miteinander verbunden sind“, erklärt Fabian Andrews, Abteilungsleiter Kraftwerke/Wärmeverteilung bei den Stadtwerken.

Der Ausstieg aus fossiler Wärme- und Stromerzeugung ist eines der großen Ziele des Versorgungsunternehmens für das nächste Jahrzehnt. Bis ins Jahr 2035 will das kommunale Unternehmen den Exit erreichen. Der Biomassekessel am Kraftwerk Hessental ist die erste große Maßnahme dieser Exit-Strategie. Das Unternehmen setze dabei bewusst auf einen Technologiemix. Andrews: „Wir planen den Einsatz verschiedener innovativer Technologien wie Solarthermieanlagen und Großwärmepumpen. In Kombination mit Holz als Energieträger können wir eine flexible und dennoch ganzjährig sichere und zuverlässige Wärmeversorgung gewährleisten“.

Diveo wurde von einem Team aus Fraunhofer-Alumni und externen Gründern ins Leben gerufen. Zwei der Mitgründer bringen bereits Erfahrung mit früheren Start-ups aus dem Energiesektor mit, wie Fraunhofer in einer Mitteilung bekannt gibt. Institutsleiter Prof. Andreas W. Bett sieht in dieser Verbindung aus Wissenschaft und Marktkenntnis eine besondere Stärke der neuen Firma: „Bei Diveo kombinieren wir unsere wissenschaftliche Expertise aus dem Institut mit erfolgreicher Start-up-Erfahrung aus dem Energiemarkt“, so Bett in der Mitteilung.

Verschiedene Agri-PV-Typen im Visier

Die Besonderheit der von Diveo entwickelten Projekte liege, so heißt es weiter, in der gleichzeitigen Nutzung landwirtschaftlicher Flächen für die Nahrungsmittelproduktion und die Stromerzeugung – ergänzt um Speicherlösungen. Je nach lokalen Netzgegebenheiten will Diveo Erzeugungsanlagen mit sogenannten Grau- oder Grünstromspeichern realisieren. Die Kombination aus PV und Speicher ermögliche eine netzdienliche Betriebsweise und erhöhe die wirtschaftliche Attraktivität der Anlagen, heißt es seitens des Fraunhofer-Instituts.
 Für die Planung greifen die Entwickler auf Lichtsimulationen und Verschattungsanalysen zurück. Seit über zehn Jahren beschäftigt sich beim Fraunhofer ISE eine Forschungsgruppe – inzwischen mit rund 70 Personen – mit Agri-Photovoltaik und war an verschiedenen Pilotprojekten beteiligt. 

Je nach Standortbedingungen und landwirtschaftlicher Nutzung sollen unterschiedliche Agri-PV-Typen zum Einsatz kommen. Die Bandbreite reicht von hoch aufgeständerten statischen Ost-West-Anlagen für den Obstbau bis hin zu nachgeführten Trackeranlagen für Ackerflächen und Dauergrünland. Laut Diveo soll jede Anlage passgenau auf die Bedürfnisse von Flächenbesitzern, Landwirtschaftsbetrieben, Gemeinden und Investoren abgestimmt werden.

Agri-Photovoltaik gilt als eine Schlüsseltechnologie, um die Nutzung von Flächen effizienter zu gestalten. Sie kombiniert landwirtschaftliche Nutzung mit Solarstromproduktion auf derselben Fläche und reduziert so Nutzungskonflikte. Zudem können die Anlagen landwirtschaftliche Kulturen vor Wetterextremen wie Hagel, Dürre oder Frost schützen. Auch der Wasserverbrauch kann durch Verschattung reduziert werden. Für viele Betriebe schafft die zusätzliche Stromproduktion eine stabile Einnahmequelle, die sie unabhängiger von Ernteerträgen macht.

„Auf unser Geschäftsmodell hat der Blackout in Spanien keinen Einfluss“, sagte Frederik Giessing. Aber das Ereignis habe allen in und außerhalb der Branche deutlich gemacht, dass ein großflächiger Stromausfall kein rein theoretisches Gedankenspiel ist. Er sei eine konkrete Gefahr, für die sich die Energiewirtschaft wappnen müsse, so der Geschäftsführer der 450 Connect.

Eigene Telekommunikationskompetenz müssen die Unternehmen, welche die 450-MHz-Frequenzen nutzen, nicht vorhalten oder aufbauen. „Es sind unsere Kunden, die lediglich Kompetenz im Bereich der Anwendung haben müssen, keinesfalls im Aufbau eines Mobilfunknetzes. Das übernehmen wir“, stellte Giessing klar. Neben der Sprach- und Datenkommunikation im Krisenfall sind die Anbindung intelligenter Messsysteme und die Überwachung und Steuerung von Geräten und Anlagen im Smart Grid wesentliche Anwendungsfälle. Hier könne die Frequenz ihre Vorteile gegenüber dem herkömmlichen kurzwelligen Mobilfunk ausspielen und auch Geräte in Gebäudekellern erreichen, betonte der 450-Connect-Chef.

Die Produkte, auf welche die Kunden zurückgreifen können, sind vergleichbar mit denen der üblichen Mobilfunkanbieter. „Am Ende ist es eine SIM-Karte“, brachte es Giessing auf den Punkt. Mit dieser sind, je nach Bedarf, bestimmte Leistungen verknüpft, etwa unterschiedliche Datenvolumina oder eine unterschiedliche Priorisierung im Netz. Grundsätzlich gelte aber immer: Kommunikation im Krisenfall geht vor Software-Update.

Erste Whitelist mit Endgeräten veröffentlicht

„Wir erfahren sehr schnell, welche Geräte die Kritis-Betreiber einsetzen wollen“, so Giessing. Denn die Gesellschafter – etwa Eon oder die zahlreichen Stadtwerke, die über die Versorger-Allianz 450 eine Beteiligung haben – sind gleichzeitig Kunden. Entsprechend vereinfache sich das sogenannte Whitelisting. Neben der Funkversorgung ist das eine der Aufgaben des Netzbetreibers 450 Connect. Denn er muss sicherstellen, dass nicht nur eine Handvoll Router und Sprachgeräte eingesetzt werden kann, sondern die Nutzer auf möglichst viele Endgeräte zurückgreifen können. „Wir sind mit knapp 100 Herstellern, die Interesse haben, Geräte für LTE 450 anzubieten, im Gespräch“, berichtete der Geschäftsführer.

Ende März hatte 450 Connect eine erste Whitelist mit zwei Sprachendgeräten für Krisen- und Betriebskommunikation, drei industriellen Routern für Smart-Grid-Applikationen und mit zwei Smart-Meter-Gateways vorgestellt. Vor wenigen Wochen kam das erste Sprachgerät hinzu. Damit könnten die Kunden „loslegen“. Das gelte es ihnen nun zu vermitteln, so Giessing.

Losgelegt in großem Stil hat Eon. Die Netzbetreiber im Konzern, der mit 25 Prozent an der 450 Connect GmbH beteiligt ist, haben vor geraumer Zeit damit begonnen, ihre Netze zu digitalisieren und abzusichern. Etwa 180.000 Ortsnetzstationen werden von ihnen betrieben. Bis 2026 sollen rund 26.000 davon an das 450-MHz-Netz angebunden sein, hatte Eon Ende 2022 erklärt, 2.500 sind es derzeit. Zwischenzeitlich hat es auch eine ganze Reihe von Vollzugsmeldungen der Konzerntöchter gegeben, etwa der Westenergie und der Edis.

Eine Reihe von Gesellschaftern stellt auch Funkstandorte zur Verfügung. Insgesamt 1.700 werden benötigt, um eine bundesweite Abdeckung zu erreichen. Aktuell sind laut Giessing rund 60 Prozent der Fläche Deutschlands funkversorgt. Mit diesem Stand sollte die bundesweite Abdeckung im Zeitplan erreichbar sein. „Wichtig war für uns erst einmal, die beiden Kernnetze mit hochverfügbaren Rechenzentren und das Backbone zu errichten“, betonte Giessing. Daran können nun nach und nach die Standorte angebunden werden. Das Ziel, bis Ende 2025 die bundesweite Abdeckung zu gewährleisten, stehe nicht infrage, versicherte er.

Den vollständigen Beitrag über das Gespräch mit 450-Connect-Geschäftsführer Frederik Giessing lesen Sie in der E&M-Printausgabe vom 1. Juni.

Deshalb ist seit diesem Jahr die Struktur des Konzerns deutlich erweitert und umfasst nun die Bereiche Erzeugung und Handel, Energiespeicher, Netz und Markt. In Letzterem wurden beispielsweise alle energienahen Dienstleistungen aus anderen Unternehmenseinheiten zusammengeführt und in der Energieservice Westfalen Weser gebündelt. Deren Ziel ist es, ganzheitliche und sektorübergreifende Energie- und auch Infrastrukturlösungen anzubieten, wie ihr Geschäftsführer Stefan Freitag im Gespräch mit Journalisten erläuterte. Die Infrastrukturangebote gehen sogar bis zum Bau von Umspannwerken und Trafostationen. Aber auch als Partner bei der Wärmewende und beim Aufbau von Ladeinfrastruktur hat sich Westfalen Weser positioniert. So will sich die Unternehmensgruppe zu einem „Energiesystemmanager“ und „ganzheitlichen Energieanbieter“ entwickeln.

Eine besondere Rolle spielt nun auch die eigene Erzeugung. Diese ist unerlässlich, wenn man, wie es Jürgen Noch formulierte, „Motor der Energiewende“ sein will. Der Geschäftsführer der Holding Westfalen Weser Energie betonte mehrfach, wie wichtig es sei, die Energiewende sektorübergreifend anzugehen, was sowohl die Erzeugung als auch die Speicherung einschließe.

„Als kommunales Unternehmen wollen wir diesen Prozess mitgestalten und für die Menschen, Unternehmen und Kommunen eine sichere und flexible Versorgung mit Grünstrom aus der Region gewährleisten“, so Noch. Daher habe sich Westfalen Weser zu Beginn des Jahres mit 50 Prozent am regionalen Windkraft-Projektierer LSF Energy beteiligt, der in WN Energie GmbH & Co. KG umfirmiert. Zum Jahresende sollen die ersten der rund 30 geplanten Windparks ans Netz gehen, die vor allem in den Kreisen Höxter und Paderborn errichtet werden. Die Zielgröße der installierten Leistung bis Ende 2027 sind rund 1.000 MW.

„Schlafender Riese“ als Vorbildprojekt

Keinen Zweifel ließen Jürgen Noch und sein Kollege Andreas Speith an der Bedeutung des Wasserstoff – sowohl für die Sektorkopplung und die Integration der Erneuerbaren ins Netz als auch die Versorgung der Industrie. Als Beispiel für eine vielversprechende Sektorkopplung präsentierten sie das Projekt „Schlafender Riese“. Aus Überschussstrom der lokalen Windkraftanlagen soll ab dem ersten Quartal 2027 mithilfe eines Elektrolyseurs in Lichtenau grüner Wasserstoff für Verkehr und Industrie hergestellt werden. Dafür hat Westfalen Weser mittlerweile gemeinsam mit den Stadtwerken und der Stadt Lichtenau eine eigene Gesellschaft gegründet. Aktuell werde geprüft, ob die Abwärme des Elektrolyseurs auch für das lokale Wärmenetz genutzt werden könne.

Noch betonte allerdings auch, dass gerade vor dem Hintergrund des Ausbaus der Erneuerbaren mit ihrer volatilen Einspeisung und dem Wärme- und Prozessbedarf der Industrie man vorerst nicht auf Gas verzichten könne. In den nächsten mindestens zehn Jahren sei der Energieträger noch als Brückentechnologie in Kombination mit den Erneuerbaren unverzichtbar. Einerseits sei der Wasserstoff als Gasersatz noch nicht in ausreichendem Maß verfügbar. Andererseits seien auch nicht alle industriellen Prozesse elektrifizierbar. Gerade im hochthermischen Bereich werde man ohne Moleküle nicht auskommen können. Die Nachfrage nach Wasserstoff sei jedoch schon abzusehen und Gespräche mit der Industrie werden bereits geführt.

Im Zuge der Dekarbonisierung müsse allerdings noch auf politischer und rechtlicher Ebene der Rahmen für die weitere Nutzung oder Stilllegung der Gasnetze geschaffen werden. Hier gebe es noch sehr viele Unsicherheiten, auch wenn die Beschlusslage der Bundesregierung klar sei, bis 2045 die Klimaneutralität zu erreichen. „Aber: Wir werden sicherstellen, dass die Kunden, die heute am Erdgasnetz sind, auch sicher versorgt werden, bis es eine Folgelösung gibt“, versprach der Noch. Gleichwohl werde man sich nun bei allen Fragen mit Gas- und Endkundenbezug sorgfältig überlegen, ob man noch Ausbau betreiben werde.

Während strategische Frage im Gespräch mit Journalisten klar im Vordergrund standen, waren die aktuellen Geschäftszahlen von Westfalen Weser eher ein Randthema. Die Umsatzerlöse stiegen 2024 gegenüber dem Vorjahr um 138 Millionen Euro auf knapp 1,1 Milliarden Euro. Die Ausschüttung an die mittlerweile 57 kommunalen Anteilseigner betrug nach Angaben des Konzerns knapp 56 Millionen Euro. Gegenüber dem Vorjahr wurden 2024 gut 39 Millionen Euro mehr investiert, insgesamt rund 153 Millionen Euro.

In den nächsten zehn Jahren sollen 1,5 Milliarden Euro in den Ausbau und die Digitalisierung der Netze investiert werden. Und „in den nächsten Jahren“, abhängig von den rechtlichen Rahmenbedingungen, in den Wärmebereich 200 bis 400 Millionen Euro sowie in die Erneuerbaren – eher auf einen Zeithorizont von fünf Jahren – rund 1,5 Milliarden Euro. Und auch für Batteriespeicherprojekte werden 200 bis 400 Millionen Euro veranschlagt.

Der Versorger in der Großen Kreisstadt verfügt damit in Zukunft über eine weibliche Doppelspitze. Denn die kaufmännische Geschäftsführung liegt bereits in Händen von Christine Tomschi. Sie ist seit Juli 2021 im Amt.

Mit Sabine Kaebert (45) hat das Unternehmen aus der Region Stuttgart eine Kraft aus den eigenen Reihen befördert. Die Diplom-Ingenieurin in Umweltschutztechnik ist seit 2007 bei den Stadtwerken angestellt und war zunächst Projektingenieurin. Zur Leiterin der Abteilung Bau/Netze stieg sie 2019 auf. Als Prokuristin für den technischen Bereich fungiert sie seit 2022.

Eine Mitteilung der SWBB hebt die Verdienste des scheidenden Geschäftsführers hervor. Alfred Kappenstein war 2018 von den Stadtwerken Heidelberg Umwelt nach Böblingen gewechselt. Er habe den Fernwärmeausbau maßgeblich vorangetrieben, heißt es in der Mitteilung. Außerdem habe er entscheidend dazu beigetragen, den entstandenen Konflikt um die Fernwärmepreise (wir berichteten) zu befrieden.
 

Die neue Finanzchefin gilt laut einer Mitteilung der Epex Spot als ausgewiesene Kennerin des Strommarktes. Fast 15 Jahre war sie beim Joint Allocation Office (JAO) tätig – einem zentralen Akteur für grenzüberschreitende Stromkapazitäten in Europa. Dort hatte sie seit 2020 ebenfalls den CFO-Posten inne und war Mitglied des Managementboards. Epex Spot hebt ihre Erfahrung in den Bereichen Finanzen, Risikomanagement und operative Effizienz hervor.

Bei Epex Spot wird Rodrigues künftig neben dem Finanzbereich auch weitere Bereiche verantworten. Dazu gehören der Bereich Human Resources, das Risikomanagement sowie die Überwachung der Handelsaktivitäten (Marktaufsicht). Damit bildet sie gemeinsam mit CEO Jean-Francois Conil-Lacoste und COO Jonas Törnquist das neue Vorstandstrio des Unternehmens.

Epex Spot ist eine Tochter der EEX Group und gehört zur Deutschen Börse. Sie betreibt unter anderem die Day-Ahead- und Intraday-Märkte in Deutschland, Frankreich, den Niederlanden und der Schweiz.

Jens-Uwe Freitag war im April 2021 zu den Niedersachsen gestoßen. Dafür hatte er seine Posten als Geschäftsleiter Erzeugung und Geschäftsführer Entsorgung bei der SWB niedergelegt. Zum Ende der neuen Vertragslaufzeit wäre er dann 66 Jahre alt.

Jens-Uwe Freitag bildet mit zwei weiteren Männern ein Vorstandstrio beim Braunschweiger Versorger. Vom Mehrheitseigentümer Veolia, einem französischen Ver- und Entsorger mit Deutschland-Tochter in Berlin, stammt Matthias Hentze. Er ist seit 2017 bei BS Energy.

Dritter im Bunde ist seit 2019 Dr. Volker Lang von der US-amerikanischen Unternehmensberatung A.T. Kearney. Mit ihnen und dem Team wolle er BS Energy zum „Rückgrat der Energiewende für Braunschweig und die Region“ machen, lässt Jens-Uwe Freitag sich in einer Mitteilung des Unternehmens zitieren.

Veolia hält an BS Energy (Braunschweiger Versorgungs-AG & Co. KG) 50,1 Prozent der Anteile, die Thüga 24,8 Prozent und die Stadt Braunschweig 25,1 Prozent.
 

Ecop entwickelte den Angaben nach eine „hocheffiziente Rotationswärmepumpe“, die eine Wärme von bis zu 200 Grad Celsius erzeugen kann. Als Arbeitsmedium nutze die Wärmepumpe ein Gasgemisch. Durch ihre Rotationstechnologie sei sie in einem breiten und flexiblen Bereich von Temperaturen effizient einsetzbar. Vorhandene Wärmequellen sollen so besonders gut ausgenutzt werden. Zum Einsatz kommen könne das Verfahren beispielsweise bei Nah- und Fernwärmebetreibern oder in der Papier- und Textilindustrie und damit fossile Brennstoffe bei der Wärmeerzeugung ersetzen, wie es hieß. 

Von der Zusammenarbeit sollen beide Unternehmen profitieren − von technischen Synergien bis hin zu Forschung und Entwicklung. Dem Sprecher der KSB-Geschäftsleitung Stephan Timmermann zufolge birgt das Verfahren von Ecop enormes Potenzial. Vor allem, weil der Energiebedarf weltweit steige und davon zwei Drittel in der Industrie auf Wärme entfalle. Fabian Sacharowitz, CEO von Ecop, sieht vor allem in der internationalen Vernetzung von KSB eine Chance für sein Unternehmen. 

KSB beschäftigt eigenen Angaben nach über 16.000 Menschen und erzielte im Geschäftsjahr 2024 einen Umsatz von etwa drei Milliarden Euro. Inzwischen sei das Unternehmen auf fünf Kontinenten vertreten und ein international führender Hersteller von Pumpen und Armaturen. Ecop wurde im Jahr 2011 in Wien gegründet und hat rund 20 Beschäftigte.

Strom: Leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Nur der Day-ahead zeigte sich deutlich befestigt. Im Base ging es für den Day-ahead um 22,50 Euro auf 84,50 Euro je Megawattstunde nach oben, der Peak zog um 34,75 Euro auf 76,25 Euro je Megawattstunde an. Börslich wurden für den Mittwoch 84,19 Euro in der Grundlast und 76,06 Euro in der Spitzenlast ermittelt. Der höhere Day-ahead realisierte sich trotz einer für den Mittwoch erwarteten Erneuerbaren-Einspeisung von knapp 36.000 MW gegenüber nur 33.800 MW am Berichtstag.

Der Grund für den Preisanstieg dürfte daher ein Wechsel in der Rolle des deutschen Marktgebiets vom Netto-Stromimporteur zum Netto-Stromexporteur sein, wie Marktbeobachter mitteilten. Die Wetterdienste rechnen insbesondere ab dem Monatswechsel mit einem recht schwachen Windaufkommen in Deutschland. Entsprechend fest dürften die Day-ahead-Preise herauskommen. Am langen Ende verlor das Strom-Frontjahr bis zum frühen Nachmittag 0,58 Euro auf 89,50 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Dienstag wieder kräftig nachgegeben, nachdem sie am Montag noch deutlich zugelegt hatten. Der Dec 25 sank bis gegen 14.00 Uhr um 1,53 Euro auf 71,50 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 13,9 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 73,09 Euro, das Tief bei 71,46 Euro je Tonne CO2. Am Montag waren wegen Feiertagen in den USA und im Vereinigten Königreich viele Handelstische unbesetzt geblieben. Das niedrige Volumen dürfte zur festen Tendenz vom Vortag beigetragen haben. Mit der Rückkehr der internationalen Anleger sollte sich auch die Tendenz zu Gewinnmitnahmen verstärkt haben, die die Preise belasten, zumal von den Nachbarmärkten Strom und Gas keine durchgreifenden Aufwärtsimpulse ausgehen.

Das Marktgeschehen vom Dienstag bestätigt damit die Auffassung der Analysten von Vertis, wonach dem Markt derzeit die Kraft fehlt, über die Marke von 75 Euro hinauszugelangen. Dennoch könnte die laufende Woche Unterstützung für einen erneuten Anstieg auf die jüngsten Höchststände bieten, was auf eine Kombination aus kurzfristig positiven Fundamentaldaten zurückzuführen ist: Das Auktionsangebot hat sich halbiert, was den kurzfristigen Verkaufsdruck verringert; die schwächeren Windgeschwindigkeiten in Deutschland könnten die Abhängigkeit von Gas zur Deckung der Residuallast erhöhen; und die laufenden Wartungsarbeiten auf dem norwegischen Schelf schränken die regionalen Gasflüsse weiterhin ein.

Erdgas: Uneinheitlich haben sich die europäischen Gaspreise am Berichtstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.08 Uhr 0,50 Euro auf 36,75 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es dagegen um 0,45 Euro auf 37,55 Euro je Megawattstunde nach oben. Damit notiert Gas weiter in seiner überkommenen Range.

Etwas Druck auf die Preise dürfte von den wieder höheren Gasexporten Norwegens ausgehen. Laut Gassco beträgt der Gasflow am Berichtstag trotz weiter bestehender ungeplanter Wartungsarbeiten in den Feldern Troll und Visund 272,5 Millionen Kubikmeter nach nur 249,5 Millionen Kubikmeter am Tag zuvor. Auch die prognostizierte wärmere Witterung in Deutschland dürfte sich leicht bearish auf die Gaspreise auswirken.