Für Unternehmen, die in Windenergie, erneuerbare Wärme oder Geothermie investieren, sieht das Gesetz verschiedene Erleichterungen vor, teilte der Energieverband VKU mit. Künftig gelten straffere Vorgaben für die zuständigen Genehmigungsbehörden – unter anderem beim Bau von Windkraftanlagen, der Installation von Wärmepumpen und dem Ausbau solarer Energieerzeugung. Dies soll zu einer zügigeren Bearbeitung führen und damit Investitionsprozesse erleichtern.

Ab Ende 2025 ist zudem die verpflichtende digitale Abwicklung aller Genehmigungsverfahren vorgesehen. Dadurch sollen die Verfahren nicht nur schneller, sondern auch transparenter und einheitlicher werden.

Ein zentrales Element ist die Einführung sogenannter Beschleunigungsgebiete für Windenergie an Land. In diesen festgelegten Zonen gelten vereinfachte Regelungen, um die Umsetzung von Projekten zu erleichtern und die Ausbauziele effizienter zu erreichen.

Stromsteuersenkung für alle

Die Länder haben zudem den Druck auf die Bundesregierung für eine Stromsteuersenkung für alle erhöht. Der Bundesrat beschloss eine Empfehlung, in welcher die Bundesregierung gebeten wird, die geplanten Maßnahmen zur Senkung der Stromkosten inklusive der Senkung der Stromsteuer auf das europäische Mindestmaß für alle Verbrauchergruppen − Unternehmen wie Haushalte − so schnell wie möglich umzusetzen.

Gegen die Entscheidung der Bundesregierung, die Stromsteuer nicht für alle Bürger und für alle Betriebe zu senken, hatten zuvor schon zahlreiche Ministerpräsidenten, auch aus der Union, protestiert. Eigentlich ist dies im Koalitionsvertrag zugesagt, allerdings unter einem Finanzierungsvorbehalt.

Milliardenschweren Steuerentlastungen

Mit der Zustimmung der Länder kommen hingegen die milliardenschweren Steuerentlastungen für Unternehmen, die die Wirtschaft nach der jahrelangen Wachstumsschwäche wieder ankurbeln sollen.

Konkret sollen Unternehmen ihre Ausgaben für Maschinen und Geräte im laufenden und in den nächsten zwei Jahren degressiv von der Steuer abschreiben können − und zwar mit bis zu 30 Prozent. Dadurch sinkt direkt nach einer Anschaffung die Steuerlast und Firmen haben schneller wieder mehr Geld zur Verfügung.

Wenn dieser sogenannte Booster ausgelaufen ist, soll ab 2028 schrittweise die Körperschaftsteuer sinken − und zwar von derzeit 15 Prozent auf 10 Prozent im Jahr 2032. Außerdem wird der Kauf eines reinen Elektroautos für Unternehmen steuerlich attraktiver. 

Bund, Ländern und Kommunen entgehen durch das Paket Steuereinnahmen von rund 48 Milliarden Euro. Der Bund übernimmt die Steuerausfälle der Kommunen bis 2029 vollständig. Auch die Länder erhalten einen finanziellen Ausgleich.

Den Plänen zufolge werden Genehmigungsbehörden künftig Fristen gesetzt, die je nach Verfahren unterschiedlich lang sind. Umweltverträglichkeitsprüfungen sollen in bestimmten Fällen wegfallen.

Antragsteller sollen sich an eine einheitliche Stelle wenden können, die das gesamte Verfahren steuert. Ab dem 21. November sollen Genehmigungsverfahren für Erneuerbare-Energien-Anlagen zudem rein elektronisch ablaufen. Für die Pläne ist auch die Zustimmung des Bundesrats notwendig.

Vom Umweltverband Nabu kommt Kritik an dem Vorhaben. Die Kriterien zur Beschleunigung „stellen nicht sicher, dass Windenergieanlagen ausschließlich auf für den Naturschutz unkritischen Flächen schneller gebaut werden können“, sagte Nabu-Präsident Jörg-Andreas Krüger. Zudem würden die Behörden durch zusätzliche Prüfschritte und kurze Übergangsfristen stärker belastet.

Die Abstimmung fand im Bundestag als sogenannter Hammelsprung statt. Dabei verlassen die Abgeordneten den Plenarsaal. Sie gehen dann durch Türen, die mit „Ja“, „Nein“ und „Enthaltung“ gekennzeichnet sind, wieder hinein und werden dabei gezählt. Die AfD hatte die Mehrheit im Plenum angezweifelt. In der Abstimmung stimmten 312 Abgeordnete für die Pläne, 265 dagegen. Enthaltungen gab es nicht.

Andreas Lenz, energiepolitischer Sprecher der Union im Bundestag, sagte, der Ausbau der Windenergie soll künftig stärker gesteuert und auf ausgewiesene Windenergiegebiete konzentriert werden. „Künftig gilt der Grundsatz, dass Windenergieanlagen außerhalb von Windenergiegebieten nach Erreichen der Flächenziele grundsätzlich unzulässig sind. Der Ausbau wird damit auf die dafür vorgesehenen Windenergiegebiete konzentriert. Kommunale Positivplanungen bleiben dabei jederzeit möglich.“

Zu den Unterzeichner gehören unter anderen der BDEW, der VKU, der Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK (AGFW), der Verband für Energiedienstleistungen (Vedec), die Deneff und der Bundesverband Geothermie (BVG). 

Die Forderung ist dabei nicht neu. Sowohl AGFW als auch der VKU fordern bereits seit einigen Jahren ausreichend Geld für den Aus- und Umbau der Wärmenetze (wir berichteten). Laut einer Studie des Beratungsunternehmens Prognos aus dem Jahr 2024 müssten allein bis 2030 mehr als 43 Milliarden Euro in den Umbau der Erzeugungsstruktur sowie in den Ausbau, die Verdichtung und den Neubau von Wärmenetzen investiert werden, um die Klimaziele zu erreichen. 

Der Regierungsentwurf sieht zwar bereits eine Erhöhung der Mittel für die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) vor, deckt laut Verbändekreis aber nicht den realen Bedarf ab. Aus Sicht der Unterzeichner sollte der Hochlauf der BEW auf mindestens 3,5 Milliarden Euro pro Jahr bereits jetzt im Haushalt 2025 festgeschrieben werden.

Doch momentan liegen die vorgesehenen Mittel im aktuellen Regierungsentwurf zum Haushalt 2025 bei rund 5 Milliarden Euro bis 2030, also lediglich 1 Milliarde Euro pro Jahr. Die Verbände fordern, zusätzliche Mittel aus dem Sondervermögen „Infrastruktur und Klimaneutralität“ gezielt für die Wärmenetze bereitzustellen. 

Konkret sollte der Titel „Fördermittel für kapitalintensive Investitionen“, mit dem der Ausbau, die Verdichtung und der Neubau der Wärmenetze und ihrer Erzeugungsanlagen gefördert wird, auf mindestens 2,5 Milliarden Euro pro Jahr erhöht werden. Und auch die Betriebskostenförderung für Großwärmepumpen und Solarthermie sollte auf mindestens 1 Milliarde Euro pro Jahr steigen.

Aus Sicht der Verbände ist die BEW das zentrale Instrument zur Finanzierung der Wärmewende. Die BEW wirke als Investitionsimpuls für Unternehmen, die Projekte jetzt zunehmend in die Umsetzungsphase bringen. Seit der Einführung der BEW-Richtlinie im Herbst 2022 steigen Antrags- und Förderzahlen stetig an. Vor allem kapitalintensive Vorhaben gehen nun in die Realisierung. Der aktuelle Haushaltsansatz reiche nicht, um diese Dynamik abzusichern.
 

Das Erdgas stammt aus der Verflüssigungsanlage von Adnoc Gas auf einer Insel im Emirat Abu Dhabi im Persischen Golf gelegen. Die Anlage verfügt über eine Kapazität von 6 Millionen Tonnen pro Jahr und hat seit 1977 mehr als 3.500 LNG-Lieferungen weltweit verschifft.

Frederic Barnaud, Chief Commercial Officer von Sefe, erklärte, man pflege seit zwei Jahrzehnten eine enge und vertrauensvolle Partnerschaft mit Adnoc. Der neue Vertrag baue auf einer langfristigen Vereinbarung aus dem Vorjahr auf und erweitere das Portfolio um eine flexible Lieferquelle. Dies stärke sowohl die europäische Versorgungssicherheit als auch die globalen Handelsaktivitäten von Sefe.

​Vertiefung der bereits bestehenden Zusammenarbeit

Die Partnerschaft baut auf bestehenden energiepolitischen Vereinbarungen zwischen Deutschland und den Vereinigten Arabischen Emiraten auf. Dazu zählen das 2022 geschlossene Abkommen über den „Energy Security and Industry Accelerator“ (ESIA) sowie eine gemeinsame Erklärung mit dem Land Baden-Württemberg aus dem vergangenen Jahr. Beide Initiativen haben eine nachhaltige Brennstoffentwicklung und auf stabilere Energielieferketten zum Ziel.

Sefe ist ein Unternehmen des Bundes. Nach eigenen Angaben beliefert das Unternehmen mit einem Vertriebsvolumen von jährlich 200 Milliarden kWh mehr als 50.000 Kunden in Europa, darunter viele Stadtwerke und Industriebetriebe. Zusätzlich investiert Sefe in Wasserstoffinfrastruktur. 

Neben der Kooperation mit Adnoc Gas unterhält Sefe bereits ähnliche Liefervereinbarungen mit weiteren Erdgasexporteuren. So bezieht das Unternehmen seit 2023 Flüssigerdgas aus Aserbaidschan (wir berichteten). Die Lieferungen erfolgen auf Grundlage eines Abkommens mit dem staatlichen aserbaidschanischen Energiekonzern Socar. Auch hier steht die Diversifizierung der Bezugsquellen im Vordergrund, um die Abhängigkeit von einzelnen Lieferländern zu reduzieren und die Versorgungssicherheit zu stärken.

Adnoc Gas ist ein börsennotiertes, weltweit tätiges Unternehmen mit Sitz in Abu Dhabi. Es betreibt große Gasaufbereitungs- und Fraktionierungsanlagen und deckt eigenen Angaben zufolge rund 60 Prozent des Gasabsatzes in den Emiraten ab. Beliefert werden Endkunden in über 20 Ländern.

Die Pipeline TENP verläuft, in Niedersachsen beginnend, über etwa 500 Kilometer von der belgischen und niederländischen Grenze bis zur Schweizer Grenze und zählt zu den wichtigsten Erdgas-Transportkorridoren Europas. „Im Rahmen des TENP-III-Projekts wurde die TENP-Leitung seit 2022 auf drei Bauabschnitten in Rheinland-Pfalz und Baden-Württemberg ersetzt“, heißt es weiter.

Rund 93 Prozent der Bauarbeiten erfolgten in der bestehenden Trasse, ohne die laufenden Gasflüsse zu unterbrechen. In den kommenden Wochen kommen noch letzte Restarbeiten hinzu, die den Betrieb der Leitung nicht beeinträchtigen.

Der rheinland-pfälzische Ministerpräsident Alexander Schweitzer (SPD) sagte: „Für Rheinland-Pfalz bedeutet das Projekt mehr Versorgungssicherheit für die Menschen und die Unternehmen im Land. Und die Pipeline wagt den Schritt in die Zukunft und ist H2-ready. Damit ist sie auch ein wichtiger Meilenstein für die Transformation in Rheinland-Pfalz.“

Eigentümerin der Leitung ist die Trans Europa Naturgas Pipeline GmbH & Co. KG (TENP). An ihr sind der deutsche Fernleitungsnetzbetreiber Open Grid Europe (OGE) aus Essen mit 51 Prozent und die Fluxys TENP GmbH in Düsseldorf mit 49 Prozent beteiligt. Fluxys TENP ist eine 100-prozentige Tochter des belgischen Fernleitungsnetzbetreiber Fluxys.

Die Vermarktung der Transportkapazitäten erfolgt gemeinsam durch OGE mit rund 35 Prozent und Fluxys TENP mit 65 Prozent. Die Essener OGE ist für den operativen Betrieb der Leitung verantwortlich. Perspektivisch prüfen OGE und Fluxys mit anderen Unternehmen den Transport von Wasserstoff über Italien und die Schweiz nach Deutschland über die TENP, heißt es abschließend.

Rund 71 Prozent des Zubaus im vergangenen Jahr entfielen auf Asien. Europa trug 12,3 Prozent zur Energiewende bei, Nordamerika lieferte 7,8 Prozent. Afrika, Eurasien, Mittelamerika und die Karibik erreichten zusammen einen Anteil vom 2,8 Prozent. Afrika habe seine Leistung an Erneuerbaren 2024 lediglich um 7,2 Prozent steigern können – obgleich der Kontinent über enormes Potenzial verfüge, schreibt Irena.

Erneuerbare machen 46 Prozent der weltweiten Gesamtleistung aus

In ihren neuen Übersichten hat die Organisation die Ausbauzahlen für das zurückliegende Jahr leicht nach unten korrigiert. Die gesamte erneuerbare Erzeugungsleistung für 2024 fällt demnach um 5.300 MW geringer und beträgt 4,4 Millionen MW. Damit machten Erneuerbare Ende 2024 gut 46 Prozent der weltweit installierten Gesamtleistung (9,6 Millionen MW) aus. Irena spricht von einem „beispiellosen Anstieg von 15,1 Prozent gegenüber 2023“. Das durchschnittliche jährliche Wachstum in Jahren von 2018 bis 2023 beziffern die Statistiker auf 10,4 Prozent.

 

582.000 MW an erneuerbarer Leistung kamen 2024 hinzu. Gleichwohl, so Irena genüge das aktuelle Tempo nicht, um das globale Ziel von 11,2 Millionen MW bis 2030 zu erreichen. „Um das Ziel zu erreichen, müsste die Leistung in den verbleibenden Jahren jährlich um 16,6 Prozent steigen“, so die Organisation.

Erneuerbare Energiequellen weltweit 29,9 Prozent

Erneuerbare Energiequellen machten im Jahr 2023 laut Irena weltweit 29,9 Prozent der Stromerzeugung und lieferten 8,9 Billionen kWh. Die übrigen 70,1 Prozent (20,9 Billionen kWh) stammten aus fossilen Brennstoffen, Kernenergie, Pumpspeichern und anderen nicht erneuerbare Energiequellen.

Mit Blick auf die wachsende internationale Unterschiede betont Irena-Chef Francesco La Camera: „Es ist entscheidend, die Kluft zu überbrücken und die Investitionsunterschiede zwischen Ländern und Regionen zu schließen. Dafür braucht es gezielte politische Maßnahmen, internationale Finanzierungen und Partnerschaften, die Kapital und Technologie genau dorthin bringen, wo sie am dringendsten benötigt werden.“

Die Internationale Agentur für Erneuerbare Energien stellt die Renewable energy statistics im Internet als Download bereit.

 
Bis zum März 2025 sind bislang kumuliert rund 1,9 Gigawatt (1.900 MW) Windenergieleistung beantragt. Das sind rund 0,6 Gigawatt weniger als im Vorjahreszeitraum. Gleichzeitig hat sich die Genehmigungsdauer für Windenergieanlagen um drei Monate im Vergleich zum Vorjahr verkürzt.

Die Bundesregierung stellte in ihrer Antwort klar: Der Betrieb von Offshore-Windpark erfolgt unter strengen Auflagen – eine Umweltgefährdung durch Öl- und Dieselemissionen sei dabei faktisch ausgeschlossen. Denn, so die Bundesregierung in der Antwort: Dieselgeneratoren als Notstromversorgung sind auf Windkraftanlagen nicht verboten, aber „zu vermeiden“. Auch der Umgang mit Hydraulikflüssigkeiten und anderen Betriebsstoffen ist geregelt. Empfohlen wird der Einsatz biologisch abbaubarer Stoffe, sofern verfügbar.

Zudem gelten klare Grenzwerte für den Ölgehalt von Drainagewasser, dieser liegt bei 5 Milligramm je Liter „Die mit den Sensoren gemessenen aktuellen Werte müssen aus der Ferne auslesbar sein.“ Automatische Ventile müssten sicherzustellen ist, dass das Drainagewasser nicht in die Meeresumwelt eingeleitet wird, sondern aufgegangen wird.

Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) erfasst laut Regierung seit dem Jahr 2012 den Austritt solcher Stoff. „Seitdem sind in weniger als 50 Fällen Emissionen mit mehr als zehn Liter der genannten Flüssigkeiten aufgetreten“, heißt es weiter.

Bei den Vorfällen handelte es sich sämtlich um vergleichsweise kleine Emissionen, vor allem Leckagen. O-Ton: „‚Ölteppiche‘, die durch Luftaufklärung oder Schiffe hätten gesichtet werden können, sind bislang nach Kenntnis der Bundesregierung nicht aufgetreten.“

Die Leckagen seien durch die Windparkbetreiber festgestellt und entsprechend „der in den Zulassungen festgelegten Melde- und Berichtspflichten dem BSH und den zuständigen Behörden gemeldet“ worden. Das BSH erfasse solche Vorfälle nicht selbst vor Ort, sondern erfährt aufgrund der Meldepflicht von ihnen.

Das BSH kann zusätzliche Berichte und Informationen anfordern, prüft die Einhaltung der genannten Vorgaben sowie die Umsetzung notwendiger Reparaturen. Außerdem kann es im Einzelfall Maßnahmen anordnen – etwa um ähnliche Vorfälle in Zukunft zu vermeiden und die Meeresumwelt zu schützen, so die Regierung.

Die Analyse berücksichtigt unter anderem die Treibhausgasemissionen aus der Herstellung und dem Recycling von Fahrzeugen und Batterien, der Produktion von Kraftstoffen und Strom, dem Verbrauch während des Betriebs sowie dem Wartungsaufwand. Die Untersuchung stellt eine Aktualisierung früherer ICCT-Lebenszyklusanalysen dar.

Im Vergleich zu benzinbetriebenen Fahrzeugen mit durchschnittlichen Biokraftstoffanteilen liegen die Emissionen von E-Autos demnach um 73 Prozent niedriger – bezogen auf den gesamten Lebenszyklus. Während Benzinfahrzeuge bei 235  Gramm CO2-Äquivalente pro Kilometer (g CO2/km) liegen, erreichen E-Pkw im Szenario mit dem erwarteten EU-Strommix für 2025 bis 2044 einen Wert von 63 g CO2/km. Bei ausschließlicher Nutzung erneuerbarer Energien sinkt dieser Wert auf 52 g CO2/km.

Zwar sind laut dieser Analyse die Produktionsemissionen von E-Mobilen aufgrund der Batterieherstellung etwa 40 Prozent höher als bei Verbrennern, doch würden diese zusätzlichen Emissionen bereits nach rund 17.000 km ausgeglichen – typischerweise innerhalb der ersten ein bis zwei Jahre.

Hybride mit begrenztem Potenzial

Hybridfahrzeuge (HEV) und Plug-in-Hybride (PHEV) schneiden hingegen schlechter ab: Deren Emissionen würden nur 20 bis 30 Prozent unter denen reiner Benzinfahrzeuge liegen. Die Analyse berücksichtigt laut den Forschenden reale Verbrauchswerte, bei PHEVs basierend auf aktuellen On-Board-Messdaten. Wasserstoffbetriebene Fahrzeuge (FCEV) erreichen nur dann vergleichbar geringe Emissionen wie Elektrofahrzeuge, wenn der Wasserstoff mit erneuerbarem Strom produziert wurde. 

Ein weiteres Ergebnis: Selbst bei einem optimistischen Szenario für steigende Anteile fortschrittlicher Biokraftstoffe in Benzin und Diesel sinken die Emissionen von Verbrennern nur um wenige Prozentpunkte. Das genügt nicht, um die Lücke zu emissionsarmen Antriebstechnologien zu schließen.

Verbrenner-Aus bis 2035 notwendig

Aus Sicht der Studienautoren ist ein Neuzulassungsverbot für Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor, inklusive Hybride, ab 2035 notwendig, um die Klimaziele der EU zu erreichen. Elektrofahrzeuge bieten unter den analysierten Antrieben das größte Minderungspotenzial. Für wasserstoffbetriebene Fahrzeuge wäre eine ausschließliche Versorgung mit erneuerbarem Wasserstoff erforderlich, was derzeit nicht absehbar ist.

Der gesamte Bericht ist auf Englisch online auf der Seite des ICCT abrufbar als PDF und heißt „Life-cycle greenhouse gas emissions from passenger cars in the European Union“.

Die Tochter soll, wie das Unternehmen mitteilt, klassische Projektentwicklungsaufgaben übernehmen und Speicherprojekte auch selbst betreiben. Die Vermarktung am Spotmarkt sowie die Erbringung systemdienlicher Leistungen wie Primär- und Sekundärregelleistung bleibt Aufgabe der Muttergesellschaft.

Flexpower sieht seine neue Tochter als Plattform für institutionelle Investoren und Kooperationspartner – von Co-Investments bis zu eigenständigen Entwicklungsprojekten. Auch Grundstückseigentümer sollen angesprochen werden. Mit diesem Schritt reagieren die Hamburger eigenen Angaben nach auf die wachsende Bedeutung von Flexibilität im Strommarkt. Angesichts volatiler Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen sei der Bedarf an Speicherlösungen hoch, betont das Unternehmen.

Ein erstes Projekt ist bereits angelaufen: In Zeven (Niedersachsen) wird derzeit ein Speicher installiert. Bis 2029 plant Flexpower Energy Speicherprojekte mit einer Gesamtleistung von 510 MW und einer Kapazität von rund 1,2 Millionen kWh. Standorte in Niedersachsen und Bayern befinden sich bereits in der Umsetzung.

Die Geschäftsführung der neuen Einheit übernehmen Fabian Eckl und Amani Joas. Beide führen auch die Geschäfte der Muttergesellschaft „CFP FlexPower“. Eckl verweist auf die Preisschwankungen im untertägigen Handel: Mehrere Hundert Euro pro MWh seien keine Seltenheit. Hinzu kämen steigende Preise für Regelleistung zur Netzstabilisierung. „Diese Preisanreize zeigen, wie wichtig die Bereitstellung von Flexibilität in einem Stromsystem ist, das inzwischen überwiegend aus Erneuerbaren gespeist wird“, so Eckl.

Joas ergänzt, man investiere nun bewusst einen Teil der Handelserlöse in physische Speicherinfrastruktur. Damit entwickle sich das Unternehmen vom reinen Handelsbetrieb zum vollintegrierten Energieversorger. Bereits heute decke man die gesamte Kette von Stromerzeugung und Stromspeicherung bis zur Belieferung ab. Auch eine eigene Handelsplattform mit Namen „PowerMatch“ sei dafür geschaffen worden. Diese ermögliche einen standardisierten und transparenten Handel sämtlicher Produkte entlang dieser Kette.

Im Jahr davor hatten die Stadtwerke bei einem Umsatz von 670 Millionen Euro einen Jahresüberschuss von 5,7 Millionen Euro verbucht. Die Bilanzsumme betrug damals 717 Millionen Euro, das Eigenkapital des Konzerns belief sich auf 186 Millionen Euro.

„Trotz zahlreicher Herausforderungen – wie nationalen und internationalen Krisen sowie neuen gesetzlichen Vorgaben und den damit verbundenen komplexen zusätzlichen Aufgaben – können wir auch für das Jahr 2024 ein positives Jahresergebnis vorweisen“, sagt Jens Meier, CEO der Stadtwerke Lübeck Gruppe. Durch die finanziell starke Entwicklung in den zurückliegenden Jahren sei man „wirtschaftlich stabil aufgestellt, um die Transformation in den Bereichen Energie, Netzinfrastruktur, Wärme und Mobilität weiter voranzutreiben“.

Neue Kapitaleinlage

Für diesen Herbst rechnen die Stadtwerke Lübeck Gruppe mit einer Stärkung des Eigenkapitals und der Liquidität. Hintergrund: Im März hatte die Lübecker Bürgerschaft entschieden, eine Kapitaleinlage in Höhe von 13 Millionen Euro bereitzustellen. Zudem wurde „ein ertragswirksamer Zuschuss in Höhe von 5 Millionen Euro für die Stadtwerke Lübeck Mobil beschlossen“, wie es heißt.

Im Fokus stand im vergangenen Jahr etwa der Bau des Solarthermie-Park „Moisling“ für die Vergrünung der Fernwärmeversorgung. Auch habe man sich Strom- und Gasnetz-Konzessionen im Lübecker Umland gesichert. Darüber hinaus seien der Stromnetzausbau und dessen Digitalisierung vorangetrieben worden. Forciert worden sei außerdem die Elektrifizierung der ÖPNV-Flotte. Bis Ende des Jahres soll er Anteil der emissionsfreien Busse auf über 40 Prozent steigen.

Rost steht seit 2011 an der Spitze der Netzgesellschaft, einer 100-prozentigen Tochter der Stadtwerke Bochum Holding GmbH. Seit 1995 war er in verschiedenen leitenden Funktionen innerhalb der Stadtwerke-Gruppe tätig, zuletzt als Leiter der Hauptabteilung Strom. 

Die Stadt sieht bei der Netzgesellschaft zentrale Aufgaben bei erneuerbaren Energien, Netzstabilität und Digitalisierung. Oberbürgermeister Thomas Eiskirch (SPD), zugleich Aufsichtsratsvorsitzender der Stadtwerke Bochum, erklärte: „Mit seiner Erfahrung und seinem Engagement ist Holger Rost hervorragend geeignet, diese Herausforderung erfolgreich zu meistern und die Zukunft der Energieversorgung in Bochum nachhaltig zu gestalten.“

Die Kontinuität an der Unternehmensspitze soll dazu beitragen, die laufenden Transformationsprozesse im Energiesystem stabil zu begleiten.

Keunecke war im Frühjahr 2024 als CCO zur Tochtergesellschaft „meistro R. E. GmbH“ gewechselt, die im Geschäftsfeld erneuerbare Energien tätig ist. Er bringt über 30 Jahre Erfahrung in den Bereichen „Go-To-Market-Strategien und nationaler sowie internationaler Vertrieb im B2B-Sektor mit“, davon über 20 Jahre in leitenden Managementpositionen. Als Co-CEO soll er gemeinsam mit dem Führungsteam die interdisziplinäre Zusammenarbeit innerhalb der Gruppe weiter ausbauen.

Franziska Huber wird künftig als CCO der Holding die Bereiche Vertrieb, Corporate Marketing und Kommunikation verantworten. Huber ist seit 2014 im Unternehmen tätig und startete ihre Laufbahn im Vertrieb. 2022 wurde ihr Prokura erteilt, im darauffolgenden Jahr übernahm sie die Geschäftsführung der Meistro Energie GmbH, die auf Energielieferung spezialisiert ist.

Ziel der neuen Führungsstruktur sei es, Synergien zwischen Versorgung, Beratung, Erzeugung und innovativen Technologien besser zu nutzen, heißt es weiter. Dazu zählen unter anderem Dienstleistungen für Batterie-Speichersysteme (BESS), intelligentes Lastmanagement sowie Power Purchase Agreements (PPA).

Die operativen Geschäftsaktivitäten der Gruppe erfolgen in den Tochtergesellschaften Meistro Energie (Energielieferung), Meistro Solution (Energieberatung), Meistro R. E. (Erzeugung erneuerbarer Energien) und Duobloq Energie (Energie-Contracting). Insgesamt beschäftigt die Gruppe mehr als 100 Mitarbeitende.

Darüber hinaus wurde Neumann in seinen weiteren Funktionen bestätigt: als Geschäftsführer der Stadtwerke Lüdenscheid GmbH und der Bäderbetrieb Lüdenscheid GmbH. Neumann gehört dem Vorstand der Enervie-Gruppe seit Mai 2021 an. Der Versorgungsingenieur startete seine Laufbahn 1995 bei der Stadtwerke Lüdenscheid GmbH.

Die Enervie – Südwestfalen Energie und Wasser AG mit Sitz in Hagen ist ein regionales Energieunternehmen Nordrhein-Westfalen. Der Unternehmensverbund mit den Tochtergesellschaften Mark-E, Stadtwerke Lüdenscheid und „ENERVIE Vernetzt“ versorgt rund 400.000 Kunden mit Strom, Gas, Wärme und Trinkwasser. Die Gruppe hat rund 1.000 Mitarbeitende.

Doch das Potenzial steht in einem eklatanten Widerspruch zur realen Projektpipeline. Nur ein Bruchteil der technisch möglichen geothermischen Wärme wird aktuell genutzt. Dabei bietet Geothermie nicht nur ökologisch, sondern auch ökonomisch eine immense Chance: Sie kann Kommunen, Stadtwerken und privaten Abnehmern auf Jahrzehnte hinaus stabile Wärmepreise garantieren und dadurch erhebliche Kostenrisiken vermeiden, die ansonsten durch volatile Brennstoffmärkte entstehen.

Hohe Investitionskosten als Markteintrittsbarriere

Geothermieprojekte treffen auf zwei Herausforderungen: Sie sind kapitalintensiv und erfordern spezialisierte Kompetenzen für die Planung und Umsetzung. Weder die Kompetenzen noch das Kapital reichen in Deutschland derzeit aus, um Geothermie zu skalieren.

Allein für die Erkundung sind Aufwendungen von weit über einer Million Euro erforderlich. Die Bohrkosten liegen typischerweise im zweistelligen Millionenbereich. Hinzu kommen die Errichtung der Kraftwerks- oder Wärmeanlagen, die Anbindung an die Netzinfrastruktur sowie umfangreiche Genehmigungsverfahren.

Tatsächlich würden sich diese Investitionen langfristig in weiten Teilen Deutschlands lohnen – nicht nur ökologisch, sondern auch betriebswirtschaftlich und sozial. Die Möglichkeit, Wärme für mehrere Jahrzehnte zu konstanten Preisen zu erzeugen, verschafft Kommunen und Stadtwerken einen erheblichen strategischen Vorteil und entlastet Haushalte sowie Industrie von immer teureren fossilen Brennstoffen. Dennoch sind viele Stadtwerke aufgrund gestiegener Bezugskosten für Energie, Fachkräftemangels sowie der allgemeinen politischen und wirtschaftlichen Lage derzeit nicht in der Lage, solche Investitionen eigenständig zu stemmen.

Förderprogramme allein reichen nicht aus

Gerne wird beim Thema Finanzierung auf den Staat verwiesen. Zwar ist die Diskussion über den zielgerichteten Einsatz von Sondervermögen und regulatorische Rahmenbedingungen wichtig, doch darf der Aspekt der privaten Investitionen nicht außer Acht geraten. Sicherlich braucht es einen stabilen Förderrahmen – wie beim Strom das EEG –, doch darf die Debatte an dieser Stelle nicht enden. Der Staat ist ein ganz zentraler Akteur, aber eben nicht der einzige. Man macht es sich schlicht zu einfach, wenn man die Finanzierungslücke der Wärmewende exklusiv der Bundesregierung in die Schuhe schiebt.

Vielmehr ist es entscheidend, gezielt Anreize für privates Kapital zu schaffen und Investitionsrisiken planbar zu machen. Eine zentrale Herausforderung bei der tiefen Geothermie liegt in der Unsicherheit der Erkundungsphase: Selbst bei sorgfältiger Voruntersuchung kann nicht ausgeschlossen werden, dass eine Bohrung unergiebig ist oder weniger Ertrag liefert als kalkuliert. Dieses sogenannte Fündigkeitsrisiko schreckt potenzielle Investoren ab.

Ein wichtiger Hebel könnte daher neben der dringend notwendigen Verbesserung der geologischen Datenlage der Ausbau von Risikoversicherungsinstrumenten sein. Versicherungsfonds oder Bürgschaften, wie sie bereits in einigen Modellprojekten erprobt werden, können dazu beitragen, dass die Risikoabwägung für Banken und Investoren kalkulierbarer wird. Diese Instrumente müssen aber so strukturiert werden, dass sie das Projekt ermöglichen und nicht totrechnen. Ergänzend braucht es langfristige Abnahmegarantien durch Kommunen oder Energieversorger, um die Erlösströme abzusichern. 

Ein oft unterschätztes Hindernis ist die fehlende Synchronisierung der Finanzierungsentscheidungen zwischen dem Ausbau der Wärmenetzinfrastruktur und den privaten Kapitalgebern. Selbst wenn Investoren bereitstehen, ein Bohrprojekt zu finanzieren, bleibt das Vorhaben wirtschaftlich nur tragfähig, wenn gleichzeitig die Netzinfrastruktur entsprechend ausgebaut wird. Umgekehrt scheuen viele Stadtwerke den Netzausbau, solange nicht verbindlich gesichert ist, dass ausreichend geothermische Wärme verfügbar sein wird. Diese wechselseitige Abhängigkeit kann zu Verzögerungen führen.

Deshalb braucht es abgestimmte Entscheidungs- und Finanzierungsprozesse, die beide Seiten – Wärmeerzeugung und Wärmenetze – eng verzahnen. Klare Rahmenverträge, zeitlich abgestimmte Förderzusagen und standardisierte Kooperationsmodelle können dafür sorgen, dass Investitionen parallel freigegeben werden. Nur wenn Netzbetreiber und Geothermie-Investoren ihre Finanzierungsentscheidungen gemeinsam vorbereiten und abstimmen, wird das wirtschaftliche Potenzial der Geothermie tatsächlich realisierbar.

Fazit: Ein integrierter Ansatz für wirtschaftliche Chancen und Klimaschutz

Die Finanzierungslücke der Wärmewende lässt sich nicht durch ein einzelnes Förderprogramm oder Gesetz schließen. Vielmehr braucht es ein integriertes Maßnahmenpaket, das aus mehreren Elementen besteht:

• wirksame Risikoabsicherung,
• Investitionsanreize für private Kapitalgeber,
• langfristige Abnahme- und Preisgarantien,
• planungssichere und effiziente Genehmigungsverfahren sowie
• eine konsequente Einbindung der kommunalen Ebene.

Die tiefe Geothermie ist mehr als ein Nischenprojekt – sie ist ein zentraler Baustein einer klimaneutralen, resilienten und wirtschaftlich tragfähigen Wärmeversorgung. Ihr Ausbau garantiert nicht nur eine massive Senkung der CO2-Emissionen, sondern bietet auch die historische Chance, die Wärmepreise dauerhaft zu stabilisieren und lokale Wertschöpfung zu stärken. Damit aus dem theoretischen Potenzial konkrete Projekte werden, muss die Debatte endlich vom Abstrakten ins Praktische kommen. Nur durch eine konzertierte Anstrengung von Politik, Stadtwerken und privaten Kapitalgebern aus der Industrie wird es gelingen, die Wärmewende entschlossen voranzutreiben – zum wirtschaftlichen Vorteil aller Beteiligten.
 

Zu nennen ist als möglicher Treiber für die Notierungen an den Energiebörsen neben der lauernden Gefahr einer neuen Hitzewelle auch die erratische Politik des US-Präsidenten. Die Marktteilnehmer richten ihr Augenmerk auf die Höhe der Zölle, mit denen Donald Trump die Europäer überziehen möchte. Die US-Regierung prüft außerdem einen vom Senat vorgeschlagenen Gesetzesentwurf für weitere Energiesanktionen gegen Russland. Sollten die USA neue Sanktionen gegen Russland erlassen, wären dies die ersten US-Strafmaßnahmen gegen Moskau seit Trumps Wiedereinzug ins Weiße Haus.

Strom: Ohne klare Tendenz hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. Der Montag wurde am Freitag im Base mit festen 105 Euro/MWh gesehen. An der Börse wurde der Montag in der Grundlast ebenfalls mit 105 Euro/MWh gehandelt. Ursache für den festen Preis ist die niedrige Erneuerbareneinspeisung, die für diesen Tag prognostiziert wird. Die Meteorologen von Eurowind erwarten lediglich sehr moderate 17,5 GW im Base. Am Dienstag soll der Beitrag von Wind und Solar mit 25,4 GW in der Grundlast dann jedoch höher ausfallen.

Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr 0,13 auf 87,08 Euro. Damit bleibt das Cal 26 in seiner Spanne von 86 bis 87,50 Euro. Der Handel verlaufe derzeit sehr impulsarm, so ein Händler. Auch der Blick auf die Wetterprognosen gebe keine Richtung vor. Das US-Wettermodell habe Prognosen einer bevorstehenden Hitzewelle in Deutschland wieder kassiert. Dagegen gehe das europäische Modell für die dritte Juli-Dekade von Temperaturen aus, die den Durchschnitt um vier bis fünf Grad Celsius übertreffen könnten. In einem solchen Fall könnte auch die Frage nach genügend Kühlwasser für die französischen Kernkraftwerke wieder relevant werden.

CO2: Etwas leichter haben sich die CO2-Preise am Berichtstag gezeigt. Der Dec 25 verlor bis gegen 13.40 Uhr 0,20 auf 70,54 Euro/Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 15,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 71 Euro, das Tief bei 69,64 Euro. Bernadett Papp, Head of Market Analy­sis von Pact Capital, sieht Unterstützung für den Dec 25 bei 70,38 Euro, dann bei 68,71 Euro und 68,41 Euro. Widerstand hat die Analystin bei 71,03 Euro, danach bei 72,03 Euro und 72,43 Euro ausge­macht.

Händler verweisen auf die ferienbedingte geringe Aktivität am Markt und auf die konjunkturelle Unsicherheit, die durch den Zollkonflikt zwischen den USA und Europa entstanden ist. Für die Eurozone zeichne sich ab, dass Trump über Zölle von bis zu 20 Prozent nachdenkt, und nicht wie die Märkte zuletzt gehofft hatten, nur über pauschale 10 Prozent, so ein Händler. Zudem könnten Unternehmen, die eine kostenlose Zuteilung erhalten haben, überschüssige Zertifikate am Markt verkaufen und damit die Preise unter Druck setzen.

Erdgas: Behauptet haben sich die europäischen Gaspreise am Freitag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 13.42 Uhr 0,060 auf 35,160 Euro/MWh. Am deutschen THE ging es dagegen um 0,025 auf 35,775 Euro nach oben. Derweil liegt der Gasfluss aus Norwegen am Berichtstag stabil bei 322,2 Millionen Kubikmetern nach 321,1 Millionen Kubikmetern am Vortag.

Der Markt warte auf weitere Impulse, die möglicherweise durch die Politik von US-Präsident Trump ausgelöst werden könnten. Dabei könnte es um die Zollstreitigkeiten mit der EU gehen aber auch um neue Entwicklungen in der Russland-Politik. Unterdessen haben sich die Aussichten auf eine Hitzewelle in Nordwesteuropa für die neue Woche weitgehend zerstreut, womit ein Grund für höhere Gaspreise entfallen ist.