Die Vorsitzenden-Position war im Mai vakant geworden, nachdem der bisherige Amtsinhaber Olaf Lies (SPD), bis dahin niedersächsischer Wirtschaftsminister, Ministerpräsident geworden war. Lies hatte den Beiratsvorsitz von 2016 bis 2018 sowie seit 2020 inne.

„Der Beirat schlägt die Brücke zwischen der Politik und den zentralen Regulierungsaufgaben der Bundesnetzagentur“, erklärte Helfrich nach seiner Wahl. „Dabei geht es um wichtige Weichenstellungen für die Zukunftsfähigkeit unserer Gesellschaft: vom Gelingen der Energiewende über eine verantwortungsvolle Regulierung von Künstlicher Intelligenz bis hin zu einer modernen Kommunikationsinfrastruktur.“ Das Gremium berate die Behörde etwa beim NEST-Prozess, den Reformen bei den Industrienetzentgelten und beim Netzanschluss sowie auf neuen Feldern, wie der Umsetzung des EU AI Acts.

Bis 2013 in der Energiebranche

Der Diplom-Kaufmann Helfrich arbeitete zwischen 2005 und 2013 in entsprechenden Funktionen in der Energiewirtschaft, bevor er in den Bundestag wechselte. Zuletzt war er 2010 bis 2013 Assistent der Geschäftsführung beim Verteilnetzbetreiber Hamburg Netz. Seit dieser Legislaturperiode ist er Sprecher der Unionsfraktion für Umwelt- und Klimapolitik. Er ist auch Sprecher der schleswig-holsteinischen CDU-Landesgruppe.

Der Beirat besteht aus 16 Mitgliedern des Bundestages sowie 16 Vertretern der Bundesländer. Er kann Maßnahmen beantragen, die auf die Regulierungsziele und die flächendeckende Versorgung mit Mobilfunk und Postdienstleistungen einzahlen. Seine Mitwirkungs- und Anhörungsrechte nimmt das Bund-Länder-Gremium vor allem in der Energieregulierung und beim Ausbau länderübergreifender Stromübertagungsnetze, bei Frequenzvergabeverfahren der Bundesnetzagentur und im Postwesen wahr.

Das Festlegungsverfahren mit dem Aktenzeichen BK6-24-125 betrifft die Anpassung des Messstellenbetreiberrahmenvertrags für den Stromsektor an die aktuellen rechtlichen Rahmenbedingungen. Berücksichtigt wurden dabei vorgebrachte Klarstellungsbedarfe. Zudem diente es der erstmaligen Festlegung der Messstellenverträge in zwei Versionen: für Anschlussnutzer oder Anschlussnehmer sowie für Stromlieferanten als Anbieter kombinierter Verträge. Beide Vertragsvarianten werden durch ein Formblatt gemäß § 54 Messtellenbetriebsgesetz (MsbG) ergänzt. Abhängig vom jeweiligen Vertragswerk richtet sich das Verfahren an Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, Messstellenbetreiber, beauftragende natürliche und juristische Personen sowie Lieferanten.

Grundlage für die Anpassungen waren geänderte Rechtsgrundlagen im MsbG und im Mess- und Eichgesetz (MessEG) sowie einschlägige Festlegungen wie die zu den Wechselprozessen im Messwesen Strom (WiM) und Änderungen an den Geschäftsprozessen zur Kundenbelieferung mit Elektrizität (GPKE). Zudem gingen bei der Beschlusskammer Mitteilungen zu Unklarheiten in der praktischen Umsetzung des Messstellenbetriebs ein, die grundlegende vertragliche Regelungen zwischen Messstellenbetreiber und Netzbetreiber betrafen. Darüber hinaus bestand Bedarf für eine erstmalige Standardisierung der Messstellenverträge.

Der BDEW erarbeitete auf Anregung der Beschlusskammer zwei Vertragsvarianten, die als Grundlage für die von der Beschlusskammer formulierten Versionen für Anschlussnutzer oder Anschlussnehmer (MSV-AN) sowie für Lieferanten (MSV-LF) dienten. Der Schwerpunkt lag auf verbraucherschutzrelevanten Regelungen und der Berücksichtigung der besonderen rechtlichen Situation, die sich aus dem Angebot kombinierter Verträge ergibt.

In diesem Zuge startete die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur am 11. November 2024 von Amts wegen ein förmliches Festlegungsverfahren zur Abänderung des bestehenden Messstellenbetreiberrahmenvertrags sowie zur Festlegung des Messstellenvertrags und des Formblatts ein.

Im Rahmen der ersten Konsultation gingen zahlreiche Stellungnahmen ein. Die eingereichten Hinweise betrafen insbesondere die Frage, ob ein einheitlicher Messstellenvertrag die unterschiedlichen Rechtsbeziehungen des Messstellenbetreibers gegenüber beiden Gruppen möglicher Auftraggeber abbilden kann. Aufgrund der eingegangenen Anmerkungen stellte die Beschlusskammer auf zwei eigenständige Vertragsvarianten um. Die Versionen MSV-AN und MSV-LF wurden daraufhin zwischen dem 19.05.2025 und dem 23.06.2025 erneut konsultiert.

Parallel gab die Bundesnetzagentur dem Bundeskartellamt, den Landesregulierungsbehörden sowie dem Länderausschuss gemäß den einschlägigen Vorgaben des EnWG Gelegenheit zur Stellungnahme. Der Länderausschuss war bereits am 11.09.2025 vorab mündlich informiert worden.

Die Festlegung der Bundesnetzagentur zur Anpassung des Messstellenbetreiberrahmenvertrags sowie zur Festlegung der Messstellenverträge steht auf der Internetseite der Beschlusskammer zur Verfügung.

Der VKU stellte die Mitte November vom Institut Civey durchgeführte Umfrage am 25. November vor, dem Eröffnungstag der Wärme-Messe „Heat Expo“ in Dortmund, deren „ideeller Träger“ der VKU ist. VKU-Chef Ingbert Liebing sieht nach der Umfrage „Zweifel bei den Deutschen“ an der Wärmewende. Die Politik müsse mit einer Reform reagieren, die das klimaneutrale Heizen für alle machbar erscheinen lasse, „auch finanziell“.

Den Kostenaspekt hatte der VKU zum Gegenstand einer eigenen Frage gemacht. Das Ergebnis ist auch hier eindeutig: Drei Viertel der Befragten schließen klimaneutrales Heizen um den Preis höherer Heizkosten aus (65 Prozent wollen „auf keinen Fall“ mehr bezahlen, 10 Prozent „eher nicht“).

Hälfte der Befragten hält klimaneutrales Heizen für nicht wichtig

Diese Einstellung geht einher mit einer grundsätzlichen Skepsis gegenüber dem Ziel der Wärmewende. Demnach hält die Hälfte das klimaneutrale Heizen für „gar nicht wichtig“ (39 Prozent) oder „unwichtig“ (11 Prozent). 35 Prozent äußerten sich gegenteilig („sehr wichtig“: 21 Prozent, 14 Prozent „eher wichtig“), der Rest (15 Prozent) ist unentschieden.

Im Lichte dieser Resultate präsentiert der VKU sein Maßnahmenbündel für eine bezahlbare Wärmewende, für das Ingbert Liebing der Politik empfiehlt, „mehr auf Kosteneffizienz zu achten und strukturelle Reformen anzuschieben“. Zu den Forderungen des VKU in den Bereichen Strom, Fernwärme und (grüne) Gase zählen

• das Absenken der Stromsteuer für alle ab 2027 auf das europarechtliche Minimum,
• die Reform der Netzentgelte zu Lasten jener, die den Netzausbau erforderlich machen,
• mindestens 3,5 Milliarden Euro für den Fernwärme-Ausbau über die Bundesförderung effiziente Wärmenetze,
• eine Beteiligung des Staates an den Kosten für die Stilllegung von Gasnetzen sowie
• finanzielle Anreize zum Umrüsten der Gasverteilnetze auf Wasserstoff.

Auch die Erwartungen der Bevölkerung an die Regierenden hat der VKU abfragen lassen. Hier rangieren weniger Bürokratie, verlässliche Vorgaben und Realismus bei Zielen und Fristen der Wärmewende auf den vorderen Plätzen.

Daraus leitet der VKU konkreten Reformbedarf ab. Die Neufassung des Heizungsgesetzes solle „der Vielfalt der Heiz-Optionen Rechnung“ tragen und pragmatischer werden. Das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz solle den Ausbau der Fernwärme unterstützen und die hocheffizienten KWK-Anlagen als Stützen beim Fernwärmehochlauf und der Stromversorgung stärken.

Letztlich sei die Kombination aus Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVB FernwärmeV) und Wärmelieferverordnung erforderlich. Die Wärmelieferverordnung solle „den klugen Kompromiss einer gedeckelten Mieterhöhung von 50 Cent pro Quadratmeter und Monat bei der Wärmepumpe auch auf die Fernwärme ausweiten“, so Ingbert Liebing.

Kommunale Versorger sollen bei G4E-Projekten zum Umstieg auf eine nachhaltige Energieversorgung unterstützt werden. Einzelprojekte mit einem Volumen von bis zu 80 Millionen Euro können berücksichtigt werden. Insgesamt sollen „Energie-Investitionen in Höhe von rund 1,2 Milliarden Euro in Deutschland angestoßen werden“, heißt es in einer Mitteilung der EIB.

Die beiden Banken reagierten damit auf den Investitionsbedarf in der regionalen Energieinfrastruktur. Viele Stadtwerke könnten die notwendigen Mittel für die Modernisierung ihrer Strom- und Fernwärmenetze nur teilweise aus eigener Kraft oder mit bestehenden staatlichen Programmen aufbringen, heißt es weiter.

Die Folge sei eine erhebliche Finanzierungslücke, die den Umbau der örtlichen Versorgungssysteme verzögere. Neue Finanzierungsinstrumente seine deshalb notwendig, um die Transformation zu beschleunigen und kommunalen Unternehmen verlässliche Planungsgrundlagen zu bieten.

Im Rahmen des Programms übernimmt die EIB bis zu 50 Prozent des Risikos der Commerzbank bei Darlehen für förderfähige Projekte. Durch diese Risikoteilung muss die Commerzbank weniger Kapital für die Kreditvergabe hinterlegen und kann ihr Finanzierungsangebot für regionale Energieunternehmen ausweiten. Damit sollen insbesondere kleinere kommunale Vorhaben unterstützt werden, die bisher nur eingeschränkt finanzierbar waren.

Nadia Calvino, Präsidentin der EIB-Gruppe, erklärte: „Indem wir die Finanzkraft und Expertise der EIB mit der tiefen regionalen Verwurzelung der Commerzbank in Deutschland verbinden, können wir hunderte lokaler Energieprojekte anschieben.“ Die EIB mit Sitz in Luxemburg hat nach eigenen Angaben in den vergangenen fünf Jahren mehr als 5,5 Milliarden Euro für Energie-Investitionen in Deutschland bereitgestellt.

Für die Commerzbank ist die Kooperation ein Schritt, um kommunale Energieversorger gezielt zu unterstützen. Vorstandsvorsitzende Bettina Orlopp sagte: „Diese neue Partnerschaft mit der EIB zeigt unser gemeinsames Engagement für die Energiewende in Deutschland. Indem wir zusammenarbeiten und Risiken teilen, können wir regionale Versorgungsunternehmen dabei unterstützen, wichtige Projekte zu verwirklichen, die sie sonst nur schwer finanzieren könnten.“

Die Franken haben ihren Aufschlag nun beziffert – und bewertet: Es handele sich um ein „leichtes“ anheben, schreibt N-Ergie in einer Mitteilung. Außerdem folge dies auf eine „deutliche Preissenkung im vergangenen Jahr“.

Konkret bilden auch die Nürnberger – wegen der Milliardenzuschüsse des Bundes zu den Netzkosten – den allgemein günstiger werdenden Strom über die Arbeitspreise ab. Die Ersparnis hier macht sich beim Endkunden aber nicht bemerkbar, weil N-Ergie parallel dazu den Grundpreis anhebt.

Damit komme nach Berechnungen von N-Ergie ein Musterhaushalt mit drei Menschen (3.500 kWh jährlich im Produkt „Strom smart“) auf Mehrkosten von 1,55 Euro pro Monat oder 1,5 Prozent, das sind 18,60 Euro im Jahr.

Beim Gas fällt der Aufschlag mit 0,48 Cent je kWh im Arbeitspreis oder rund 4,5 Prozent etwas höher aus. Den Grundpreis belässt N-Ergie beim alten. 7,14 Euro mehr pro Monat (85,68 Euro im Jahr) wären das für jene dreiköpfigen Musterhaushalte, die sich im Tarif „Erdgas smart“ befinden und 18.000 kWh im Jahr verbrauchen.

Die Erhöhung beim Gas begründet N-Ergie mit den steigenden CO2-Kosten und Netzentgelten. Beides wende die Entlastungen durch den Wegfall der Gasspeicherumlage für die Verbraucher letztlich ins Negative.

 
Der Preis für Emissionszertifikate im Europäischen Emissionshandelssystem (EU-ETS) erreichte im Februar 2023 mit 100,34 Euro pro Tonne CO2 ein Rekordhoch, sank aber bis Ende Februar 2024 auf rund 55 Euro. Anfang November 2025 lag der Preis bei rund 80 Euro pro Tonne CO2. Ein Grund dafür ist die geringe Nachfrage: Die Industrie in der EU produziert weniger als erwartet und verbraucht damit auch weniger fossile Brennstoffe. Dadurch ist auch der Bedarf an Zertifikaten geringer und die Preise sinken. Die Nachfrage wird dazu durch eine erhöhte Verfügbarkeit von erneuerbaren Energien gesenkt. Die Daten beruhen auf einer Erhebung von Intercontinental Exchange.

Die Forschenden analysierten in einem küstennahen Onshore-Windpark in Norddeutschland über einen Zeitraum von eineinhalb Jahren das Verhalten ziehender Vögel. Ziel war es, das tatsächliche Kollisionsrisiko auf Basis moderner Messtechnologien empirisch zu erfassen. Dabei kamen Radarsysteme sowie künstliche Intelligenz (KI)-gestützte Kamerasysteme zum Einsatz, die präzise Flugbewegungen im Rotorbereich erfassen, heißt es in einer Mitteilung des BWO.

Laut Studie mieden mehr als 99,8 Prozent der beobachteten Vögel die Windenergieanlagen. Eine Korrelation zwischen Zugintensität und der Zahl möglicher Kollisionen wurde nicht festgestellt: Auch bei starkem nächtlichem Vogelzug flogen nur wenige Vögel durch den Rotorbereich. Die Untersuchung stellt somit frühere Annahmen infrage, wonach hohe Zugaktivität mit einem erhöhten Kollisionsrisiko einhergeht. Pauschale Abschaltungen von Anlagen bei starkem Vogelzug erscheinen der Studie zufolge daher nicht zielführend. Die erhobenen Daten basieren auf der Analyse von mehr als vier Millionen dokumentierten Vogelbewegungen. Durch die Kombination verschiedener Erfassungstechnologien konnten laut BioConsult SH belastbare Aussagen zum Ausweichverhalten und zur Kollisionshäufigkeit getroffen werden.

BWO-Geschäftsführer Stefan Thimm sieht durch die Studie bestätigt, dass der naturverträgliche Ausbau der Offshore-Windenergie im Einklang mit den Zugvögeln funktioniert: „Mit dieser Forschung wollen wir die Diskussion versachlichen, die Datengrundlage verbessern und Entscheidungen auf Faktenbasis treffen“.

Die Verzinkerei Zinq beteiligt sich mit ihrem Standort Castrop-Rauxel am Projekt und stellt einen Kessel als Pilotanlage bereit. Zunächst soll ein vorhandener Flachflammenbrenner durch eine wasserstofffähige Variante ersetzt und in das bestehende Regelungssystem integriert werden. Parallel prüfe das Unternehmen Optionen für eine verlässliche und wirtschaftliche Wasserstoffversorgung.

Der Leiter der Anlagentechnik bei Zinq, Robert Mill, sagt: „Wir setzen große Hoffnungen in das Projekt.“ Es bilde die technische Grundlage für eine mögliche Umstellung, sobald die politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen vorlägen. Entscheidend sei, dass am Ende neben der Technik auch regulatorische, infrastrukturelle und ökonomische Voraussetzungen passten.

Lösung für prozesswärmeintensive Branchen gesucht

An der Westfälischen Hochschule in Gelsenkirchen verantwortet Prof. Martin Habermehl unter anderem die Strömungssimulationen, die die Anpassung der Wasserstoffflamme an bisherige Erdgasprozesse ermöglichen sollen. Sein Team begleitet zudem den Probebetrieb, bei dem unter anderem das Brennverhalten, die Temperaturführung sowie Wassergehalt und Stickoxide im Abgas gemessen werden.
 „Die Schwierigkeit besteht darin, dass die Verbrennung durchgängig stabil bleibt und dass sie in den bestehenden Prozess integriert werden kann“, so Habermehl. Denn das flüssige Zink habe einen engen Temperaturtoleranzbereich, der eingehalten werden müsse.

Für Steuerungs- und Regelungstechnik ist die ProPuls GmbH verantwortlich, eine Ausgründung der Westfälischen Hochschule. Die von ihr erfassten Messdaten und Simulationsergebnisse dienen als Grundlage, um die Prozessregelung zu optimieren, erläutert Philipp Neuhaus, Teamleiter MSR-Technik.

Finanziert wird H2Rollout über das Programm „T!Raum – TransferRäume für die Zukunft von Regionen“ des Bundesforschungsministeriums. Das Projekt ist Teil der Transfer-Initiative „H2Raum“, die von der Westfälischen Hochschule und dem Fraunhofer IEG angestoßen wurde und bis 2028 läuft. Die Partner verfolgen das Ziel, eine übertragbare Lösung für die Verzinkungsindustrie und weitere prozesswärmeintensive Branchen zu entwickeln.

Bei seiner Präsentation im Bundesverkehrsministerium erklärte der Minister, die Bundesregierung wolle Mobilität nach den Bedürfnissen der Menschen ausrichten. Hierzu brauche es belastbare Daten. Die nun vorliegenden Ergebnisse dokumentierten, wie Bürger in Städten und ländlichen Regionen unterwegs sind und welche Verkehrsmittel sie wählen.
 

BMV: Elektromobilität etabliert sich

Die Studie zeigt laut Bundesverkehrsministerium, dass sich die Elektromobilität zunehmend in den Alltag integriert. Elektroautos weisen inzwischen ähnliche Nutzungsprofile wie Verbrennerfahrzeuge auf. Die Jahresfahrleistung liege mit rund 14.600 Kilometern über dem Durchschnitt aller Pkw und nähere sich der Vergleichsgruppe jüngerer Verbrennerfahrzeuge an, die laut Ministerium etwa 16.800 Kilometer pro Jahr erreichen. Zudem nutze ein wachsender Teil der Bevölkerung Elektroautos auch für längere Strecken. Rund 13 Prozent der Wege seien länger als 30 Kilometer, während sich das Einsatzspektrum 2017 noch überwiegend auf Kurzstrecken beschränkt habe. 

Auch der Bestand an Pedelecs wächst. Laut Studie kommen inzwischen mehr als 140 Pedelecs auf 1.000 Personen. Mit diesen Rädern legten Nutzer im Durchschnitt 14 Kilometer pro Tag zurück, was die Reichweite gegenüber herkömmlichen Fahrrädern deutlich erhöhe.

Ein weiterer Schwerpunkt betrifft das Auto. Die Studie konstatiert, dass das Auto weiterhin das wichtigste Verkehrsmittel bleibt. Rund 53 Prozent aller Wege und 73 Prozent aller Kilometer entfallen auf Pkw-Fahrten. Dennoch weisen die Daten erstmals einen leichten Rückgang gegenüber der Vorgängerstudie aus dem Jahr 2017 aus. Das Ministerium sieht darin einen Hinweis, dass sich Mobilität in Teilbereichen verändert – vor allem in großen Städten.

Wohnort für Mobilitätsmuster entscheidend

Für den öffentlichen Verkehr zeigt die Studie unterschiedliche Entwicklungen. Das Deutschlandticket spiele dabei eine erkennbare Rolle. So gaben etwa 16 Prozent der Befragten an, das Ticket regelmäßig zu nutzen. In Metropolen liegt der Anteil bei einem Drittel. Das Ticket wird nicht nur für Arbeitswege eingesetzt, sondern zu 32 Prozent für Freizeitfahrten. Nach Einschätzung des Ministeriums hat es dazu beigetragen, dass sich der öffentliche Verkehr von den Einbrüchen während der Corona-Phase erholt. Der Fußverkehr gewinnt ebenfalls an Bedeutung. Sein Anteil am gesamten Verkehrsaufkommen steigt von 22 auf 26 Prozent. 

Die Erhebung dokumentiert zudem, dass Mobilitätsmuster stark vom Wohnort abhängig sind. Während Menschen in ländlichen Regionen weiterhin überwiegend auf das Auto angewiesen sind, nutzen Stadtbewohner häufiger öffentliche Verkehrsmittel, das Fahrrad oder Wege zu Fuß. Laut Ministerium zeigt dies, dass Mobilitätsangebote und Infrastruktur entscheidend dafür sind, wie Menschen ihren Alltag organisieren.

Die 240-seitige Studie „Mobilität in Deutschland - MiD 2023. Ergebnisbericht“ ist über die Internetseite des Bundesverkehrsministeriums einsehbar.

Bundesverkehrsminister Patrick Schnieder (CDU) übergab den entsprechenden Förderbescheid im Ministerium an das DLR. „Mit der Förderung der Betriebsphase setzen wir den nächsten großen Schritt für strombasierten, klimafreundlichen Kraftstoff“, teilte er mit. 
Die Technologieplattform Power-to-Liquid-Kraftstoffe (TPP) im Chemiepark Leuna befindet sich seit Oktober 2024 im Aufbau und soll 2028 eröffnet werden. Der Bund förderte bereits die Bauphase mit rund 130 Millionen Euro. Der nun überreiche Förderbescheid bezieht sich auf den Betrieb. Das Geld sichere den Forschungs- und Testbetrieb für den Zeitraum von 2028 bis 2035, teilte das Ministerium mit. 
Die TPP dient dem DRL zufolge dazu, Kraftstoffe zu optimieren sowie Technologien und Verfahren weiterzuentwickeln. Sie soll die gesamte Prozesskette sogenannter Power-to-Liquid-Kraftstoffe abbilden - von den Ausgangsstoffen über die Herstellung der Kraftstoffe bis hin zur Zertifizierung und Anwendung. Die Anlage werde über eine Kapazität von 2.500 Tonnen pro Jahr verfügen und könne damit strombasierte Kraftstoffe in einem semi-industriellen Maßstab herstellen, hieß es.

Der Grund für die Ungleichbehandlung liegt in der noch jungen Entstehungsgeschichte der Tankstelle. Die Stadtwerke Bielefeld hatten für die 2022 errichtete Anlage reichlich Fördergeld bekommen, insgesamt 90 Prozent flossen aus dem Säckel des Landes Nordrhein-Westfalen in das Projekt.

Der Versorger hatte sich aus verschiedenen Fördermodellen für den hohen Mittelzufluss entschieden. Und darin liegt die Tücke: 90 Prozent aus Regionalisierungsmitteln bekommt nur, wer den Nutzerkreis der Tankstelle auf Anbieter des öffentlichen oder des Schienenpersonennahverkehrs (ÖPNV/SPNV) beschränkt. Das ist bundesrechtlich festgelegt.

NRW-Umweltminister will den bürokratischen Knoten durchschlagen

Schon heute begeben sich die Bielefelder Müllwerker daher auf einen langen Weg, um aufzutanken. Der führt sie eben nicht in den „Innovationspark Sektorenkopplung“ an der Bielefelder Müllverbrennungsanlage, wo die Stadtwerke sukzessive den lokalen H2-Hub errichten. Sondern nach Rheda-Wiedenbrück – was gut 30 Straßenkilometer entfernt liegt.

Absurde Züge nimmt die Situation nun an, weil das Netz der Wasserstoff-Tankstellen im kommenden Jahr ausdünnt. Das Unternehmen H2 Mobility hatte angekündigt, Standorte zu schließen und sich auf wirtschaftliche Anlagen konzentrieren zu wollen (wir berichteten). Und die Wasserstoff-Anlage in Rheda-Wiedenbrück zählt zu jenen, die schließt.

Technisch wäre es in Bielefeld überhaupt kein Problem, alle Wasserstoff-Laster der öffentlichen Hand an der Stadtwerke-Tankstelle zu versorgen. Auch mengenmäßig droht keine Knappheit, weil im nächsten Schritt der eigene 1-MW-Elektrolyseur im Innovationspark entstehen soll und ab Herbst 2026 nennenswerte Mengen des grünen Gases produzieren wird.

Die Tankstelle soll nach den Planungen rund 400 Kilogramm Wasserstoff pro Tag (etwa 140.000 kg pro Jahr) abgeben können. Die Stadtwerke sprachen bei der Eröffnung davon, dass bei öffentlichen Tankstellen im Schnitt 5 Kilogramm Standard waren. Die Mobiel-Busse verfügen über je fünf Wasserstofftanks, die 37,5 Kilogramm Wasserstoff aufnehmen können. Der „Mangel“ der Müllabfuhr besteht nun darin, keine Fahrgäste zu befördern, daher scheidet er gemäß Förderrichtlinien aus dem Empfängerkreis des lokalen Wasserstoffs aus.

NRW-Umweltminister Oliver Krischer (Grüne) will es bei dieser Posse nicht belassen. Wie die Pressestelle seines Ressorts auf Anfrage dieser Redaktion mitteilt, suche er nach einer Lösung für Bielefelds Wasserstoff-Tankstelle. „Wir werden mit dem Bund sprechen, um es zu ermöglichen, dass dort auch andere Wasserstoff-Fahrzeuge tanken können“, so Krischer. Ob dies eine Umwidmung und den Verlust von Fördergeldern nach sich zieht oder eine andere Idee greift, ist derzeit nicht auszumachen.

Hamms teure Lösung ist dagegen günstig

Wie unkompliziert es gehen kann, zeigt sich etwas weiter südlich, am Nordostrand des Ruhrgebiets. In Hamm gibt es seit Mitte November eine brandneue Wasserstoff-Tankstelle in Händen der örtlichen Stadtwerke.

Vorgesehen war sie für aktuell zwei H2-Fahrzeuge des Verkehrsbetriebs, der ein 100-prozentiges Tochterunternehmen der Kommune ist. Die Wasserstoff-Busse sind seit Anfang Oktober in Diensten der Verkehrsbetriebe, hatten aber in der Nähe zunächst keine Tankmöglichkeit. Denn eine im benachbarten Kamen betriebene Tankstelle hatte zum Jahreswechsel 2024/25 aufgegeben.

Während die Busse eine geeignete Zapfanlage in Herten vorfanden, ergaben sich für die beiden Wasserstoff-Müllfahrzeuge des Abfallwirtschafts- und Stadtreinigungsbetriebs Hamm (ASH) ähnliche Probleme wie in Bielefeld. Sie hatten regelmäßig Münster anfahren müssen, um ihren Treibstoff zu bekommen.

Nun hat sich eine teure Lösung in Hamm als im Nachhinein womöglich günstigere Variante erwiesen. Denn die nun in Betrieb genommene Zapfanlage auf dem Anwesen des Verkehrsbetriebs in Hamm-Berge steht auch dem ASH zur Verfügung. Grund: Die Stadtwerke haben die Tankstelle ohne Fördermittel gebaut, sagt eine Sprecherin des Versorgers auf Anfrage dieser Redaktion. Damit unterliegt sie auch nicht den Tücken der Bürokratie.

Das Effizienznetzwerk Westküste sei ein Erfolgsmodell mit überregionaler Vorbildwirkung, heißt es dazu in einer Mitteilung. „Unser branchenübergreifendes Netzwerk liegt bundesweit unter den Top 3 aller Netzwerke, die in diesem Jahr den Abschluss ihrer Laufzeit erreicht haben“, teilte Jesko Dahlmann von der Entwicklungsgesellschaft Westholstein (EGW) mit, der das Netzwerk initiiert und organisiert hat.

Das Netzwerk an der Westküste Schleswig-Holsteins ist eines von bundesweit rund 400 Zusammenschlüssen unter dem Dach der von der Deutschen Energie-Agentur (Dena) betreuten Initiative Energieeffizienz- und Klimaschutz-Netzwerke.

Laut einer Evaluation des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschung im Auftrag der Dena erreichte das Netzwerk einen Zielerfüllungsgrad von etwa 137 Prozent bei den Energieeinsparungen und 127 Prozent bei der Minderung der Treibhausgasemissionen. Im Zentrum standen vor allem Maßnahmen zur Steigerung der Ressourceneffizienz und zur Dekarbonisierung betrieblicher Prozesse.

Als ein Beispiel wird Covestro in Brunsbüttel genannt. Der Werkstoffhersteller hat im dortigen Dampfreformer die bisherigen Brenner ersetzt, sodass dieser mit Wasserstoff statt Erdgas betrieben werden kann. Wegen der anderen Verbrennungseigenschaften mussten spezielle Brennerlanzen und eine angepasste Regeltechnik installiert werden. Der eingesetzte Wasserstoff fällt als Nebenprodukt der eigenen Produktion an. Die Umrüstung führt damit zu einer direkten Verringerung der CO2-Emissionen.

Begleitet wird das Netzwerk durch eine enge Kooperation mit der Fachhochschule Westküste in Heide. Das Institut für die Transformation des Energiesystems der Hochschule wirkte an allen Netzwerktreffen mit und unterstützte den Wissenstransfer zwischen den beteiligten Unternehmen.

Zudem hat das französische Energieunternehmen Engie eine Potenzialanalyse für die Wirtschaftsregion beauftragt. Ziel ist es, bislang ungenutzte Synergien zwischen den Unternehmen zu identifizieren.

Am EEKN Westküste beteiligen sich: Bioenergie Brunsbüttel, Brunsbüttel Ports, Covestro, Heitmann Entsorgung, Holcim, Lanxess, Mercuria Biofuels, Preussen Elektra, Sasol, Schröder Bauzentrum, Steinbeis, Total Energies, Vattenfall, Harbour Energy (bis 2024 Wintershall Dea) und Yara.

Mit der Industrie- und Handelskammer (IHK) Ostbrandenburg, der IHK Projektgesellschaft mbH und der IHK Neubrandenburg für das östliche Mecklenburg-Vorpommern sowie der Wirtschaftskammer Nord, der Westpommerschen Universität für Technologie und dem Verband Polnischer Elektroingenieure, alle mit Sitz in Szczecin, sind jeweils drei Institutionen aus Deutschland und Polen eingebunden.

An Polsma wenden können sich Unternehmer und Handwerker. Ihnen stehen Klimalotsen zur Seite, welche die Betriebe bei der Umstellung auf erneuerbare Energien, Kreislaufwirtschaft oder CO₂-Bilanzierung begleiten. Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf dem Austausch über Best Practices.

Vor kurzem wurde die Studie „Green Deal Kompass Pomerania“ vorgestellt. Dafür waren Ende 2024 rund 700 Unternehmen befragt und 30 qualitative Expertengespräche geführt worden, um den Unterstützungsbedarf in der deutsch-polnischen Grenzregion zu ermitteln. Die Umfrage brachte ein überraschendes Ergebnis: In fast allen Bereichen hatten Unternehmer in Westpommern die Nase vorn. Sie seien informierter, optimistischer und hätten teils mehr Maßnahmen ergriffen als die deutschen Befragten, heißt es im Kompass.

Studie: Polnische Unternehmer sehen mehr Chancen

44 Prozent der befragten Unternehmer in Polen sind der Studie zufolge international tätig, während dies nur für rund ein Fünftel in Ostbrandenburg zutrifft. So ließe sich erklären, warum die Polen EU-Vorgaben stärker als Chance begreifen. Vor allem polnische KMU in Städten sähen öfter positive Effekte auf ihre Wettbewerbsfähigkeit, und der Optimismus, etwa für die Erschließung neuer Geschäftsfelder, sei in Polen höher als in den beiden deutschen Regionen. Ostbrandenburger und mecklenburgische KMU hingegen orientierten sich im Schnitt eher regional und seien auch kleiner, und hier dominierten oft Skepsis und Abwartehaltung.

Konkrete Investitionen in Nachhaltigkeit

An größeren Investitionen wie Photovoltaik-Anlagen, Wärmepumpen oder Batteriespeichern zeigte mehr als die Hälfte aller Befragten Interesse. Rund 30 Prozent hätten ihre Gebäude schon wärmegedämmt, weitere 34 Prozent planten dies oder interessierten sich dafür, so die Umfrage. Maßnahmen wie Abwärmenutzung seien hingegen aus Kostengründen erst vereinzelt umgesetzt worden.

Nur einige wenige Betriebe investierten bisher in vergleichsweise kostenträchtige eigene Solarparks, Windkraftanlagen, Geothermie oder Bio-Brennstoffe. Einige Unternehmen suchten nach alternativen Wärmequellen. So sei etwa ein 7 ha großen Solarpark in Planung. Andernorts würden kleine Windenergieanlagen installiert oder Brennstoffe wie Flüssiggas auf Bio-Basis und grünes Heizöl für Blockheizkraftwerke genutzt.

Bei einigen Unternehmen wird laut Studie sehr innovativ und umfassend über Energieeffizienz nachgedacht. Deren Geschäftsführung lasse Eigenversorgung aus Solar- und Windenenergie prüfen oder setze auf Kreisläufe durch die Nutzung von Abwärme. Nicht selten handle es sich um Unternehmer aus besonderen Branchen wie der Lebensmittelproduktion mit Biogas.

Formale Nachhaltigkeits-Managementpraktiken sind bei den meisten Unternehmen augenscheinlich noch nicht etabliert. Nur die wenigsten KMU unterziehen sich der Studie zufolge freiwillig regelmäßigen Prüfungen ihres Energieverbrauchs.

Im Unternehmenssegment für grünen Wasserstoff mit der Technologie der alkalischen Wasserelektrolyse meldet Thyssenkrupp Nucera einen Umsatz in Höhe von 459 Millionen Euro (2023/2024: 524 Millionen Euro). Vor Zinsen und Steuern landet der Elektrolyse-Spezialist mit 56 Millionen Euro in den roten Zahlen. Das Minus fällt damit um 20 Millionen Euro geringer aus als vor einem Jahr.

Im Segment Chlor-Alkali beträgt der Umsatz 386 Millionen Euro (2023/24: 338 Millionen Euro), das Ebit beläuft sich aller Voraussicht nach auf 58  Millionen Euro (2023/2024: 62 Millionen Euro).

Wasserstoff: Auftragseingang um 330 Millionen Euro geschrumpft

Der Auftragseingang hat sich im Vergleich zum vorigen Geschäftsjahr fast halbiert. Standen 2023/2024 636 Millionen neu in den Auftragsbüchern, so sind es in den zurückliegenden zwölf Monaten 348 Millionen Euro. Und davon entfallen 26 Millionen Euro auf das Geschäftsfeld mit grünem Wasserstoff – 330 Millionen Euro weniger als 2023/2024. Das Chlor-Alkali-Geschäftsfeld verzeichnet Neuaufträge mit einem Volumen von 322 Millionen (2023/2024: 279 Millionen Euro). Den Auftragsbestand zum 30. September beziffert Thyssenkrupp Nucera auf 0,6 Milliarden Euro (Vorjahr: 1,1 Milliarden Euro).

„Die Lage auf dem Markt für grünen Wasserstoff ist im Berichtsjahr noch herausfordernder geworden. Die Zurückhaltung bei finalen Investitionsentscheidungen dauert an. Außerdem trübten sich weltweit die konjunkturellen Rahmenbedingungen ein“, so Nucera-CEO Werner Ponikwar in der Unternehmensmitteilung. Um diese Phase zu überbrücken, seien vorausschauend Maßnahmen in die Wege geleitet worden. „So werden wir die mit dem Umsatzrückgang einhergehende geringere Kostendeckung und die Auswirkungen auf das EBIT senken“, wird Ponikwar zitiert.

Die geprüften und detaillierten Geschäftszahlen sowie die Umsatz- und Ergebnisprognose für 2025/2026 sollen zusammen mit dem neuen Geschäftsbericht am 17. Dezember veröffentlicht werden.

Aus dem Unternehmen heißt es, Feldtests seien besonders anspruchsvoll, wenn Speicher für den Energiehandel genutzt würden, da dies erhöhte Anforderungen an Hard- und Software sowie an den technischen Support mit sich bringe. In den ersten Wochen habe es technische Hürden gegeben, später nur vereinzelt kleinere Probleme, bevor der Betrieb stabil und störungsfrei verlaufen sei, so Produktmanager Leonard Friese.

Tesvolt Energy berichtet zudem, dass die Testphase genutzt worden sei, um interne Abläufe und Schnittstellen zum virtuellen Kraftwerk zu optimieren. Die Integration neuer Speicherprojekte habe anfangs noch mehrere Tage in Anspruch genommen, sei inzwischen aber meist innerhalb weniger Stunden möglich, wie Produktmanager Juri von Wilcken erläutert. Außerdem habe sich gezeigt, dass eine frühzeitige Abstimmung mit Netzbetreibern wichtig ist, um Verzögerungen beim Vermarktungsstart zu vermeiden.

Die Tochtergesellschaft des Speicherherstellers verweist darauf, dass kleinere Gewerbespeicher bisher nur schwer Zugang zu Tradern im börslichen Stromhandel gefunden hätten. Das Unternehmen bündelt deshalb die Kapazitäten und lässt sie nach eigenen Angaben von drei Energiehändlern vermarkten. Teilnehmen könnten Betreiber mit einem Netzanschluss ab 50 kW und einem Speicher ab 50 kW Leistung.

„So wirtschaftlich wie beim Energiehandel konnte ein Gewerbespeicher noch nie betrieben werden. Technisch geht das nur mit einem Batteriespeicher, der sehr belastbar ist, also über viele Jahre mehrmals am Tag be- und entladen werden kann“, erklärt Simon Schandert, CTO und Co-Founder von Tesvolt.

Der Gewerbespeicher „Forton“ hat nach Angaben des Herstellers eine maximale Lade- und Entladeleistung von 92 kW und wiegt ohne Wechselrichter 1.400 kg. Die Zahl der Vollzyklen gibt Tesvolt mit 15.000 an.

Tesvolt Energy ist ein Berliner Software-Start-up und hundertprozentige Tochter der Tesvolt AG. Die Software ermögliche Gewerbespeichern ab 50 kW die Teilnahme am „Front-of-the-Meter-Handel“. Gemeinsam bieten beide Unternehmen Speichertechnik, Installation, Wartung sowie Vermarktung von Batteriespeichern.

Strom: Ohne klare Tendenz hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Der Day-ahead verlor im Base 59,00 auf 161,75 Euro je Megawattstunde und sank im Peak 99 auf 213,75 Euro je Megawattstunde. An der Börse kostete der Day-ahead in der Grundlast 161,52 Euro und in der Spitzenlast 213,29 Euro. Der Preisrückgang ist auf dem ersten Blick überraschend, da laut Eurowind die Einspeiseleistung der Erneuerbaren am Mittwoch mit knapp 6 Gigawatt sogar noch geringfügig geringer ausfallen dürfte als am Berichtstag, für den 6,3 Gigawatt vorhergesagt wurden. Händler führten den Preisrückgang auf den Umstand zurück, dass mehr Angebot am Markt vorhanden war. Möglicherweise sei am Montag auch im größeren Umfang für den Mittwoch vorgekauft worden. Für die Tage ab Donnerstag geht Eurowind von deutlich höheren Beiträgen von Wind und Solar aus, sodass mit einem deutlichen Rückgang der Day-ahead-Preise zu rechnen ist. Am langen Ende verlor das Cal 26 bis zum frühen Dienstagnachmittag 0,06 auf 87,29 Euro je Megawattstunde.

CO2: Die CO2-Preise haben am Dienstag zugelegt. Der Dec 25 gewann bis gegen 12.43 Uhr 0,43 auf 81,04 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 15,2 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 81,33 Euro, das Tief bei 80,50 Euro. Damit bewegt sich der Dec 25 weiter in seiner Spanne von 78 bis 82 Euro, wobei Notierungen unter 80 Euro für neue Käufe genutzt werden. Etwas belastet wird CO2 durch die Aussicht auf wieder milderes Wetter und die schwachen Preise für Erdgas. Auf mittlere Sicht ist aber laut den Analysten der Commerzbank mit steigenden Preisen für CO2 zu rechnen

Erdgas: Uneinheitlich haben sich die europäischen Gaspreise am Dienstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 12.45 Uhr 0,050 auf 29,700 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE legte der Day-ahead dagegen um 0,245 auf 31,485 Euro je Megawattstunde zu. Händler verweisen auf ein reichliches Angebot, das auf umfangreiche LNG-Lieferungen und hohe Pipelinegas-Lieferungen aus Norwegen zurückzuführen ist. Diese belaufen sich laut den Angaben von Gassco für den Berichtstag auf 329,3 Millionen Kubikmeter. Die Friedensgespräche in der Ukraine belasteten die Preise etwas, während die Wettervorhersagen für Dezember nach einer kürzlichen Kältewelle mildere Temperaturen als üblich erwarten lassen“, so die Analysten von ING. Das kältere Wetter der vergangenen Tage führte zu einem schnelleren Rückgang der Gasvorräte in der EU. Nach Angaben des Branchenverbands Gas Infrastructure Europe sind die Gasvorräte der EU derzeit zu 78,7 Prozent gefüllt und liegen damit unter dem und liegen damit unter dem Fünf-Jahres-Durchschnitt von 89 Prozent.