Unterstützung erhielt die Branche aus dem Bundesumweltministerium. Ministerialdirektor Berthold Goeke, verantwortlich für Klimaschutz, sagte, die Politik müsse die Unsicherheiten der vergangenen Monate überwinden. Die unklare Regel- und Förderlage habe zu einem Attentismus bei Gebäudeeigentümern geführt.

Goeke erklärte weiter, die soziale Ausgestaltung der Heizungswende müsse so erfolgen, dass Haushalte Planungssicherheit behalten. Zur Entwicklung der CO2-Bepreisung sagte er, Deutschland werde am nationalen System auch 2027 festhalten, da der europäische Start auf 2028 verschoben wurde. Die Höhe liege voraussichtlich in der Größenordnung des CO2-Börsenpreisniveaus aus 2025, werde aber noch verhandelt.

Förderung setzt falsch an

Deutliche Kritik an der derzeitigen Förderlogik äußerte Axel Gedaschko, Präsident des Bundesverbands deutscher Wohnungs- und Immobilienunternehmen. Sein Verband vertritt rund 3.000 Mitgliedsunternehmen, die etwa 13 Millionen Menschen beherbergen. Gedaschko sagte, eine Mieterhöhung nach Sanierung um zwei Euro pro Quadratmeter überfordere viele Bewohner. Dies verstärke soziale Verunsicherung und gefährde das Vertrauen in demokratische Institutionen, warnte er.

Nach seinen Worten lohne sich derzeit neben Fernwärme im Wesentlichen nur der Einsatz von Wärmepumpen, vor allem im Neubau. Gleichzeitig stehe die Wohnungswirtschaft vor strukturellen Herausforderungen: Neben der energetischen Sanierung brauche eine alternde Bevölkerung angepasste Wohnungen. Ohne bezahlbaren Wohnraum könne die Branche zudem kein zusätzliches Fachpersonal gewinnen. Viele Unternehmen müssten derzeit Bestände verkaufen, um andere Gebäude energetisch zu ertüchtigen – „eine Katastrophe“, sagte Gedaschko. 

Zu hohe Standards verhindern Sanierung

Die Bundesförderung erreiche zudem zu häufig Haushalte mit überdurchschnittlichem Einkommen, während die schlechtesten Gebäude nicht im Fokus stünden. Vorgaben wie die Sanierung auf Effizienzstandards 55 oder 40 seien wirtschaftlich kaum umsetzbar. Laut Studien genüge ein Standard Effizienzhaus 85, um Gebäude mit Wärmepumpen zu beheizen. Mit dem gleichen Budget ließen sich so viel mehr Gebäude sanieren und mehr CO2 einsparen, argumentierte Gedaschko.

Erdgasheizung allmählich ablösen

Auch Energieversorger betrachten den Umstieg im Wärmemarkt als dringlich, wie Nikolaus Meyer vom Wärmeversorger Hansewerk Natur. Das Tochterunternehmen des Eon-Konzerns mit Sitz in Quickborn habe bereits rund 40 Prozent der Anlagen des auf erneuerbare Energiequellen umgestellt. Für die übrigen Anlagen, die überwiegend mit Erdgas betrieben werden, müsse eine Perspektive gefunden werden. 

Das Geschäftsmodell Erdgas werde angesichts steigender CO2-Abgaben und verschärfter Regulierung bis 2030 an Tragfähigkeit verlieren, sagte Meyer. Als Alternative biete sich Biogas an, das jedoch nicht in ausreichender Menge verfügbar sei. In Quartieren könnten Nahwärmenetze mit Wärmepumpen auf Basis von erneuerbarem Strom entstehen.
 
Die Kraft-Wärme-Kopplung habe seit 2002 von Förderung profitiert, sei aber in ihrer bisherigen Form künftig aber nicht mehr klimaverträglich. Meyer betonte die Notwendigkeit, die Machbarkeit fossilfreier Lösungen zu sichern. In bestehenden Quartieren seien Platzbedarf und Schallschutz häufig Hürden. Er forderte einen zügigeren Ausbau von Wärmenetzen und kritisierte Fehlanreize in der BEG-Förderung, die Einzellösungen auch dort bevorzuge, wo Fernwärme verfügbar sei. 

„Für Investitionen in Dekarbonisierung brauche es verlässliche Regeln, etwa in der AVB Fernwärme und der Wärme-Lieferverordnung“, forderte er. Wärme auf fossiler Basis profitiere weiterhin von geringeren Abgaben und der Externalisierung von Klimafolgekosten, während fossilfreie Wärme Wettbewerbsnachteile habe. Zur Verbesserung der Bezahlbarkeit nannte Meyer die Optimierung und Skalierung von Heizwerken mit großen Wärmepumpen. Entscheidend sei zudem die Verstetigung der Finanzierung des Bundesprogramms für effiziente Wärmenetze, forderte er abschließend.

Rupert Wronski, stellvertretender Leiter Kommunaler Umweltschutz bei der DUH sieht den flächendeckenden Smart Meter Rollout „in weiter Ferne“. Dieser sei jedoch eine Grundvoraussetzung, um Bürgerinnen und Bürger stärker in die Energiewende einzubeziehen. Wronski rechnet bei dem bisherigen Vorgehen mit einer 100-prozentigen Flächendeckung erst 2040.

Dabei sei die Bevölkerung schon lange bereit, mehr Verantwortung für die Energiewende zu übernehmen. „Statt weiter den Gasausbau zu forcieren, sollte die Bundesregierung dringend einen Prozess zum Smart-Meter-Light-Rollout anstoßen sowie die Verteilnetzbetreiber stärker in die Pflicht nehmen“, so Wronski.

Valerie Lange vom Bündnis Bürgerenergie hebt die Bedeutung des Energy Sharings hervor. Selbst erzeugten Strom mit Nachbarn und Bürgerenergiegemeinschaften zu teilen, biete neue Investitionschancen für die Nutzer. Die Gesetzesnovelle bringe jedoch noch keinen Fortschritt bei diesem Thema. „Einerseits fehlen wirtschaftliche Anreize.

Andererseits erschweren mangelnde Digitalisierung und uneinheitliche Datenformate zwischen Netz-, Anlagen- und Verbrauchsakteuren die Umsetzung“, so die Leiterin Energiepolitik und Regulierung des BBEN.

In dieselbe Kerbe schlägt Craig Morris, Geschäftsführer des Bundesverbands Steckersolar. Er sieht zwar kleine Fortschritte beim Energy Sharing, beklagt aber, Haushalte mit Kleinspeichern würden weiter „außen vor“ bleiben. So seien weiterhin keine vereinfachte Anmeldung von Kleinspeichern und auch keine variablen Netzentgelte für die Betreiber vorgesehen.

„Dabei könnten genau diese Bausteine Millionen Haushalte in die Lage versetzen, aktiv zur Energiewende beizutragen und Netze zu entlasten“, so Morris. Bürgerlösungen dürften nicht unnötig verkompliziert werden. Und er fügt hinzu: „Eine vollständig auf erneuerbaren Energien basierende Energieversorgung funktioniert erst, wenn alle Flexibilitäten im System genutzt werden.“

Hintergrund der Durchsuchung ist der Verkauf des Boothafens Marina im Mainzer Zollhafen im Jahr 2021. Die Staatsanwaltschaft habe „gegen zwei Beschuldigte wegen des Anfangsverdachts der Vorteilsnahme beziehungsweise der Vorteilsgewährung“ eingeleitet, teilen die Stadtwerke auf ihrer Website mit. „Aktive Vorstände oder aktive Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter der Mainzer Stadtwerke AG werden dabei nicht beschuldigt“, heißt es.

Die Staatsanwaltsschaft bestätigt auf Anfrage der Redaktion, dass sie ein Ermittlungsverfahren wegen des Anfangsverdachts strafbarer Handlungen im Zusammenhang mit dem Verkauf der Marina im Mainzer Zollhafen führt. „Zum derzeitigen Zeitpunkt würde es den Ermittlungszweck gefährden, den konkreten Tatvorwurf sowie die Anzahl und die Person der Beschuldigten über die Medien zu kommunizieren“, erklärt eine Sprecherin der Staatsanwaltschaft. Dies könnte insbesondere künftige Zeugenvernehmungen beeinträchtigen. Die Frage, ob und in welchem Umfang Schäden eingetreten sind, sei Gegenstand der laufenden Ermittlungen.

Für einen Bruchteil des Grundstückswerts

Laut Wiesbadener Kurier gibt es Strafanzeigen gegen den ehemaligen Stadtwerke-Chef Hanns-Detlev-Höhne. Höhne stand bis 2017 an der Spitze des Unternehmens. 2021, so der Vorwurf, soll er über einen Geschäftspartner verdeckt das Hafengrundstück erworben haben. Und das für einen Preis, der nur einen Bruchteil des eigentlichen Werts ausmachte.

Der aktuelle Vorstand der Mainzer Stadtwerke habe den Behörden bereits bei Bekanntwerden von Vorermittlungen vor einigen Wochen zugesichert, „konstruktiv an der Klärung des Sachverhalts mitzuwirken und entsprechende Unterlagen zur Verfügung zu stellen“. Dies sei bei der Visite der Staatsanwaltschaft geschehen, schreibt der Versorger.

Ausgelöst wurden die Ermittlungen laut Presseberichten durch eine zweite Anzeige der örtlichen Freien Wähler im Juli dieses Jahres. Danach soll der Verdacht im Raum stehen, dass beim Verkauf sämtlicher Grundstücke im Mainzer Zollhafen gegen vergaberechtliche Vorschriften verstoßen worden sein könnte.

Höhne hatte sich im September 2017 nach mehr als zehn Jahren im Vorstand in den Ruhestand verabschiedet. Auch nach seinem Weggang werde er den Stadtwerken weiterhin verbunden bleiben und sich an der Vermarktung von Liegeplätzen der geplanten Marina im städtischen Zollhafen kümmern, teilten die Stadtwerke damals mit. Es gilt die Unschuldsvermutung.

„Da sich die Gasversorgungsbedingungen in Frankreich und in Europa stabilisiert haben, stellt das Unternehmen fest, dass das schwimmende LNG-Terminal in Le Havre nicht mehr notwendig ist, wie sein fehlender Einsatz belegt und wie vom Verwaltungsgericht Rouen in seiner Entscheidung vom 16. Oktober 2025 festgestellt wurde“, heißt es in einer Mitteilung von Total Energies.

Das Terminalschiff „Cape Ann“ ist nach dem Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine und der daraus resultierenden Energiekrise 2023 als fünftes LNG-Terminal Frankreichs in Betrieb gegangen – gänzlich ohne öffentliche Fördermittel, wie Total Energies betont. Mit einer Regasifizierungskapazität von rund 155 Millionen kWh pro Tag sollte es dem Unternehmen zufolge als „Sicherheitsnetz“ für Nachfragespitzen bei Winterwetter-Bedingungen oder bei geopolitischen Spannungen dienen. Gebucht worden waren diese Kapazitäten aber wohl schon seit mehreren Monaten nicht mehr.

Der Nachrichtenagentur Reuters zufolge hatte die französische NGO „Association Ecologie pour Le Havre“ bereits 2024 beim französischen Energieminister beantragt, das Dekret zur Genehmigung des Terminals im Hafen aufzuheben, allerdings keine Antwort erhalten.

Daraufhin legte die Organisation Beschwerde beim Verwaltungsgericht Rouen ein, das im Oktober 2025 das Dekret aufhob. Das Gericht kam zu dem Schluss, dass die Notlage, die eine zusätzliche Gasimportkapazität erforderlich gemacht hatte, nicht mehr bestehe. In Frankreich sind derzeit neben der FSRU vier landseitige LNG-Terminals in Betrieb:

• Dunkirk LNG Terminal, Durchschnittskapazität 410 Millionen kWh pro Tag
• Montoir LNG Terminal, Durchschnittskapazität 340 Millionen kWh pro Tag
• Fos Cavaou LNG Terminal, Durchschnittskapazität 320 Millionen kWh pro Tag
• Fos Tonkin LNG Terminal, Durchschnittskapazität 50 Millionen kWh pro Tag

In einer Mitteilung heißt es, Tolling sei „ein Geschäftsmodell, das sowohl Stabilität als auch ausreichende Rendite und Skalierbarkeit für eine nachhaltige Energieinfrastruktur in sich vereint“. Die Partnerschaft stehe beispielhaft für eine neue Generation privatwirtschaftlich finanzierter Energiewendeprojekte, die wirtschaftlich tragfähig und unabhängig von staatlichen Fördermechanismen arbeiteten.

In der Betriebswirtschaftslehre beschreibt Tolling ein Modell, bei dem ein Auftraggeber Materialien bereitstellt, während ein Dienstleister diese gegen eine Gebühr verarbeitet oder optimiert. Das Eigentum an der Ware verbleibt über den gesamten Prozess beim Auftraggeber. Dieses Prinzip wird nun auf den Betrieb des Batteriespeichers übertragen.

Der Tolling-Vertrag garantiert Eco Stor „über fünf Jahre hinweg feste Umsätze“, heißt es weiter. Alpiq erhält im Gegenzug die Exklusivrechte zur Optimierung des Batteriespeichers für Netzstabilisierungsdienste sowie zur Vermarktung auf den Spot- und Intraday-Märkten.

„Mit hoher Finanzierungssicherheit und planbaren Erlösstrukturen schafft dieses Modell zentrale Voraussetzungen für den Zugang von Eco Stor zu langfristigem Fremdkapital“, heißt es weiter. Zudem wird betont, das Tolling-Modell sei ein Beispiel dafür, wie technologische Innovation und finanzielle Stabilität zusammen gedacht werden können. Die technische Verantwortung verbleibe beim Betreiber, während Marktrisiken begrenzt würden.

Der Batteriespeicher in Schuby soll Mitte 2026 den Betrieb aufnehmen. Die Anlage verfügt über eine Leistung von 103,5 MW und eine Speicherkapazität von 238 Millionen kWh. „Dank eines innovativen, von Eco Stor in Koordination mit den Netzbetreibern Tennet und SH-Netz entwickelten Betriebskonzeptes wird sie im Rahmen klar definierter, netzneutraler Leitplanken betrieben und bis zu zweimal täglich vollständig be- und entladen.“

In den Mittelpunkt ihres Papiers stellen die Verbände drei Forderungen: eine beschleunigte Kraftwerksstrategie, geringere Hürden für Wasserstoff und Biomethan sowie praxistaugliche Anpassungen im Gebäudeenergiegesetz. Die Verbände betonen, Wasserstoff und Biomethan stärkten die Resilienz des Energiesystems und seien als Baustein für industrielle Dekarbonisierung unverzichtbar. Zugleich verweisen sie darauf, dass neue Gase flexibel einspringen können, wenn Wind- und Solarstrom nicht ausreichen, und damit Versorgungssicherheit sowie wirtschaftliche Stabilität unterstützen.

​Steuerbare Kraftwerksleistung wichtig

Das Papier verweist auf den Monitoringbericht des Bundeswirtschaftsministeriums, der molekülbasierte Energielösungen in vielen industriellen Anwendungen als notwendig einstuft. Diese Lösungen sollten nicht nur die Versorgung sicherstellen, sondern auch gesamtwirtschaftliche Kosten dämpfen.

Kirsten Westphal aus der Hauptgeschäftsführung des BDEW hebt in dem aktuellen Verbändepapier hervor, ein flexibel einsetzbarer Kraftwerkspark sollte künftig einspringen, wenn Wind- und Solarstrom nicht ausreichen. Dafür seien schnelle Ausschreibungen und staatliche Absicherungen wie ein Kapazitätsmarkt nötig.
 
Auch die Bundesnetzagentur bestätige, so das Verbändepapier, den Bedarf an neuer steuerbarer Kraftwerksleistung, um die Versorgung mittel- und langfristig zu sichern. Flexible Gaskraftwerke übernehmen laut Papier eine Doppelfunktion: Sie stabilisieren die Stromversorgung in Zeiten geringer erneuerbarer Einspeisung und schaffen gleichzeitig verlässliche Grundlast für das geplante Wasserstoffkernnetz. Leitungen, Erzeugung und industrielle Nachfrage ließen sich so parallel aufbauen.

Der DVGW betont darüber hinaus die Bedeutung bezahlbarer Energie für Wachstum und industrielle Wettbewerbsfähigkeit. Vorstandsvorsitzender Gerald Linke weist darauf hin, dass ein Wasserstoffmarkt nur entstehen könne, wenn regulatorische Hürden sinken. Dazu gehöre auch, blauen und türkisen Wasserstoff zu berücksichtigen, um die Versorgung in der Hochlaufphase zu stabilisieren.

Scharfe Kritik am geltenden Gebäudeenergiegesetz

Mehrere aktuell geltende Vorgaben führen laut Papier zu höheren Kosten und schwächerer Nachfrage. Die Strombezugskriterien der delegierten Rechtsakte sowie der Wegfall der Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure gelten den Verbänden zufolge als zentrale Hemmnisse, die Investitionen verzögern.

Scharfe Kritik richtet das gemeinsame Statement an das geltende Gebäudeenergiegesetz (GEG). Timm Kehler, Vorstand des Verbands Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft, sieht in dem GEG eine Einschränkung für Verteilnetzbetreiber und Wärmemarkt. Die detaillierten Wasserstofffahrpläne erschwerten seiner Ansicht nach den Einsatz neuer Gase im Gebäudesektor. Aus Sicht der Verbände müssten die Regeln so angepasst werden, dass auch Biomethan und Wasserstoff künftig Optionen bleiben.

Neben den politischen Forderungen unterstreichen die Verbände das Potenzial neuer Gase für ein integriertes Energiesystem. Biomethan, Wasserstoff und ihre Derivate könnten die industrielle Grundstoffversorgung absichern, das Stromnetz durch flexible Erzeugung stabilisieren, Energie speichern und Strom-, Wärme- und Verkehrssektor enger miteinander verknüpfen. Bereits heute leisten sie laut Papier einen erprobten Beitrag zur CO2-Reduktion.

Das Verbändestatement „Transformationspfad neue Gase: Mehr Resilienz, mehr Markt – Neue Gase als Treiber für eine starke Wirtschaft“ befindet sich im Internet zum Download.

Das war die Kernbotschaft bei der diesjährigen Internationalen Anwenderkonferenz Biomassevergasung am 25. November in Wien. Auf politischer Ebene werden KWK-Anlagen meist noch immer mit fossilen Brennstoffen wie Erdgas assoziiert, bedauerte etwa Heinz Ullrich Brosziewski, der langjährige Vizepräsident des deutschen Bundesverbands Kraft-Wärme-Kopplung (B.KWK): „Aber die KWK ist völlig neutral. Wenn man sie mit grünen Gasen betreibt, erzeugt sie grüne Energie.“ 

Leider versuche Deutschland, stets „superperfekt“ zu sein. Und so komme es unter anderem, dass mit Ende 2028 der privilegierte Zugang von Biogas zu den Gasnetzen auslaufe. „Wir versuchen, der Öffentlichkeit zu vermitteln, dass biogene Gase für die Energieversorgung der Zukunft unverzichtbar sind. Die ‚All-electric world‘ wird es nicht geben. Wir werden immer Moleküle brauchen“, betonte Brosziewski. 

Zur Situation in Österreich berichtete Christoph Pfemeter, Geschäftsführer des österreichischen Biomasseverbands, zumindest an Rohstoffen sei kein Mangel. Und dies werde sich in den kommenden Jahrzehnten nicht ändern. Nicht zuletzt wegen Schadensereignissen aufgrund des Klimawandels „werden wir so viele forstwirtschaftliche Reststoffe haben, dass sie uns aus den Ohrwascheln kommen“.

Chancen für den Einsatz der Biomasse sieht Pfemeter insbesondere in thermochemisch erzeugten Gasen und darauf basierendem Holzdiesel. Das Potenzial für flüssige sowie gasförmige Bioenergieträger in Österreich bezifferte Pfemeter mit rund 60 Petajoule pro Jahr, umgerechnet 16,7 Mrd. kWh: „Wir müssen ein konkurrenzfähiges Endprodukt schaffen.“ Gerade der Verkehrsbereich biete dafür Chancen.

Pfemeter verwies in diesem Zusammenhang auf das im Entstehen befindliche „Advanced Bioenergy Lab“ (ABL) in Zeltweg in der Steiermark. Dort sollen auf Basis der Zweibett-Wirbelschicht-Dampfvergasung im Endausbau bis zu 180 Liter Kraftstoff pro Stunde erzeugt werden. Der Dauerbetrieb ist ab etwa 2027 vorgesehen. 

Auf die Frage der Redaktion nach den notwendigen rechtlichen Bedingungen für den „Durchbruch“ der thermochemischen Gaserzeugung in Österreich beschied Pfemeter, die Bundesregierung müsse „einen Plan zum Ausstieg aus den fossilen Energieträgern“ entwickeln.

Zu dessen wichtigsten Bestandteilen gehöre das seit langem diskutierte „Erneuerbares-Gas-Gesetz“ (EGG), das Pfemeter zufolge ambitionierte Einsatzziele von etwa 6 bis 7 Milliarden kWh im Jahr 2030 enthalten müsste. Das Problem: Dem Vernehmen nach wird derzeit in Regierungskreisen eine „Minimalvariante“ mit nur 1 Milliarde kWh diskutiert. Laut Pfemeter wäre diese alles andere als optimal. 

Nicht eben rosig 

Einen Überblick über die internationale Lage bot Jitka Hrbek vom Institut für Verfahrens- und Energietechnik der Wiener Universität für Bodenkultur (BOKU), die die sogenannte „Bioenergy Task 33“ der Internationalen Energieagentur (IEA) leitet. Und die Situation ist nicht eben „rosig“, betonte Hrbek unter Verweis auf den aktuellen Statusbericht der IEA-Organisation.

In den Jahren 2024 und 2025 wurden etliche Projekte insbesondere wegen finanzieller Schwierigkeiten eingestellt, darunter „Bioliq“ am Karlsruher Institut für Technologie. Das Vorhaben diente dazu, aus trockenen land- sowie forstwirtschaftlichen Reststoffen synthetische Kraftstoffe und Basischemikalien zu erzeugen.

Ebenfalls beendet wurde das britische Projekt „Advanced Biofuel Solution“ (ABSL) südlich von Liverpool, mit dem jährlich 8.000 Tonnen biogene Reststoffe in 2,2 Millionen Normkubikmeter synthetischen Erdgases umgewandelt werden sollten. Der Bestand der biomassebasierten KWK beläuft sich in Europa laut Hrbek auf etwa 1.700 Anlagen, deren meiste in Deutschland, Italien und Österreich stehen. 

In China wurden laut Hrbek bis dato mehr als 80 große Anlagen zur Umwandlung von fester Biomasse in Biogas errichtet. Manche davon benötigen bis zu 100.000 Tonnen an Rohstoff pro Jahr.

In den USA wiederum waren Hrbek zufolge bis Ende 2024 etliche Projekte in Entwicklung. Bereits Mitte 2024 war das Projekt Fulcrum in der Nähe von Reno im US-Bundesstaat Nevada an wirtschaftlichen sowie technischen Problemen gescheitert. Dort sollten aus 219.000 Tonnen Bioabfällen mittels des Fischer-Tropsch-Verfahrens jährlich rund 42 Millionen Liter Biokraftstoff erzeugt werden.

 
Im Juli 2025 lag die Anzahl der stromeinspeisenden Anlagen in Deutschland bei insgesamt rund 4,6 Millionen Anlagen. Seit Anfang des Jahres ist die Zahl der dieser Anlagen kontinuierlich gewachsen. Der Großteil entfiel dabei auf Anlagen mit dem Energieträger Photovoltaik. Die Daten der Grafik stützen sich auf Daten des Statistischen Bundesamtes.

Die Energiewirtschaft kann die Technologie nutzen, um beispielsweise intelligente Messsysteme oder digitale Ortsnetzstationen anzubinden und Daten auszulesen. Gerade in schwer zugänglichen, beziehungsweise tief liegenden Kellerräumen, in denen Zähler verbaut sind und zu denen kein herkömmlicher Mobilfunk vordringt, kann die relativ langwellige Frequenz eingesetzt werden.

Für 72 Stunden soll die Versorgung im Notfall gewährleistet sein, sodass die Energieversorger und Netzbetreiber auch in Krisensituationen eine stabile Kommunikationsinfrastruktur zur Verfügung haben − sowohl für Daten- als auch Sprachkommunikation.

Ein anderes deutschlandweites Netz, das schon seit Jahren in Betrieb und für die Notfallkommunikation prädestiniert ist, funkt bisher etwas unter dem Radar. „Ja, wir müssen für uns werben“, sagt Dirk Nopens. Der Geschäftsführer der „e*Message Wireless Information Services Deutschland GmbH“ und seine Mitarbeiter machen hin und wieder die Erfahrung, dass potenzielle Kunden über den Betreiber des satellitengestützten Funknetzes und seine Dienste nicht Bescheid wissen.

Anwender nicht erpicht darauf, im Scheinwerferlicht zu stehen

Die fehlende Bekanntheit sei sicherlich der Historie des Netzes geschuldet, das von der Telekom aufgebaut und von E-Message im Jahr 2000 übernommen wurde. Es sei schon immer um höchste Sicherheit und Notfallkommunikation gegangen, sagt Nopens, der vor zwei Jahren die Geschäftsführung des Unternehmens mit Sitz in Berlin übernommen hat. Die sogenannten Behörden und Organisationen mit Sicherheitsaufgaben (BOS) gehören von Anfang an zu den Nutzern. Da sei es verständlich, dass sowohl Betreiber als auch Anwender nicht besonders erpicht darauf sind, sich ins Scheinwerferlicht der breiten Öffentlichkeit zu stellen.

Das digitale Funknetz von E-Message basiert auf dem POCSAG-Protokoll und wird beispielsweise für die Alarmierung in Notsituationen, etwa von Feuerwehrleuten, über sogenannte Pager eingesetzt. Wenn ein Alarmsignal an den Netzbetreiber geht, wird es umgehend zu einem Satelliten weitergeleitet, der sich auf der äußersten Umlaufbahn für Kommunikationssatelliten in einer Höhe von 36.000 Kilometern befindet, wie Nopens erklärt. Von dort geht das Signal an die Bodenstation. Das sogenannte Broadcast-Verfahren ermöglicht dann die gleichzeitige Übertragung von Nachrichten an eine große Zahl von Empfängern, wobei die Reaktionszeit unabhängig von der Zahl der angefunkten Empfangsgeräte ist.

Der Kundenkreis aus der Energiebranche umfasst laut dem E-Message-Geschäftsführer rund 600 Unternehmen. Eines davon ist Stromnetz Berlin. Der regionale Netzbetreiber aus der Bundeshauptstadt hat jedoch nicht nur seine Bereitschaftsteams mit Pagern ausgestattet, sondern schaltet auch Anlagen. Vor über zehn Jahren hat er bereits mit dem Steuern über das digitale Funknetz begonnen.

Notfallkommunikation und das Schalten von Anlagen − die Anwendungen legen den Schluss nahe, es könnte sich um eine Konkurrenzveranstaltung zum 450-MHz-Netz handeln. „Wir sehen uns aber keineswegs als Konkurrenz“, betont Dirk Nopens. Und er fügt hinzu: „Vielmehr als ideale Ergänzung.“ Angesichts der geopolitischen Bedrohungslage komme man schnell zur Einsicht, dass eine einfache Redundanz im Umfeld der kritischen Infrastruktur nicht mehr ausreicht.

Der vollständige Artikel zu den Kommunikationsnetzen der kritischen Infrastruktur erscheint am 1. Dezember im Jahresmagazin von Energie & Management.

Peter Heydecker, Vorstand Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur bei EnBW, nannte die erste erzeugte Kilowattstunde einen wichtigen Schritt für das Unternehmen. He Dreiht gehört mit einer geplanten Gesamtleistung von 960 MW zu den großen Offshore-Projekten Deutschlands. Laut Heydecker arbeitet die EnBW seit über 15 Jahren an Planung, Bau und Betrieb von Offshore-Windparks in Deutschland und Europa und sieht darin einen zentralen Beitrag zur nationalen Klimapolitik.

15-MW-Turbinen von Vestas

Die verbauten Windkraftanlagen stammen vom Hersteller Vestas, einem dänischen Unternehmen mit Sitz in Aarhus, das weltweit im Bereich Windenergietechnik aktiv ist. Nils de Baar, Präsident von Vestas Northern & Central Europe, beschreibt die 15-MW-Anlage als neu entwickelte Technologie. Nach seinen Angaben steigert das Modell die Energieerträge je Anlage deutlich.

Eine einzelne Rotorumdrehung liefere rechnerisch Strom für vier Haushalte pro Tag. Der Rotor hat einen Durchmesser von 236 Metern und durchstreicht damit eine Fläche von 43.742 Quadratmetern. Die Nabenhöhe beträgt 142 Meter. Zum Vergleich verweist EnBW darauf, dass die im Jahr 2010 installierten Anlagen des Windparks Baltic 1 bei 2,3 MW liegen.

Windpark ohne Fördermittel errichtet

Die interne Verkabelung im Park hatte die EnBW bereits im August abgeschlossen. Das Unternehmen verbindet damit alle Anlagen untereinander und schließt sie an die Konverterplattform an, die der Übertragungsnetzbetreiber Tennet betreibt. Dort erfolgt die Umwandlung des erzeugten Wechselstroms in Gleichstrom, der anschließend über zwei Hochspannungs-Gleichstrom-Kabel an Land transportiert wird.

Der Windpark liegt etwa 85 Kilometer nordwestlich von Borkum sowie 110 Kilometer westlich von Helgoland. EnBW koordiniert das Projekt aus seinem Offshore-Büro in Hamburg. He Dreiht soll nach Unternehmensangaben rechnerisch den Bedarf von rund 1,1 Millionen Haushalten decken. Das Vorhaben kommt ohne Förderung aus.

Die Eigentumsstruktur des Projekts verteilt sich mehrheitlich auf die EnBW. Ein Partnerkonsortium, bestehend aus Allianz Capital Partners, AIP und Norges Bank Investment Management, hält 49,9 Prozent der Anteile. Die Gesamtinvestitionen beziffert EnBW auf rund 2,4 Milliarden Euro.

Die Technologie zur Spaltung von Ammoniak in Wasserstoff und Stickstoff soll insbesondere beim Aufbau des geplanten Wasserstoff-Importterminals in Wilhelmshaven zum Einsatz kommen. Die Vereinbarung umfasst neben Lizenzen auch Engineering- und Serviceleistungen sowie die Lieferung von Hauptausrüstungen und Katalysatoren.

Aktuell befindet sich das Projekt in der Pre-FEED-Phase (Front-End Engineering and Design). Diese dient der technischen und wirtschaftlichen Machbarkeitsprüfung und der Reduktion von Projektunsicherheiten. Der Start der FEED-Phase ist für Ende 2026 vorgesehen.

Ammoniak gilt als praktikables Transport- und Speichermedium für Wasserstoff. Der direkte Transport von Wasserstoff ist technisch anspruchsvoll und kostspielig, während Ammoniak einfacher verflüssigt und verschifft werden kann. Für die Rückgewinnung von Wasserstoff sind jedoch großtechnische Cracker-Anlagen erforderlich.

Bereits im Frühjahr 2025 hatten Uniper und Thyssenkrupp Uhde den Bau einer Demonstrationsanlage zur Ammoniak-Spaltung am Standort Gelsenkirchen-Scholven angekündigt. Diese wird durch das nordrhein-westfälische Wirtschaftsministerium gefördert und soll täglich 28 Tonnen Ammoniak verarbeiten. Sie dient als technologische Grundlage für die nun angestrebte industrielle Skalierung (wir berichteten).

Luiz Hanania, Generaldirektor von Veolia Polen, sagte im Rahmen einer Pressefahrt, das Unternehmen modernisiere seine Wärmenetze Schritt für Schritt und nutze zunehmend lokale Wärmequellen. Veolia betreibt nach eigenen Angaben 4.500 Kilometer Wärmenetz im Land und gilt als größter privater Betreiber von Fernwärme in Europa. Hanania erklärte, dass Polen die Kohle aufgrund sinkender Verfügbarkeit und Kosten zunehmend ersetze. 

Veolia vernetzt seine Geschäftsbereiche

In Posen integriere Veolia zudem die flexible Nutzung von Überschussstrom über Wärmespeicher und bereite ein 60-MW-Projekt für Geothermie vor. Diese Technologie sichere langfristig stabile Wärmepreise und weniger Abhängigkeit von Brennstoffmärkten. Hanania betonte, dass Veolia seine Geschäftsbereiche Energie, Wasser und Abfall stärker verknüpfen wolle. 

In Warschau erschließt das Unternehmen bereits Wärme aus Abwasser, in Posen soll eine Wärmepumpe künftig bis zu 30 MW liefern. Die politische Lage in Polen erschwere erneuerbare Projekte zwar, sagte Hanania, aber kurzfristige Entscheidungen dürften den notwendigen Umbau nicht behindern. „Behörden müssen Genehmigungen schneller erteilen, denn technisch sind die Lösungen seit Jahrzehnten erprobt“, wünscht sich der Manager.

Sichere Versorgung für die Stadt

Auch Vertreter der Stadt Posen lobten das Vorhaben. Bürgermeister Jacek Jaskowicz erklärte: „Dank unserer Zusammenarbeit mit Veolia schaffen wir das Fernwärmesystem der Zukunft, das Versorgungssicherheit, Preisstabilität und saubere Luft gewährleistet.“ Nach dem Ausfall russischer Brennstofflieferungen sei die Diversifizierung der Wärmequellen wichtig geworden.

Durch lokale Energie erhalte die Stadt zudem Wertschöpfung vor Ort. Die Anlage sei Teil der Kohleausstiegsstrategie der Stadt, die bis 2030 ein komplett kohlefreies Fernwärmenetz unter Nutzung von Biomethan, Wasserstoff und lokalen Energiequellen wie Abwärme und Geothermie aufbauen will, sagte Jaskowicz.

Veolia-Finanzvorständin Emmanuelle Menning sagte, die Investitionen seien trotz staatlich regulierter Wärmepreise möglich. Veolia halte seine Netze im eigenen Besitz und schließe langfristige Lieferverträge ab. Laut Menning erreichten Energieprojekte Margen zwischen 10 und 14 Prozent für die Investoren, was durch hohe Effizienz in Erzeugung und Verteilung möglich sei.
 
Europäische Wärmewende im Blick

In vielen europäischen Ländern sind ähnliche Entwicklungen im Gang, sagte Eloi Piel, Director of Markets von Euroheat & Power. Der in Brüssel ansässige Wärmeverband hat 160 Mitglieder. Piel verwies auf das große Potenzial in Abwärme, Abfallverwertung und erneuerbaren Quellen. Länder wie Dänemark zeigten, wie ein konsequenter Ausbau von Wärmenetzen den Umbau erleichtere.

Deutschland sei in der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) führend, doch zwischen politischen Zielen und Maßnahmen bestehe weiter eine Lücke. Wärmeplanungen wie in Deutschland könnten diese schließen. Laut Piel eignen sich Wärmenetze besonders gut für den Übergang zu klimafreundlicher Erzeugung, da sie leichter zu dekarbonisieren seien als einzelne Gebäude.

Mehr Energiedienstleistungen geplant

Die Vorsitzende des Veolia-Konzerns, Estelle Brachlianoff, erklärte, ein Viertel des Konzernumsatzes stamme bereits aus Energiedienstleistungen. Das Unternehmen setze auf dezentrale Lösungen und wolle die Effizienz in Städten erhöhen. In Polen habe Veolia nach eigenen Angaben bereits 700 Millionen Euro investiert. Die Wärmeerzeugung erreiche durch KWK und Abwärmenutzung 88 Prozent Effizienz, der europäische Durchschnitt liege bei 75 Prozent. 

Weitere europäische Projekte von Veolia, etwa im deutsch-polnischen Grenzgebiet Görlitz/Zgorzelec, nutzten künftig Geothermie und andere Quellen, um Kohle zu ersetzen. Für kleinere Städte biete Veolia das Konzept „Ecothermal Grid“ an, das den Umbau von Wärmenetzen mit geringem Eingriff ermöglichen soll. Bis 2030 will der Konzern nach eigenen Angaben größter Wärmelieferant in Europa sein.

Das Projekt läuft unter dem Namen „HDV-E“. Geplant sind etwa 330 Ladepunkte an 55 Orten, die entlang zentraler Verkehrsachsen in neun Ländern liegen sollen. Dazu zählen Deutschland, Österreich, Dänemark, Spanien, Frankreich, die Niederlande, Schweden, Polen und Ungarn. Jeder Standort soll mindestens vier Ladepunkte bieten und rund um die Uhr zugänglich sein.

Die Betreiber setzen dabei nach eigenen Angaben auf die Megawatt-Charging-System-Technik − kurz MCS. Dabei handelt es sich um einen international entwickelten Standard für das Hochleistungsladen schwerer Nutzfahrzeuge. Ziel ist, batterieelektrische Lkw mit sehr hoher Leistung zu laden, damit Standzeiten im Fernverkehr kurz bleiben.

Konkurrenzkampf in der Logistik

Laut Eon ist die Ladeleistung entscheidend, da elektrische Lkw nur dann im Wettbewerb bestehen könnten, wenn die Fahrzeuge ähnliche Reichweiten und Ladezeiten wie dieselbetriebene Lastwagen erreichen. Timo Sillober erklärt: „Nur mit Ladeleistungen im Megawatt-Bereich können elektrische Lkw in der Praxis das leisten, was heute Diesel schaffen“. Wie der Geschäftsführer von Eon Drive Infrastructure betont, könne das Projekt „HDV-E“ den Transportsektor in Richtung einer klimafreundlichen Logistik weiterentwickeln.

Voltix unterstreicht ebenfalls die Bedeutung eines belastbaren Ladenetzes für schwere Nutzfahrzeuge. Louis Du Pasquier, Geschäftsführer von Voltix, erklärt, dass die Frage nicht mehr sei, ob elektrische Lastwagen eine Rolle spielen, sondern wann sie sich flächendeckend durchsetzen. Ein verlässliches Netz leistungsstarker Ladepunkte stärke diesen Übergang.

Eon verweist darauf, dass das Unternehmen bereits ein Ladenetz von mehr als 8.000 öffentlichen Ladepunkten in elf Ländern betreibt und den Ausbau weiter vorantreibt. Voltix entwickelt speziell auf den Schwerlastverkehr zugeschnittene Ladeangebote, während Greenway in Osteuropa 4.800 Ladepunkte an über 1.400 Standorten betreibt und eigene Lösungen für Flottenanbieter bereitstellt. Neben AC- und DC-Ladetechnik integriert das Unternehmen auch lokale Energiespeicher und Solaranlagen.

Der Energiedienstleister Getec hat die Power-to-Heat-Anlage ans Netz gebracht. Zum Einsatz kommen vier große Luft-Wasser-Wärmepumpen mit einer Leistung von 3 MW thermisch. Sie entziehen der Umgebungsluft thermische Energie, auch bei Minusgraden. „Diese Energie wird in einem Quellspeicher zwischengespeichert, bevor Wasser-Wasser-Wärmepumpen mit einer Leistung von 4 MW thermisch sie auf bis zu 85 Grad Celsius erhitzen“, teilte das Unternehmen mit.

Ein Pufferspeicher mit einem Volumen von 2.000 Kubikmetern stellt sicher, dass auch in Spitzenzeiten ausreichend Wärme bereitsteht. Bei besonders niedrigen Außentemperaturen unterstützt zusätzlich ein elektrischer Kessel mit 4 MW thermisch, der das Wasser rein elektrisch auf bis zu 95 Grad Celsius erwärmt. Das Unternehmen verzichtet damit vollständig auf die bisher eingesetzten fossilen Energieträger. 

Besonders hervorgehoben wird die intelligente Steuerung der Power-to-Heat-Anlage. Ein KI-gestütztes Prognosemodell passt den Betrieb abhängig von Wetter und Last an, sodass die Wärmepumpen insbesondere dann laufen, wenn Strom günstig und mit hohem Anteil erneuerbarer Energien verfügbar ist.

Gleichzeitig stabilisiert die Anlage das Stromnetz, indem sie überschüssigen grünen Strom in Form von Wärme speichert. Jährlich sollen auf diese Weise rund 6.000 Tonnen CO2 eingespart werden. 

Für Finanzierung, Umsetzung und Betrieb der Anlage ist vollständig die Getec aus Magdeburg verantwortlich. „Das Power-to-Heat-System in Hilchenbach zeigt, wie industrielle Dekarbonisierung heute schon funktioniert – wirtschaftlich, modular und ganz ohne fossile Energie“, so Thomas Stephanblome, CEO von Getec Deutschland.

Das Projekt wurde vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) gefördert und gilt nach Unternehmensangaben „als Beispiel für die Dekarbonisierung industrieller Standorte“.

 

Wunschzettel, die Kinder sowie Seniorinnen und Senioren aus karitativen Einrichtungen der Arbeitsgemeinschaft der Düsseldorfer Wohlfahrtsverbände sowie Mädchen und Jungen aus Einrichtungen des Kinderschutzbundes sorgfältig gemalt, gezeichnet oder einfach notiert haben.

„Wir wollten Wünsche erfüllen und Hoffnung schenken. Beides ist uns in kürzester Zeit gelungen, weil uns wieder so viele Menschen unterstützt haben“, freut sich Stadtwerke-Chef Julien Mounier in einer Unternehmensmitteilung. Einen Wunschzettel erhielten die Shop-Besucher für eine Spende von zehn Euro. Die Stadtwerke stocken die Spende auf 25 Euro auf. Und sie sorgen dafür, dass viele Wünsche zum Fest in Erfüllung gehen.

Von Plüschtieren bis Kuschelsocken

Die Weihnachtswünsche reichen nach Angaben des kommunalen Versorgers von Puppenwagen, Plüschtieren, Springseilen, Spielen, Bällen, Puzzle, Buntstiften, Parfüm und Pralinen bis hin zu Hosen und Kuschelsocken.

Es ist mittlerweile das dritte Mal, dass die Stadtwerke Düsseldorf mit ihrem „Weihnachtswerk“ Kindern und älteren Menschen eine Freude machen. Eröffnet hatten den Pop-up-Store der Stadtwerke-Chef zusammen mit Bürger- und Bäckermeister Josef Hinkel, Marion Warden von der Arbeitsgemeinschaft der Düsseldorfer Wohlfahrtsverbände, Bettina Erlbruch vom Kinderschutzbund Düsseldorf und Axel Bellinghausen von Fortuna Düsseldorf.

Obgleich ausverkauft, bleibt der Pop-up-Store in den Schadow Arkaden bis 28. November geöffnet. Vor Ort, so die Stadtwerke, könne bis dahin über einen QR-Code an die Liga Wohlfahrt Düsseldorf oder an den Kinderschutzbund Düsseldorf gespendet werden.

Strom: Uneinheitlich hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Mittwoch gezeigt. Der Day-ahead verlor im Base 70,25 auf 91,50 Euro je Megawattstunde und im Peak 118,25 auf 95,50 Euro je Megawattstunde. An der Börse kostete der Donnerstag 91,18 Euro in der Grundlast und 95,00 Euro in der Spitzenlast. Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Donnerstag im Vergleich zum Vortag sehr kräftig zulegen und laut Eurowind 23,8 Gigawatt erreichen. Für den Berichtstag waren hingegen nur 6,8 Gigawatt prognostiziert worden. Der Freitag wird laut den Prognosen von Eurowind noch eine etwas höhere Einspeiseleistung mit sich bringen.

Am langen Ende des Strommarktes notierte das Cal 26 mit einem Plus von 0,01 auf 87,30 Euro je Megawattstunde nahezu unverändert.

CO2: Die CO2-Preise haben am Mittwoch etwas nachgegeben. Bis gegen 14.00 Uhr verlor der Dec 25 um 0,16 auf 81,71 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 16,6 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 82,34 Euro, das Tief bei 81,54 Euro. Offenbar tut sich der Dec 25 schwer, die Marke von 82 Euro dauerhaft zu überwinden.

Unterdessen sind die Netto-Longpositionen spekulativer Anleger an der ICE/Endex zum ersten Mal seit vier Wochen gesunken, und zwar um 0,9 Millionen auf gut 101 Millionen Tonnen, was immer noch einem sehr hohen Niveau entspricht und von Vertrauen in eine positive Marktentwicklung zeugt.

Erdgas: Behauptet haben sich die europäischen Gaspreise am Berichtstag gezeigt. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.03 Uhr 0,075 auf 29,425 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE notierte der Day-ahead unverändert mit 31,075 Euro je Megawattstunde. Anzeichen für Fortschritte bei den Friedensgesprächen zwischen der Ukraine und Russland sowie Wettervorhersagen, die auf überdurchschnittlich milde Temperaturen Anfang Dezember hindeuten, lasten auf den Preisen.

Die Lagerbestände in der EU bleiben unter dem für den 1. Dezember festgelegten Zielwert von 90 Prozent, obwohl mildere Temperaturen es der Region ermöglichen würden, die Vorräte trotz Beginn der Heizperiode wieder aufzufüllen.

Analysten von ING betonen, dass die Schwäche der europäischen Gaspreise die Differenz zwischen Preisen in Europa und Asien vergrößert hat. Wenn sich dieser Trend fortsetzt, wird es für Lieferanten weniger rentabel sein, LNG nach Europa zu liefern. China, das zu den größten LNG-Importeuren weltweit zählt, hat zuletzt allerdings weniger importiert. Die LNG-Importe liegen laut Daten der chinesischen Zollbehörde seit Jahresanfang kumuliert um rund 16 Prozent unter dem Vorjahresniveau. Dies dürfte einerseits konjunkturell bedingt sein und andererseits mit einem massiven Ausbau der erneuerbaren Energien zusammenhängen.