28. Januar 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
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Inhalt
POLITIK & RECHT
POLITIK: Wasserstoffprojekte auf Eis
ÖSTERREICH: Wirtschaftsminister hat kein Problem mit neuem Regulator
WIRTSCHAFT: Zukunftssichere Lösung für Raffinerie in Schwedt gesucht
KERNKRAFT: Slowaken und Tschechen setzen intensiv auf Atomenergie
STATISTIK DES TAGES: Befürworten Sie den Wiedereinstieg von Deutschland in die Atomkraft?
HANDEL & MARKT
WINDKRAFT OFFSHORE: Analyst: Gesetzliche Zielgröße für Offshorewind erst 2032 erreicht
REGENERATIVE: Gardena sichert sich Ökostrom über PPA mit Lichtblick
ELEKTROFAHRZEUGE: Lieber günstig Strom laden als eine einmalige Kaufprämie
TECHNIK
WINDKRAFT OFFSHORE: Technik für Offshore-Drehkreuz steht fest
NETZE: In Ostbayern geht großer Biogasanlagenverbund ans Netz
EFFIZIENZ: Tesa setzt auf Power-to-Heat und Wasserstoff
WASSERSTOFFPRODUKTION: Sunfire liefert zwei 100-MW-Elektrolyseure für Spanien
UNTERNEHMEN
BETEILIGUNG: Investmentfonds beteiligt sich an Spotmyenergy
STADTWERKE: Zwei Versorger im Ländle streben enge Bindung an
WÄRME: Umstrukturierte Stadtwerke planen Füssens Wärme
RECHT: Ex-Chef klagt nun seinerseits gegen die Stadtwerke Pforzheim
TOP-THEMA
Reiche will wieder mehr Sicherheit in den Wärmemarkt bringen
Quelle: E&M
POLITIK.
Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) skizzierte auf einer Energietagung in Berlin die Grundzüge ihrer weiteren Regierungsarbeit.
Die Bundesregierung will wieder mehr Verlässlichkeit in den Wärmemarkt bringen – so die Botschaft der Ministerin bei der Handelsblatt-Tagung Energie in Berlin. Dabei sparte sie nicht mit Kritik an der vorherigen Ampelregierung.
Bis zum Heizungsgesetz der Ampel sei sowohl der Zubau der Wärmepumpen als auch der Ausbau der Fernwärme in einem vernünftigen Rahmen abgelaufen. Die neuen Regelungen, vor allem das Gebäudeenergiegesetz der Ampel, hätten „eine enorme Unsicherheit in den Markt gebracht. Danach brach erst einmal alles zusammen.“
Reiche will das ändern. Sie möchte, dass die energetischen und klimapolitischen Anforderungen an die privaten Haushalte in Sachen Wärmewende wieder bezahlbar werden. Sie möchte einen „ausgewogenen Mix zwischen Förderungen und Ordnungsrecht schaffen.“ Zugleich sicherte die Ministerin zu, die Förderung für den Ausbau der Wärmenetze fortzuführen. Das sei insbesondere für kommunale Unternehmen von Bedeutung, die langfristige Investitionsentscheidungen treffen müssten.
KWK soll weiterhin eine Rolle spielen
Auch die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) solle weiterhin eine Rolle spielen, sagte die Ministerin. Allerdings machte Reiche deutlich, dass eine doppelte Förderung – etwa über KWK-Förderung und Kapazitätsmarkt – kritisch zu prüfen sei. Ziel sei ein ausgewogenes Gesamtsystem, das Kosten begrenze und gleichzeitig Versorgungssicherheit gewährleiste.
Generell möchte Reiche die Bezahlbarkeit der Energieversorgung wieder verstärkt in den Vordergrund stellen. „Wir müssen dafür sorgen, dass Strom bezahlbar bleibt – nicht nur für Haushalte, sondern auch für unsere Unternehmen, die im intensiven Wettbewerb stehen“, sagte sie. Gleichzeitig verwies sie auf bereits umgesetzte Entlastungen der neuen Regierung, etwa die Absenkung der Stromsteuer für Unternehmen im Wettbewerb sowie die Ausweitung der Strompreiskompensation auf 31 statt bislang zehn Sektoren. Viele tausend Unternehmen profitierten davon. Zudem setze die Bundesregierung auf einen Industriestrompreis.
Einen weiteren Schwerpunkt legte Reiche auf die Versorgungssicherheit und den geplanten Kapazitätsmarkt. Zwar sei das Kraftwerkssicherungsgesetz noch nicht verabschiedet, mit der Europäischen Kommission sei jedoch ein klarer Rahmen vereinbart worden. Dieser solle den Aufbau gesicherter Leistung in Deutschland ermöglichen. „Wir müssen dafür sorgen, dass wir die Versorgungssicherheit garantieren können, auch mit Blick auf zunehmende Verbräuche in der Zukunft, Stichwort KI und Rechenzentren“, sagte die Ministerin in Berlin.
Ausbauziele werden nicht in Frage gestellt
Bereits in diesem Jahr seien erste Ausschreibungsrunden für neue Kraftwerkskapazitäten geplant. Insgesamt sollen rund 12 GW ausgeschrieben werden, davon etwa zehn GW mit einem Versorgungskriterium von mehr als zehn Stunden. Ab 2027 sei der Einstieg in einen vorgezogenen Kapazitätsmarkt vorgesehen, mit Ausschreibungsvolumina von 20 bis 25 GW. Diese sollen technologieoffen ausgestaltet werden.
Den Ausbaupfad für Wind- und Solarenergie stelle Reiche in diesem Zusammenhang ausdrücklich nicht infrage. Das Ziel von 80 Prozent erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2030 am Stromverbrauch bleibe bestehen. Gleichzeitig müsse der Ausbau effizienter und stärker an den Systemkosten ausgerichtet werden. „Die Ziele wollen wir behalten, aber die Art und Weise, wie wir ausbauen, wollen wir ändern und die Systemkosten besser verteilen“, so Reiche.
Gleichzeitig warnte die Ministerin davor, technologische Optionen vorschnell auszuschließen. Das verenge den Handlungsspielraum und führe am Ende zu höheren Kosten. Das gelte auch für die Atomkraft. Sie werde an dieser Stelle nicht für die Kernenergie werben, so Reiche. Aber die Kernenergie, wie vor Jahren geschehen, als Option auszuschließen, sei aus ihrer Sicht „keine gute Idee gewesen.“
Ihre Argumentation ziele vielmehr darauf ab, das Energiesystem technologieoffen weiterzuentwickeln, ohne bestehende politische Festlegungen infrage zu stellen. Der Fokus liege auf erneuerbaren Energien, ergänzenden gesicherten Leistungen und zusätzlichen Instrumenten wie CCS, um Kosten zu begrenzen und die Versorgung langfristig abzusichern.
Bei der Abscheidung und Speicherung von CO2, kurz CCS, habe die Bundesregierung mit dem jüngst geschaffenen gesetzlichen Rahmen eine erste Grundlage gelegt, so Reiche. „Jetzt brauchen wir einige mutige Bundesländer, die dies umsetzen und CCS beispielsweise bei Zementwerken praktisch anwenden.“
Quelle: E&M
Wasserstoffprojekte auf Eis
POLITIK. Die Steag steht bereit, um die benötigten Gaskraftwerke zu bauen, sagte CEO Andreas Reichel in Berlin. Beim Wasserstoff hingegen sind die Projekte aktuell gestoppt.
Ernüchterung macht sich bei Andreas Reichel, CEO und Arbeitsdirektor der Steag Iqony Group, beim Thema Wasserstoff breit. Die Elektrolyse-Projekte, die Steag Iqony verfolge, lägen derzeit „auf Eis“, sagte Reichel bei der Handelsblatt-Tagung in Berlin.
Als Beispiel nannte er ein Steag-Vorhaben im Umfeld der saarländischen Industrie. Dort scheiterte die Wirtschaftlichkeit eines Elektrolyseprojekts auch an den hohen Anforderungen wie der stundengenauen Versorgung der Anlage mit Grünstrom. Vor Ort sei diese Vorgabe nur mit einem Stromspeicher umzusetzen.
Das Problem hätten die Unternehmen jenseits der Grenze hingegen nicht. In Frankreich seien die Rahmenbedingungen einfacher, weil Kernkraft laut EU-Regulatorik mittlerweile als „grün“ gewertet werde. Geeigneter Strom sei dort ausreichend vorhanden, während in Deutschland strengere Nachweispflichten gelten. Wasserstoff bleibe ein Ziel für die Steag, „aber aktuell kann man Projekte wirtschaftlich nicht realisieren“.
Positiv ist Reichel hingegen in Sachen Kraftwerksstrategie gestimmt. Steag Iqony wolle nach eigenen Angaben rund 2 GW neue gesicherte Leistung bauen und verweist dabei auf ein konkretes Vorhaben am Standort Bergkamen in Nordrhein-Westfalen. Für ein Großkraftwerk dort sei die Genehmigungslage gut und die benötigten Partnerunternehmen auf die Aufgabe weitgehend vorbereitet.
Reservekraftwerke als Brückenlösung
Für Reichel ist die rasche Errichtung eines Gaskraftwerks eine sportliche Herausforderung. „Beim Kraftwerksbau gilt die Faustformel 1, 2, 3: ein Jahr für die Planung, zwei Jahre für Genehmigungen und drei Jahre für den Bau“, sagte er. Eine Inbetriebnahme bis 2031 halte er für möglich, schneller werde es allerdings nicht gehen.
Positiv bewertete er zudem, dass Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) in den Gesprächen mit der Europäischen Kommission mehr erreicht habe als zunächst avisiert. „Frau Reiche hat ja im Endergebnis in Brüssel 10 plus 2 GW erreicht“, sagte Reichel. Ursprünglich seien nur 8 plus 2 GW vorgesehen gewesen. Wobei sich die erste Zahl auf Kraftwerke beziehe, die eine verbindlichen Stundenzahl an Mindesteinsatzzeit aufweisen müssen.
Darauf ging auch Reichel ein. Zum weiteren Design der Kraftwerksstrategie sagte er, die Einigung mit der Europäischen Kommission sei zwar technologieoffen angelegt. Aber im ersten Schritt werde der Schwerpunkt faktisch auf Großkraftwerken liegen, weil der Bedarf an gesicherter Leistung vorrangig sei. In einem zweiten Schritt würden dann auch kleinere Anlagen, Batteriespeicher und weitere Flexibilitätsoptionen einbezogen werden.
Gleichzeitig lenkte Reichel den Blick auf die Jahre bis zur Verfügbarkeit neuer Kraftwerke. Neue Anlagen stünden nicht im „nächsten oder übernächsten Winter“ bereit, sondern eher Anfang der 2030er Jahre.
Als Brückenlösung brachte er einen gezielten, zeitlich begrenzten Einsatz von Reservekraftwerken ins Spiel, um Preisspitzen zu glätten. Diese Anlagen seien als „Eh-da-Kraftwerke“ vorhanden. Dabei handele es sich in der Regel um fossile Anlagen, die nicht mehr am Strommarkt teilnehmen und deren Vorhaltung über die Netzentgelte finanziert wird.
Der zusätzliche Einsatz könne aus seiner Sicht unmittelbar wirken, etwa über niedrigere Strompreise und potenziell auch über dämpfende Effekte bei Netzentgelten, wenn extreme Preis- und Einsatzlagen seltener würden. Reichel räumte zugleich ein, dass ein breiter Einsatz bestehender Reservekapazitäten den Neubau von Kraftwerken ausbremsen könne, wenn Marktpreise gedämpft und Investitionssignale geschwächt würden.
Deshalb plädierte er für eine klare Begrenzung. Der Einsatz von Reservekraftwerken solle nur bei definierten Preisspitzen erfolgen und zeitlich befristet werden, etwa auf drei Jahre. Er sehe die Maßnahme als Brücke an, bis neue Kraftwerke am Markt verfügbar seien.
Wirtschaftsminister hat kein Problem mit neuem Regulator
Quelle: Pixabay / Jürgen Sieber
ÖSTERREICH. Wirtschaftsminister Wolfgang Hattmannsdorfer zollt den Vorständen von E-Control großes Lob. Die Kritik des Rechnungshofs am neuen Vorstand Michael Strebl beurteilt er zurückhaltend.
Österreichs Energiemarkt-Regulierungsbehörde E-Control wird ab 25. März von „zwei Superleuten“ geführt. Das betonte der für Energiepolitik zuständige Wirtschaftsminister Wolfgang Hattmannsdorfer von der konservativen Österreichischen Volkspartei (ÖVP) am 26. Januar im Klub der Wirtschaftspublizisten in Wien. Hattmannsdorfer erläuterte, der wiederbestellte Vorstand Alfons Haber sei wesentlich daran beteiligt gewesen, den Anstieg der Stromnetztarife für die Haushalte per 1. Januar des laufenden Jahres zu dämpfen. Ferner habe er maßgeblich an den „reduzierten Sommer-Arbeitspreisen“ (RSAP) für die Netzarife mitgewirkt. Die RSAP gelten für Haushalts- und Gewerbekunden von 1. April bis inklusive 30. September zwischen 10 und 16 Uhr. Sie sind um 20 Prozent niedriger als die Arbeitspreise während der verbleibenden Zeit des Jahres.
Michael Strebl wiederum, der neu in den E-Control-Vorstand einziehende bisherige Vorsitzende der Geschäftsführung der Wien Energie, steht laut Hattmannsdorfer „für einen 360-Grad-Blick auf den Strommarkt“. Dass Strebl ohne „Cooling-off-Phase“ von einem Energieunternehmen in das Leitungsgremium der Marktaufsichtsbehörde wechselt, ist dem Minister zufolge kein Problem: Strebl habe seine Funktion in der Wien Energie nach dem Hearing im Wirtschaftsausschuss des Parlaments am 22. Januar bereits zurückgelegt.
Aus der Energiewirtschaft direkt in die Marktaufsicht
Überdies werde die Geschäftsordnung der E-Control adaptiert. Bestehe bei einem Vorstandsmitglied das Risiko einer Befangenheit, werde bei entsprechenden Entscheidungen künftig eine leitende Persönlichkeit aus der Belegschaft der E-Control beigezogen. Dies gelte auch, wenn die Befangenheit aufgrund der beruflichen Laufbahn des betreffenden Vorstandsmitglieds nicht auszuschließen ist.
Auf die massive Kritik des österreichischen Rechnungshofs (RH) vom 19. Juli 2024 an der Führung der Wien Energie durch Strebl und seinen Kollegen Karl Gruber angesprochen, beschied Hattmannsdorfer: „Fragen betriebswirtschaftlicher Vorkommnisse in der Wien Energie sind eine Angelegenheit der zuständigen Aufsichtsgremien.“ Seine, Hattmannsdorfers, Funktion sei die Bestellung der Control-Chefs gewesen. Zu diesem Zweck habe er ein Personalberatungsunternehmen mit einer „Markterkundung“ beauftragt, „um festzustellen, wer von den Bewerberinnen und Bewerbern denn grundsätzlich in Frage kommt“. In einem „sehr klaren Auswahlprozess“ hätten sich Strebl und Haber als bestgeeignete Kandidaten herausgestellt. „Ich habe dann mit ihnen Gespräche geführt und in der Folge meine Entscheidung getroffen“, erläuterte Hattmannsdorfer.
Auf den Hinweis der Redaktion, dass der Rechungshof gerade das unzureichende Risikomanagement Strebls und Grubers kritisiert hatte und die E-Control aufgrund des neuen Elektrizitätswirtschaftsgesetzes (ElWG) eine Verordnung zum Umgang der Unternehmen mit allfälligen Risiken zu erlassen hat, konstatierte der Minister, er sehe darin kein Problem. Die künftige E-Control-Führung solle insbesondere sicherstellen, „dass der Markt funktioniert und die Preise für die Endkunden leistbar sind“.
Kritik an der Führung von Wien Energie
Rein auf betriebswirtschaftliche Vorkommnisse bezog sich die Kritik des Rechnungshofs an Strebl und Gruber übrigens nicht. Wie berichtet, entwickelten die beiden Manager dem RH zufolge „trotz zugespitzter Marktlage ab dem Frühjahr 2022 keine Alternativen, um das Liquiditätsrisiko des Börsenhandels zu reduzieren und das Risiko breiter zu streuen“, und das, „obwohl es ab Herbst 2021 laufend anstieg und letztlich eine existenzbedrohende Dimension erreichte“.
Nach Ansicht des Rechnungshofs schätzte das Wien-Energie-Management somit die Lage auf dem Energiemarkt und daraus für das Unternehmen potenziell resultierende Probleme über Monate hinweg falsch ein. Mit anderen Worten: Der RH attestierte auch dem künftigen Regulator Strebl, die volkswirtschaftliche Situation im Energiebereich lange Zeit unzutreffend beurteilt zu haben. Dem Rechnungshof gegenüber nahm Strebl dazu nicht Stellung. Vor einer Untersuchungskommission der Stadt Wien bezeichnete er das Risikomanagement der Wien Energie als „branchenüblich“.
Zukunftssichere Lösung für Raffinerie in Schwedt gesucht
Das PCK-Gelände aus der Vogelperspektive. Quelle: PCK
WIRTSCHAFT. Für die Raffinerie PCK-Schwedt läuft ein Countdown der unangenehmeren Art: Im April endet eine Ausnahmegenehmigung, dann treten womöglich US-Sanktionen in Kraft.
Das Unternehmen Rosneft ist Mehrheitsanteilseigner der PCK Raffinerie und war in der Vergangenheit Hauptlieferant von russischem Öl über die Druschba-Pipeline nach Schwedt. Nach dem Embargo gegen russisches Öl im Zuge des Ukraine-Krieges wird die Raffinerie in Mecklenburg-Vorpommern mit Schiffen über den Rostocker Hafen versorgt, das Öl kommt zum großen Teil aus Kasachstan.
Der PCK kommt eine zentrale Bedeutung für die Versorgung der Tankstellen in Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg und Berlin zu. Sie steht deshalb jetzt unter Treuhandverwaltung der Bundesregierung.
Doch das Konstrukt steht auf wackeligen Füßen: Im Oktober hatte die US-Regierung ihre Liste der sanktionierten russischen Unternehmen erweitert. Und auf der steht jetzt auch die PCK mit Rosneft. Eine Sondergenehmigung hat bisher den Weiterbetrieb ermöglicht. Aber diese läuft Ende April aus. Wie es dann weiter geht, ist unklar. Die Beteiligten geben sich allerdings vorsichtig optimistisch.
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| Nachtaufnahme der Raffinerie Schwedt. Quelle: PCK |
Eine Sprecherin des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie teilte auf Anfrage der Redaktion mit: „Es ist gemeinsames Verständnis mit unseren US-Partnern, dass die entsprechend der Praxis des OFAC (Anm. d. Red.: „Office of Foreign Assets Control“, eine für Sanktionen zuständige Behörde des US-Finanzministeriums) zunächst auf sechs Monate befristete General License ein erster Schritt ist. Wir stehen zu einer über den 29. April hinausgehenden Genehmigung bereits mit den US-Behörden im Austausch.“
Außerdem habe der Bundestag aktuell das Gesetz zur Anpassung von Straftatbeständen und Sanktionen bei Verstößen gegen restriktive Maßnahmen der Europäischen Union (AWG-Novelle) angenommen. Die Fraktionen der CDU/CSU und SPD hätten einen Änderungsantrag eingebracht, der der nationalen Umsetzung von Ausnahmevorschriften aus der EU-Sanktionsverordnung 833/2014 diene.
Treuhandverwaltung als Schutz
„Die nun im Gesetz angelegten Instrumente werden deutschen Tochterunternehmen sanktionierter russischer Unternehmen eine Zukunftsperspektive geben, da einige von ihnen sonst selbst von Sanktionen betroffen wären“, heißt es dazu. Ohne eine Treuhandverwaltung oder eine andere Maßnahme, die die Abtrennung von der russischen Mutter gewährleistet, wäre es vielfach verboten, mit den deutschen Tochterunternehmen Geschäfte zu machen. Die Hoffnungen liegen also darauf, dass die Treuhandverwaltung durch die Bundesregierung einen gewissen diplomatischen Schutz bietet.
Dank der Kopplung an die Dauer der Sanktionen hätten die betroffenen Unternehmen eine langfristige Perspektive für den Geschäftsbetrieb, so das Bundeswirtschaftsministerium. Auch werde es ihnen mit diesen Instrumenten möglich sein, wirtschaftlich unbeschränkt tätig zu sein und in die Zukunft zu investieren. Die Instrumente seien dann auch sanktionssicherer.
Keinen Zweifel daran, dass eine Lösung gefunden werden muss, lässt eine Stellungnahme des Wirtschaftsministeriums des Landes Brandenburg gegenüber der Redaktion. Die Bedeutung der PCK Schwedt für Ostdeutschland, Brandenburg und die Uckermark sei kaum zu überschätzen, heißt es da: „Die PCK sichert die Kraftstoffversorgung von Berlin, Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern und Westpolen und ist mit ihren etwa 1.200 Beschäftigten zugleich der zentrale Anker für die Wirtschaft in Nordost-Brandenburg.“
Slowaken und Tschechen setzen intensiv auf Atomenergie
Quelle: Pixabay / minka2507
KERNKRAFT. Ungeachtet des globalen Abwärtstrends bei der Kernkraft: Unverdrossen setzen die Regierungen der Slowakei und Tschechiens weiter auf den Ausbau dieser Energiequelle.
So hat der linkspopulistische slowakische Ministerpräsident Robert Fico vor kurzem in Washington eine Vereinbarung unterzeichnet, aufgrund derer das mittelosteuropäische Land und die USA im Bereich der zivilen Nutzung von Kernenergie eng zusammenrücken. Die künftige Zusammenarbeit konzentriert sich nach Angaben aus der slowakischen Hauptstadt Bratislava (Pressburg) auf ein breites Spektrum: von Fragen des nuklearen Brennstoff-Kreislaufs über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente und radioaktiver Abfälle bis hin zu Anlagensicherheit, Forschung, Entwicklung und technologischer Innovation einschließlich kleiner modularer Reaktoren (SMR).
Damit werde ein umfassender Kooperationsrahmen geschaffen, „der es der Slowakischen Republik ermöglicht, langfristig ein ziviles Kernenergieprogramm zu entwickeln, fachliche und institutionelle Kapazitäten systematisch zu stärken und die Voraussetzungen für die Entwicklung der Kernenergie im Einklang mit den nationalen strategischen Zielen zu schaffen“. Kernenergie werde auch in den kommenden Jahrzehnten ein wesentlicher Bestandteil eines stabilen, sicheren und emissionsfreien Energiemixes bleiben.
Seitens des Wirtschaftsministeriums in Bratislava wird darauf verwiesen, dass die Slowakei seit langem zu den Ländern mit dem geringsten CO2-Fußabdruck im Stromsektor zähle. Kernenergie und erneuerbare Energien deckten derzeit gut 87 Prozent der Stromerzeugung ohne CO2-Emissionen ab, und dieser Anteil werde sich nach der Inbetriebnahme des vierten Blocks des Kernkraftwerks Mochovce noch weiter erhöhen.
Ist und Soll auf Tschechisch
Unter Schirmherrschaft der Karlsuniversität in Prag wiederum wurde eine Studie mit drei Szenarien für den tschechischen Energiesektor und deren wirtschaftliche Folgen erstellt. Die Ergebnisse der Analyse sollen in die Fortschreibung der tschechischen Klimaziele einfließen, deren Veröffentlichung bald erwartet wird.
Zunächst gehen die Verfasser nach eigener Darstellung von realen Gegebenheiten und damit vom Bau nur eines Kernreaktors mit einer installierten Leistung von 1.100 MW am Standort Dukovany (EDU5) aus, dessen Inbetriebnahme für 2040 geplant ist. Im kürzlich unterzeichneten Vertrag zwischen Elektrarna Dukovany II und der Korea Hydro and Nuclear Power Company ist jedoch der Bau von zwei Blöcken vereinbart, die 2036 fertiggestellt sein sollen.
Dem zweiten Szenario zufolge, wodurch sich die Dekarbonisierung der tschechischen Wirtschaft erheblich beschleunigen könnte, ist außer dem Kernkraftwerk EDU5 der Bau zweier weiterer Reaktoren am Standort Temelin (ETE3 und ETE4) vorgesehen. Die Inbetriebnahme dieser drei Blöcke ist zwischen 2036 und 2041 geplant. Außerdem soll ein kleiner modularer Reaktor (SMR) mit einer installierten Leistung von 350 MW errichtet werden.
Das letzte, als sehr ambitioniert bezeichnete Szenario umfasst den Bau von drei großen Kernkraftwerken und den Einsatz einer ganzen Reihe SMR. Im Vergleich zum vorhergehenden Szenario geht es von einer noch intensiveren Transformation des Energie- und Konsumverhaltens aus. Der entscheidende Unterschied liegt in der rasanten Entwicklung erneuerbarer Energien: Bis 2030 soll die installierte Leistung von Photovoltaikanlagen 12.600 MW und die von Windkraftanlagen 1.700 MW erreichen.
Kritiker der Studien beanstanden methodische Fehler und die Verwendung unvollständiger oder fehlerhafter Daten. Laut ihren Angaben werden beispielsweise Verluste im Übertragungs- und Verteilungsnetz oder der tatsächliche Stromverbrauch, die Importabhängigkeit des Landes sowie andere wichtige Parameter der Ressourcen-Adäquanz vernachlässigt. Auch sei mit unrealistischen Annahmen zur Leistungsfähigkeit und Nutzung einzelner Energiequellen gearbeitet worden, indem die Möglichkeiten erneuerbarer Energien überschätzt und die Flexibilität von Kernkraftwerken nicht berücksichtigt worden seien, die bei einem hohen Anteil an Solar- und Windenergie abzuschalten seien.
Befürworten Sie den Wiedereinstieg von Deutschland in die Atomkraft?
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchtet die Redaktion regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Die Mehrheit der Deutschen will zurück zur Atomkraft. Das ergab eine Verivox-Umfrage aus dem Jahr 2025. 36 Prozent hingegen lehnen eine erneute Nutzung ab. 2023 hat Deutschland seine letzten Atomkraftwerke vom Netz genommen.
Quelle: Fotolia / ptoscano
Analyst: Gesetzliche Zielgröße für Offshorewind erst 2032 erreicht
WINDKRAFT OFFSHORE. Das Ausmaß der Verzögerungen beim deutschen Offshorewind ist größer, als bisher gedacht. Im Rückenwind des Nordsee-Gipfels fordern Branchenverbände eine investitionsfreundliche Novelle.
Deutschland wird bis 2030 nur einen Ausbau der installierten Offshorewind-Leistung auf 20.000 MW schaffen - 10.000 MW weniger als das nationale Zwischenziel. Das hat Dennis Kruse, Chef des Analysehauses Deutsche Windguard, am 27. Januar vor den Medien prognostiziert. Die 30.000 MW aus dem Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) würden „voraussichtlich“ erst 2032 erreicht, so Kruse. Er könne auch 2033 nicht ausschließen.
Damit verläuft der Offshorewind-Zubau in Deutschland in dieser Dekade wesentlich langsamer, als bisher schon von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) eingeräumt. Bisher war von wenigen Tausend MW Verzögerung bis 2030 ausgegangen worden, weil sich einige Anbindungsleitungen von ÜNB verzögern (wir berichteten). Sie sollten bislang 2031 oder 2032 nachgeholt werden.
Als zusätzlichen Grund für die zeitliche Verschiebung nannte Kruse die im August 2025 geplatzte Versteigerung der Nordsee-Flächen N-10.1 und N-10.2 mit insgesamt 2.500 MW. Auf sie hatte es kein Gebot gegeben (wir berichteten).
Warnung vor erneutem Platzen
Die schwarz-rote Koalition will bislang die gescheiterte Auktion diesen Juni nachholen. Davor warnte allerdings Andree Iffländer, Vorsitzender des Rostocker Offshorewind-Clusters Wind Energy Network (WEN), stellvertretend für alle Verbände dieser Branche und sagte ein erneutes Scheitern voraus, wenn sie nicht ins vierte Quartal 2026 verschoben und vorher das Windenergie-auf-See-Gesetz nicht investitionsfreundlich und mit einem verlässlichen Ausbaupfad novelliert werde.
Auf Gerüchte angesprochen, wonach die Bundesregierung schon am 28. Januar die Juni-Ausschreibung - die bisher einzige des Jahres - stoppen werde, bestätigte dies keiner der Offshoreverbände ausdrücklich. Es gibt auch keine Einigkeit, was zuerst kommen soll: der Stopp oder die Novelle. Beides sei jedenfalls nötig, so Markus Nölke vom Bremerhavener Cluster Wab.
Ein Fortschritt im Gesetzgebungsprozess sei schon, so Dennis Rendschmidt, Geschäftsführer des VDMA Power Systems, dass die Bundesregierung die Realisierungsfrist für neue Offshore-Windparks auf ein Jahr verdoppeln wolle.
Offshore-Gesetz braucht „echten Neustart“
Worüber sich die Offshoreverbände seit Langem einig sind, ist, dass das Windenergie-auf-See-Gesetz einen „echten, grundlegenden Neustart“ braucht. Dies geht aus einer gemeinsamen Erklärung von Bundesverband Windenergie (BWE), Bundesverband Windenergie Offshore (BWO), Verband des Deutschen Maschinen- und Anlagenbaus (VDMA) Power Systems, WEN, Wab und der Stiftung Offshore-Windenergie hervor.
Demnach fordern die Verbände eine „zügige“ Anpassung des zentralen Gesetzes unter Beteiligung der Branche. Nach dem Vorbild Großbritanniens solle das Ausschreibungsdesign auf zweiseitige Differenzverträge (CFD) und abgesicherte Stromlieferverträge (PPA) umgestellt werden. Bisher gewinnt in der Regel die größte Zahlungsbereitschaft („ungedeckelte Gebotskomponente“). Dennis Rendschmidt, Geschäftsführer des VDMA Power Systems, zitierte dabei aus der „Industrieerklärung“, die der Dachverband Wind Europe am Nordseegipfel am 26. Januar mit den Politikern der Nordsee-Anrainerstaaten unterzeichnet hatte. Demnach soll für 2031 bis 2040 ein jährlicher Ausbaupfad von 15.000 MW politisch abgesichert werden, davon 10.000 MW durch zweiseitige CFD.
Im Gegenzug hatte Wind Europe versprochen, die Gestehungskosten (LCOE) für Offshore-Windkraft im Vergleich zu den finalen Investitionsentscheidungen von 2025 in der nächsten Dekade um 30 Prozent zu senken. Power-Systems-Vertreter Rendschmidt bekräftigte erneut, die europäische Industrie könne die dazu notwendigen Anlagen und Komponenten unter diesen Umständen bereitstellen: „Wir werden liefern“, versicherte er.
Dennis Kruse von der Windguard nannte die Ergebnisse des dritten Nordseegipfels in Hamburg ein „starkes Signal an die Branche“ und ein „Bekenntnis zu einem stabilen und investitionssicheren Rahmen“. Für 2025 bilanzierte er einen Zubau der deutschen Windkraft auf See „auf relativ niedrigem Niveau“: Es kamen laut den Recherchen seines Teams nur 41 Windenergieanlagen mit insgesamt 518 MW hinzu, die bereits auch Strom einspeisen.
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| Die deutsche Offshorewind-Stromerzeugung und deren Marktwerte Quelle: Deutsche Windguard |
Somit landete Offshorewind in Deutschland Ende 2025 bei 1.680 Anlagen in Betrieb mit 9.740 MW Gesamtleistung, davon 7.910 MW in der Nordsee. 2025 gingen 26,1 Milliarden kWh Offshorewind-Strom ans deutsche Festland - „ähnlich viel“ wie 2024, so Kruse. Die Pipeline geplanter und in Bau befindlicher Windparks in der deutschen See taxierte VDMA-Mann Rendschmidt mit 17.000 MW. Deren Realisierung müsse nun gesichert werden.
Gardena sichert sich Ökostrom über PPA mit Lichtblick
Quelle: Shutterstock / lovelyday12
REGENERATIVE. Lichtblick und Gardena haben einen Direktliefervertrag über Strom aus erneuerbaren Energien geschlossen. Der Vertrag umfasst Solar- und Windstrom aus deutschen Anlagen.
Der Energieversorger Lichtblick beliefert den Gartengerätehersteller Gardena künftig mit Strom aus erneuerbaren Energieanlagen in Deutschland. Grundlage ist ein Corporate Power Purchase Agreement (CPPA), das nach Angaben der Partner eine Laufzeit von fünfeinhalb Jahren hat. Die installierte Leistung der beteiligten Solar- und Windparks beträgt insgesamt 9,8 Megawatt. Über die Vertragsdauer wird eine Stromerzeugung von rund 63,8 Millionen kWh erwartet.
Für die Belieferung wurde nach Angaben von Lichtblick auch ein neuer Solarpark errichtet. Ergänzend liefern bestehende Onshore-Windenergieanlagen Strom, darunter auch ein Park, dessen staatliche Förderung ausgelaufen ist. Somit werde durch den Direktliefervertrag sowohl der Neubau erneuerbarer Anlagen als auch der Weiterbetrieb älterer Windparks ermöglicht, erklärte Dennis Pötter, verantwortlich für die Entwicklung von CPPA-Geschäften bei Lichtblick.
Gardena verfolge als Teil der Husqvarna Group eigene Klimaziele und setze dabei unter anderem auf eine nachhaltige Stromversorgung, erläuterte Sustainability Managerin Marina Bylinsky. Nachdem die Standorte des Unternehmens seit 2023 mit Ökostrom versorgt würden, soll das CPPA nun eine direkte Verbindung zwischen Stromverbrauch und zeitgleicher Erzeugung aus konkreten Anlagen herstellen.
Direktlieferverträge zwischen Stromerzeugern und Unternehmen gelten als Instrument zur langfristigen Absicherung von Strommengen zu festgelegten Preisen, unabhängig von kurzfristigen Börsenpreisentwicklungen. Zudem können sie Investitionen in erneuerbare Energieanlagen außerhalb der EEG-Förderung unterstützen. Da sie keine staatliche Förderung erhalten, können diese Anlagen auch Herkunftsnachweise produzieren.
In diesem Zusammenhang will Gardena nach Angaben der Beteiligten erstmals sogenannte granulare Herkunftsnachweise erproben, die eine stündliche Zuordnung von Stromerzeugung und -verbrauch gewährleisten.
Lieber günstig Strom laden als eine einmalige Kaufprämie
Quelle: Shutterstock / Naypong Studio
ELEKTROFAHRZEUGE. Kaufpreis runter, Reichweite und Ladesäulenangebot verbessern: Wer einen Verbrenner fährt, wünscht diese Entwicklung in der E-Mobilität. Dann könnte das nächste Auto ein Stromer sein.
Der Verband der Elektro- und Digitalindustrie (ZVEI) sieht eine große Diskrepanz zwischen Wahrnehmung und Realität beim Thema Elektromobilität. Ausgangspunkt ist eine jetzt veröffentlichte Umfrage, die der Verband in der zweiten Dezember-Hälfte vom Institut Civey durchführen ließ.
Der ZVEI hebt besonders auf die drei größten Hürden ab, die Menschen mutmaßlich vom Umstieg auf ein Elektro-Auto abhalten. Der Umfrage zufolge sind zu hohe Anschaffungskosten (63,9 Prozent), zu geringe Reichweiten (51,2 Prozent) und fehlende Lademöglichkeiten im Alltag (51,1 Prozent) die Top drei unter den Hürden. Ferner äußern fast 25 Prozent der Fahrerinnen und Fahrer von Verbrennern die Kritik, dass es wegen hoher Stromkosten keinen Preisvorteil gegenüber fossilem Sprit gebe.
Mit Beginn des Jahres 2026 hat die Bundesregierung bekanntlich wieder eine Förderung beim Kauf von E-Autos aktiviert. Allerdings ist ein geringerer Kaufpreis für die Mehrheit der Befragten eher unwichtig, nur 18 Prozent fordern ihn. Dagegen erwarten rund 60 Prozent dauerhaft günstige Stromkosten für das Laden.
Verunsicherung durch politische und ideologische Debatten
Auch der ZVEI sieht hier Handlungsbedarf, weil es in Deutschland die höchsten Strom- und Ladepreise im europäischen Vergleich gebe. „Strom laden muss günstiger sein als Benzin tanken. Eine Senkung der Stromsteuer sowie weitere Entlastungen bei Abgaben und Umlagen zahlen darauf ein“, fordert Azar Mottale, ZVEI-Bereichsleiterin Mobilität.
Die Stichhaltigkeit einiger der geäußerten Befürchtungen zweifelt der Verband derweil an. Wer ein E-Auto fahre, sei besonders zufrieden mit dem Ladeangebot (71 Prozent). Wer mit einem Verbrenner unterwegs ist und daher kaum Ladeerfahrung besitzen kann, beurteile die Ladesituation im öffentlichen Raum hingegen deutlich schlechter (30 Prozent Zufriedenheit). „Verunsicherung, getrieben durch politische und ideologische Debatten, bremst den Umstieg aufs E-Auto“, sagt Azar Mottale.
Auch die Befürchtung, dass ein Stromer nur in begrenztem Umfang Strecken bewältigen kann, hält der Verband für unbegründet. Elektromobile verfügten inzwischen über eine durchschnittliche Reichweite von rund 400 Kilometern. „Niemand muss Sorge haben, liegen zu bleiben“, so Azar Mottale.
Wallbox an Mehrparteienhäusern in der Stadt
Der Verband sieht gleichwohl verschiedene Ansatzpunkte, um die Elektromobilität auch für Zögernde attraktiver zu machen. Dazu zählen verlässliche Rahmenbedingungen, Transparenz zum Beispiel bei den Tarifen an Ladesäulen sowie Tempo beim Ausbau der Infrastruktur.
Gerade Lademöglichkeiten im städtischen Umfeld, wo private Wallboxen eher eine Seltenheit oder eine bauliche Unmöglichkeit darstellen, seien vorrangig auszubauen. Und wenn, dann dort, „wo die Menschen ohnehin sind“, so Azar Mottale: Dies sei beim Einkaufen, auf öffentlichen Parkplätzen oder am Arbeitsplatz. Hier liegen die Werte und Erwartungen bei den Menschen mit Verbrennerautos durchgehend höher als bei E-Mobil-Fahrenden: 54 zu 44 Prozent (Einkauf), 49 zu 34 Prozent (Parken) und 43 zu 41 Prozent (Arbeit).
Ferner wünscht rund die Hälfte der Befragten aus der Großstadt eine Wallbox an Mehrparteienhäusern. „Der Ausbau kostengünstiger und leistungsfähiger Ladeoptionen in verdichteten Stadtquartieren muss verstärkt werden“, fordert Azar Mottale. Auch seien Ladepunkte am Straßenrand auszubauen, um Suchverkehr im Quartier und Blockiergebühren wegen zu langer Standzeiten ausschließen zu können.
Die Umfrage erfolgte online und beteiligte nach ZVEI-Angaben 3.500 Menschen aus der Gesamtbevölkerung und rund 2.800 Autofahrende.
Quelle: E&M
Technik für Offshore-Drehkreuz steht fest
WINDKRAFT OFFSHORE. Deutschland und Dänemark haben zentrale technische Eckpunkte für neue Offshore-Windparks in der Ostsee festgelegt. Im Mittelpunkt steht das Projekt Bornholm Energy Island.
Deutschland und Dänemark treiben das Offshore-Projekt Bornholm Energy Island weiter voran. Nach Angaben des Berliner Übertragungsnetzbetreibers 50 Hertz schafft die nun erzielte Einigung die Grundlage, um die grenzüberschreitende Anbindung künftiger Windparks konkret weiterzuentwickeln.
Wie 50 Hertz mitteilt, soll rund um die dänische Insel Bornholm ein Stromdrehkreuz entstehen, das mehrere Offshore-Windparks miteinander verbindet. Der dort erzeugte Strom soll gesammelt, technisch umgewandelt und anschließend sowohl nach Deutschland als auch nach Dänemark übertragen werden. Das Projekt setzt damit auf eine gemeinsame Infrastruktur für mehrere Länder und unterscheidet sich von klassischen Punkt-zu-Punkt-Anbindungen einzelner Windparks.
50-Hertz-Chef Stefan Kapferer unterstreicht die übergeordnete Bedeutung der nun getroffenen Vereinbarung. Sie reiche über das konkrete Projekt hinaus und sende ein Signal an die europäische Offshore-Industrie. Zudem betreten Deutschland und Dänemark mit dem Vorhaben regulatorisches Neuland, da Netzinfrastruktur, Strommarkt und Genehmigungsfragen erstmals in dieser Form grenzüberschreitend verzahnt würden.
Konverter und Kabel festgelegt
Technisch basiert Bornholm Energy Island auf einem System aus Gleich- und Wechselstromverbindungen. Kernbestandteil sind Konverteranlagen, die den Strom aus den Offshore-Windparks auf eine Spannung von 525 kV umwandeln. Nach Angaben von 50 Hertz sollen insgesamt vier solcher Anlagen entstehen: zwei auf Bornholm, eine auf der dänischen Insel Seeland und eine weitere in der Region Greifswald (Mecklenburg-Vorpommern).
Die geplante Gesamtleistung des Projekts liegt bei über 3.000 MW, wie es weiter heißt. Damit übertrifft Bornholm Energy Island das bereits realisierte Ostsee-Projekt Combined Grid Solution (Kriegers Flak), bei dem 50 Hertz und der dänische Übertragungsnetzbetreiber Energinet erstmals deutsche und dänische Offshore-Windparks miteinander verbunden haben. Für die künftige Anbindung sieht die Planung zwei Hauptverbindungen vor: Das Kabel zwischen Bornholm und dem geplanten Netzanschlusspunkt im Landkreis Vorpommern-Greifswald soll 2.000 MW Kapazität haben, die Verbindung nach Seeland 1.200 MW.
Auch bei der Vergabe zentraler Komponenten haben die Projektpartner Entscheidungen gefällt: So erhielten in separaten Ausschreibungen das dänische Unternehmen NKT den Auftrag für die Kabelsysteme sowie Siemens Energy den Zuschlag für den Bau der Konverter- und Umspannwerke. Laut 50 Hertz schaffen diese Vergaben Planungssicherheit für die nächsten Projektphasen.
50 Hertz betreibt das Stromübertragungsnetz im Norden und Osten Deutschlands. Das Netzgebiet umfasst Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen, Sachsen-Anhalt, Thüringen sowie die Stadtstaaten Berlin und Hamburg. Mehrheitseigentümer ist die belgische Elia Group, weitere Anteile hält die KfW Bankengruppe. Zudem gehört 50 Hertz dem europäischen Netzbetreiberverband European Network of Transmission System Operators for Electricity (Entsoe) an.
In Ostbayern geht großer Biogasanlagenverbund ans Netz
Bei der feierlichen Inbetriebnahme des Biogasanlagenverbunds Arnschwang. Quelle: Petula Hermansky / Bayernwerk Netz GmbH
NETZE. Die Bayernwerk Netz GmbH hat in Ostbayern ihren bisher größte Biogasanlagenverbund im Netzgebiet errichtet. Das dort erzeugte Biomethan wird ins Gasnetz eingespeist.
In Arnschwang im bayerischen Landkreis Cham wurde am 26. Januar der bisher größte Biogasanlagenverbund im Netzgebiet der Bayernwerk Netz GmbH offiziell in Betrieb genommen, teilte das Bayernwerk mit. Auf einer Fläche von 400 Quadratmetern stehen nun vier Anlagen mit unterschiedlichen Aufgaben: In einer Anlage wird Biogas erzeugt, in einer zweiten aufbereitet, in der dritten erfolgt die Einspeisung in das lokale Gasnetz und in der vierten wird bei Bedarf für das übergeordnete Gasnetz rückverdichtet.
„Über die Gasleitungen wird regional produziertes Biomethan zu den Gemeinden Arnschwang, Furth im Wald und Weiding transportiert“, erklärte Peter Ketterl, Leiter Technik Ostbayern von Bayernwerk Netz. Mit dem Biomethan sollen künftig weit mehr als 10.000 Einwohner versorgt werden. „Auf 25 Mal 16 Metern haben wir die bisher größte und technisch ausgereifteste Biogaseinspeise- und Rückverdichteranlage im Bayernwerk-Netzgebiet gebaut“, ergänzte der technische Anlagenmanager Thomas Schmidt.
In der Anlage von Xaver Macht, Geschäftsführer der Grüngas GmbH in Arnschwang, sollen laut Auskunft von Bayernwerk Netz in der Anlaufphase etwa 2.000 Normkubikmeter pro Stunde regionales Biogas produziert werden. In der Endausbaustufe sollen es etwa 3.500 m3/h sein.
Dass die Biogasanlage da steht, wo sie steht, hatte auch wirtschaftliche Gründe: „Nahezu direkt vor der Haustür der Grüngas GmbH verlaufen Leitungen aus dem bestehenden Gasverteilnetz, sodass keine aufwändigen Erweiterungen des Gasnetzes erforderlich waren“, erklärte Michael Seifert, Abteilungsleiter Gas Technik bei der Bayernwerk Netz.
Neben der Mitteldruckleitung, die die Ortsnetze Arnschwang, Weiding sowie Furth im Wald über vorhandene Verteilstationen versorgt, kreuzt die Ferngasleitung via Cham Richtung Schwandorf das Grundstück der Grüngas GmbH. Diese Leitung ist auf einen Druck von 70 bar ausgelegt. Sie nimmt das Biogas auf, das vor Ort nicht verbraucht wird, und transportiert die Überschussmengen zu Kundinnen und Kunden in anderen Oberpfälzer Landkreisen.
Der Gasnetzbetreiber Bayernwerk Netz hat in die gesamte Anlage rund elf Millionen Euro investiert.
Tesa setzt auf Power-to-Heat und Wasserstoff
Werk von Tesa in Hamburg. Quelle: tesa
EFFIZIENZ. Tesa baut am Hamburger Werk gemeinsam mit „ENERGYNEST“ eine großskalige Power-to-Heat-Anlage mit integriertem Wärmespeicher. Der benötigte Prozessdampf soll so klimaneutral werden.
Der Tesa-Konzern plant an seinem Standort Hamburg, einen wesentlichen Teil des benötigten Prozessdampfes in Zukunft über eine Power-to-Heat mit integriertem Wärmespeicher zu erzeugen, teilte Tesa am 26. Januar mit. Das norwegische Unternehmen Energynest soll die 10-MW-Anlage mit einer Speicherkapazität von 40 MWh errichten. Der Spatenstich für die Power-to-Heat-Anlage und den Wärmespeicher ist für Herbst 2026 geplant. Die Inbetriebnahme erfolgt voraussichtlich im Sommer 2027.
Im Hamburger Tesa-Werk werden Hochleistungs-Klebebänder für die Elektronik-, Automobil-, Druck- und Papierindustrie hergestellt. Trocknungsprozesse und die Rückgewinnung von Lösemitteln erfordern nach Auskunft des Konzerns erhebliche Mengen an Prozesswärme und -dampf, die bislang noch überwiegend fossil erzeugt werden.
Um die fossilen Energieträger zu minimieren soll die Dampferzeugung elektrifiziert werden: Die Power-to-Heat-Anlage mit dem Wärmespeicher soll künftig Strom aus erneuerbaren Energien in Hochtemperaturdampf umwandeln und zeitlich entkoppelt bereitstellen. Rund zwei Drittel des jährlichen Dampfbedarfs am Standort sollen damit klimaneutral gedeckt werden, heißt es in der Tesa-Mitteilung weiter. Die Anlage reduziert die CO2-Emissionen am Standort Hamburg um rund 4.600 Tonnen pro Jahr.
Der Speicher besteht aus 24 Modulen, in denen Wärme in Betonröhren gespeichert und über Thermalöl transportiert wird. Die Anlage ist für eine Betriebsdauer von mindestens 25 Jahren ausgelegt. Eine KI-gestützte Steuerung soll die Power-to-Heat-Anlage, Photovoltaik, Wind und weitere Effizienzmaßnahmen zu einem intelligenten Gesamtsystem verknüpfen, so die Pläne von Tesa. Seit 2020 bezieht Tesa an allen Standorten weltweit eingekauften Strom aus erneuerbaren Energiequellen.
Die Power-to-Heat-Anlage mit Wärmespeicher in Hamburg ist ein Baustein in der konzernweiten Nachhaltigkeitsstrategie „we do“. Tesa setzt zudem auf Wasserstoff.
In Kooperation mit Gasnetz Hamburg strebt Tesa den Anschluss des Werks in Hamburg an die Versorgung mit grünem Wasserstoff an und ist damit Teil des Projekts HH-WIN, dem Hamburger Wasserstoff-Industrie-Netz. Die Integration von Wasserstoffoptionen in der Energieversorgung sieht der Konzern als künftige Ergänzung zu Strom und Gas.
Sunfire liefert zwei 100-MW-Elektrolyseure für Spanien
Repsol-Industriezentrum in Cartagena, Spanien. Quelle: Repsol
WASSERSTOFFPRODUKTION. Grüner Wasserstoff soll an zwei spanischen Raffineriestandorten grauen Wasserstoff ersetzen. Der Dresdner Elektrolyseurbauer Sunfire liefert dafür zwei Groß-Elektrolyseure.
Die Anlagen sollen, wie Sunfire am 27. Januar mitteilte, in Cartagena im Süden Spaniens sowie in Muskiz nahe Bilbao im Norden des Landes entstehen. Beide Projekte plant der spanische Energie- und Industriekonzern Repsol gemeinsam mit Partnern.
Das Projekt in Cartagena setzt Repsol gemeinsam mit Enagas Renovable, der Tochter des spanischen Gasnetzbetreibers Enagas mit Sitz in Madrid, um. Die zweite Anlage entsteht in der Petronor-Raffinerie in Muskiz, die Repsol zusammen mit der Kutxabank betreibt, einer Regionalbank, die Industrie- und Infrastrukturprojekte finanziert.
Der Dresdner Elektrolyse-Spezialist liefert für jedes der beiden Projekte zehn Druck-Alkali-Module mit jeweils 10 MW Leistung. Vor Ort wollen Repsol und seine Projektpartner die Anlagen in bestehende Raffinerieprozesse und an die regionale Wasserstoffinfrastruktur anbinden.
30.000 Tonnen grüner Wasserstoff pro JahrNach der geplanten Inbetriebnahme im Jahr 2029 soll jede der beiden Anlagen jährlich bis zu 15.000 Tonnen grünen Wasserstoff produzieren. Als Stromquelle dienen, wie Sunfire versichert, erneuerbare Energiequellen. Repsol will den Wasserstoff nach eigenen Angaben vor allem für die Herstellung von Kraftstoffen mit reduziertem CO2-Fußabdruck einsetzen. Pro Standort sollen so jährlich bis zu 167.000 Tonnen CO2-Emissionen vermieden werden.
Sunfire verweist auf bestehende Referenzen in Spanien. Bereits zuvor lieferte das Unternehmen einen Druck-Alkali-Elektrolyseur mit 10 MW Leistung an das Projekt „Basque Hydrogen“ im Hafen von Bilbao. Dort arbeiten der Raffineriebetreiber Petronor, die baskische Energieagentur EVE und Enagas Renovable zusammen. Die Anlage befindet sich laut Sunfire derzeit in der Installationsphase.
Laut Sunfire leisten die beiden Projekte einen Beitrag zu Repsols Ziel, fossil erzeugten Wasserstoff (sogenannter grauer Wasserstoff, der durch die Dampfreformierung von Erdgas entsteht) an seinen Industriestandorten schrittweise zu ersetzen. Gleichzeitig sollen sie die spanischen Dekarbonisierungsziele unterstützen und den Aufbau eines Marktes für grünen Wasserstoff fördern.
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
Investmentfonds beteiligt sich an Spotmyenergy
BETEILIGUNG. Spotmyenergy erhält Kapital vom belgischen Investmentfonds Junction. Es soll dazu beitragen, den Rollout intelligenter Messsysteme zu beschleunigen.
Der belgische Investmentfonds Junction Growth Investors („Junction“) stellt dem Kölner Energie-Start-up Spotmyenergy Wachstumskapital zur Verfügung. Die Mittel sollen gezielt in den Rollout intelligenter Messsysteme fließen und damit das operative Wachstum des Unternehmens unterstützen. Ziel sei es, private Haushalte stärker in den Strommarkt zu integrieren und zusätzliche Flexibilität im Energiesystem zu schaffen.
Nach Angaben von Spotmyenergy-Gründer und -Geschäftsführer Jochen Schwill summiert sich der Kapitalimpuls durch Junction und Horizon Energy Deutschland innerhalb von zwölf Monaten auf 60 Millionen Euro. „Wir sind damit exzellent aufgestellt, den Smart-Meter-Rollout aktiv voranzutreiben“, so Schwill. Die mehr als 300 Partnerbetriebe des Unternehmens seien zentrale Anlaufstellen für Haushalte, die proaktiv auf intelligente Messsysteme umsteigen wollten.
Spotmyenergy ist wettbewerblicher Messsystellenbetreiber und bietet Energiemanagementlösungen an. Das Metering-Start-up aus Köln wurde 2023 von Jochen Schwill gegründet, dem ehemaligen Next-Kraftwerke-CEO, der dieses Unternehmen 2021 an Shell verkauft hatte.
Junction verfolge mit dem Engagement weiter seine Strategie, Unternehmen entlang der Energiewertschöpfungskette zu unterstützen, um gemeinsam mit Gründerinnen und Gründern die Komplexität des Transformationsprozesses zu bewältigen, heißt es in einer Mitteilung der Partner.
Managing Partner Pieter-Jan Mermans erklärt: „Wir freuen uns, gemeinsam mit dem Serienunternehmer Jochen Schwill die nächste Welle an Flexibilität bei privaten Haushalten zu erschließen – so wie wir in den vergangenen zehn Jahren erfolgreich Flexibilität bei Industriekunden und großen Batteriespeichern realisiert haben.“
Auch Horizon Energy Deutschland sieht in der Konstellation Vorteile. Managing Director Emil Bruusgaard betont, die Kombination aus einem innovativen Unternehmen, einem erfahrenen Venture-Capital-Investor und einem langfristig orientierten Infrastrukturinvestor schaffe verlässliche Voraussetzungen, um das Potenzial der Energiewende systemkonform und nachhaltig umzusetzen.
Horizon Energy mit Sitz in München hatte im Frühjahr 2025 angekündigt, als sogenannter Meter Asset Provider dem wettbewerblichen Messstellenbetreiber Spotmyenergy 50 Millionen Euro bereitzustellen. Das Geld soll 2026 und 2027 in die Beschaffung moderner Messeinrichtungen, Smart Meter Gateways und Steuerboxen fließen.
Zwei Versorger im Ländle streben enge Bindung an
Quelle: Shutterstock / fizkes
STADTWERKE. Sie planen eine gemeinsame Zukunft: Mit einer Absichtserklärung bindet das kommunale Stadtwerk von Vaihingen an der Enz sich enger an den Nachbarn in Mühlacker.
Kräfte bündeln und über Landkreisgrenzen hinweg Projekte realisieren: Die Stadtwerke Vaihingen an der Enz und die Stadtwerke Mühlacker wollen ihre Zukunft gemeinsam denken und gestalten. Eine Absichtserklärung der beiden Partner aus Baden-Württemberg soll den Weg auch für viele Erneuerbaren-Vorhaben ebnen.
Am 27. Januar will der Vaihinger Gemeinderat dem städtischen Eigenbetrieb die Erlaubnis für die Zusammenarbeit erteilen. Die Unterschrift unter eine ausgehandelte Absichtserklärung („Letter of intent“) kommt in diesem Fall von Oberbürgermeister Uwe Skrzypek (Freie Wählervereinigung), für die Stadtwerke Mühlacker zeichnet Geschäftsführer Roland Jans gegen.
Gemäß Erklärung wollen die beiden Versorger langfristig und vertrauensvoll zusammenarbeiten. Vorrangiges Ziel sei es, die Energieversorgung durch das Bündeln von Kompetenzen, technischer Infrastruktur und Know-how zu stärken. Beide Seiten betonen, die Strom- und Wärmeversorgung schnell transformieren und sie regional, erneuerbar und günstig aufstellen zu wollen.
Viele Ideen für Ökoenergie-Projekte
Die Liste der möglichen Vorhaben ist lang. Im Energiesektor sind Kooperationen in diesen Bereichen angedacht:
Wärmeerzeugung und -verteilung
Hier sind Planung, Bau, Betrieb und Optimierung zentraler Biomasse-, Solarthermie-, Wärmepumpen- und Blockheizkraftwerksanlagen vorgesehen. Dies schließt Netzoptimierung und Lastmanagement ein. Für dezentrale Wärmeerzeugungsanlagen ist auch ein Wärmepumpen-Contracting-Modell Teil der Überlegungen.
Solar- und Windstromproduktion
Auf eigenen Liegenschaften und Grundstücken sowie auf gepachteten Flächen wollen die Partner Ökoenergie-Projekte verwirklichen.
Elektromobilität
Gemeinsam wollen Vaihingen und Mühlacker die öffentliche Ladeinfrastruktur für Pkw ausbauen. Die Busflotten sollen ebenfalls elektrisch fahren. Dafür sind Ladestationen an Haltestellen erforderlich. Weiterhin stehen Aufbau und Betrieb von MW-Ladestellen für den gewerblichen Lastwagen-Verkehr auf dem Wunschzettel. Ferner streben die Partner ein Stadtteilauto-Pilotprojekt an den Mobilitätsstationen der Bahnhöfe sowie am Busbahnhof in Vaihingen an.
Projektfahrplan spätestens in zwölf Monaten
Binnen zwölf Monaten wollen Vaihingen - eine Große Kreisstadt im Landkreis Ludwigsburg - und Mühlacker (Enzkreis) einen Maßnahmen- und Projektfahrplan ausarbeiten. Dann soll auch Klarheit über bindende Verträge und mögliche Projektgesellschaften bestehen. Pilotprojekte schweben den Partnern in den Bereichen Wärmeerzeugung, Netzmanagement und Datendigitalisierung vor.
Für die Stadtwerke Vaihingen an der Enz wären viele Projekte im Erneuerbaren-Sektor Neuland. Der Eigenbetrieb ist bislang vorrangig mit Wasser- und Abwasseraufgaben befasst. In der Energieversorgung besteht bereits eine Kooperation mit der Netze BW GmbH. Die Stadtwerke Mühlacker sind regionaler Versorger in den Bereichen Strom, Erdgas, Wasser, Wärme und Internet.
Personell und technisch wollen die beiden Stadtwerke ihre Ressourcen aufeinander abstimmen, auch bei Personalengpässen soll so ein umfassender Service gewährleistet sein. Die beiden Unternehmen erhoffen sich von der engen Kooperation mehr Effizienz, wirtschaftliche Stabilität, Versorgungssicherheit und neue innovative Dienstleistungen für die Menschen in beiden Kommunen.
Umstrukturierte Stadtwerke planen Füssens Wärme
Stadtwerke-Chef Helmut Schauer (l.) und Bürgermeister Maximilian Eichstetter. Quelle: Stadt Füssen
WÄRME. Aus dem Wasserversorger wird nun auch ein Wärmelieferant: Die Stadtwerke Füssen haben mit der Änderung ihrer Rechtsform zugleich ein neues Aufgabengebiet hinzugewonnen.
Neues Gewand, neuer Tätigkeitsbereich: Die Stadtwerke Füssen sind nun als Kommunalunternehmen unterwegs. Damit übernimmt der Versorger fortan auch die Kommunale Wärmeplanung von der Stadt, die im Landkreis Ostallgäu liegt und Heimat für mehr als 15.000 Menschen ist.
Rund anderthalb Jahre hat die Kommune im Südwesten Bayerns an der Umwandlung ihres Versorgers gestrickt. Mit großer Mehrheit beschloss der Stadtrat in seiner letzten Sitzung des Jahres 2025 die Transformation in das Kommunalunternehmen. Zuvor waren die Stadtwerke wie auch die Forggensee-Schifffahrt Füssen, die Rundfahrten auf dem Stausee anbietet, als Eigenbetriebe organisiert. Nun sind beide in den Stadtwerken Füssen, Anstalt des öffentlichen Rechts (AöR) zusammengeführt.
Die Stadtwerke sind somit seit Jahresbeginn 2026 neu aufgestellt. Personell hat es allerdings keine Veränderung gegeben: Der bisherige Werkleiter des Eigenbetriebs ist auch Vorstand des Kommunalunternehmens – Helmut Schauer. Ihn bestellte der neu konstituierte Verwaltungsrat der Stadtwerke auf seiner ersten Sitzung Mitte Januar. Vorsitzender des Verwaltungsrats, der über zwölf weitere Mitglieder verfügt, ist Füssens Erster Bürgermeister Maximilian Eichstetter (CSU).
Der Versorger hatte bislang seine Hauptaufgaben im Bereich Wasser und Abwasser sowie der Parkraumbewirtschaftung. Ende Oktober 2025 kam auf Beschluss des Stadtrats die Betriebssparte Wärme hinzu. Einen Monat später übertrug das Kommunalparlament den Stadtwerken den Bereich der Kommunalen Wärmeplanung. Um hier handlungsfähig zu sein, stattet die Kommune die Stadtwerke mit einer Einlage in die Kapitalrücklage aus.
Ex-Chef klagt nun seinerseits gegen die Stadtwerke Pforzheim
Herbert Marquard nimmt sich nun seinen Ex-Arbeitgeber vor. Quelle: Stadtwerke Pforzheim
RECHT. Jetzt dreht der frühere Geschäftsführer der Stadtwerke Pforzheim den Spieß um. Der Versorger sieht sich einer Klage ausgesetzt, weil er offenbar einen Batzen an Tantiemen zurückhält.
Nächste Runde im schwelenden Streit zwischen den Stadtwerken Pforzheim und ihrem früheren Geschäftsführer. Nun ist Herbert Marquard am Zug und verklagt den baden-württembergischen Versorger vor der Kammer für Handelssachen am Landgericht Karlsruhe.
Wie eine Sprecherin des Gerichts auf Anfrage dieser Redaktion bestätigte, sei die Klage des Ex-Chefs im Hause eingegangen. Er mache in der Klage Ansprüche auf die Auszahlung von Tantiemen, so die Sprecherin weiter. Die Badischen Neuesten Nachrichten wollen auch die Höhe der Forderungen kennen. Sie berichten, Marquard fordere mit dem Schritt 200.000 Euro ein. Eine Anfrage dieser Redaktion zur Klage liegt Herbert Marquard vor.
Das Geld, so sieht es Marquard offenbar, stehe ihm aus seiner Amtszeit in Pforzheim zu, wo er 2019 zunächst als Feuerwehrmann eingesprungen war. Auf Marquards Dienste wollte der kommunale Versorger dann allerdings bis in den Mai 2025 hinein nicht verzichten.
Marquards Klage hat eine delikate Note. Er selbst sieht sich seit 2024 Ermittlungen ausgesetzt, die ein anonymer Pforzheimer Whistleblower im Zusammenhang mit dem Auftrag für die Beleuchtung eines Heizkraftwerks ausgelöst hatte (wir berichteten). Marquard solle dabei gegen Compliance-Regeln verstoßen haben. Die Staatsanwaltschaft Pforzheim nahm daraufhin Ermittlungen auf. Diese könnten zu einer Anklage und einem Strafverfahren am Landgericht Karlsruhe führen.
Allem Anschein nach laufen die gegen Marquard gerichteten Vorwürfe allerdings ins Leere. In der Zwischenzeit hat die 12. Große Wirtschaftsstrafkammer des Landgerichts sich die Staatsanwaltschaft zur Brust genommen und getadelt. Zwei Hausdurchsuchungen und die Beschlagnahmung von Gegenständen in Marquards Privatwohnungen aus dem August 2025 seien rechtswidrig gewesen, so die Kammer.
Über ein Ende der Ermittlungen in diesem Verfahren hatte die Staatsanwaltschaft bis zuletzt nicht entschieden. Medienspekulationen zufolge will die Verwaltungsspitze Pforzheims mit den einbehaltenen Tantiemen ihre hohen Anwaltskosten in dem Compliance-Fall senken. Diese Idee könnte zum Scheitern verurteilt sein. Herbert Marquard, seit seinem Weggang aus Pforzheim Geschäftsführer der Stadtwerke Bietigheim-Bissingen, will das nun gerichtlich klären lassen.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Energiekomplex legt am Dienstag überwiegend zu
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Der deutsche Strommarkt zeigte sich am Dienstag richtungslos: Die Day-ahead-Preise profitierten von rückläufiger Solarerzeugung und der Aussicht auf eine anhaltende Kältephase, während das lange Ende überwiegend etwas nachgab. CO2 war im Plus und Erdgas tendierte klar fester.
Strom: Ohne klare Richtung hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Der Day-ahead gewann um 6,25 auf 137,00 Euro je Megawattstunde im Base und 19,00 auf 160,00 Euro je Megawattstunde im Peak.
Zwar soll insgesamt etwas mehr Erneuerbaren-Strom anfallen als noch am Vortag, allerdings geht dabei die Solar-Einspeiseleistung deutlich zurück. Auch die Aussichten auf eine länger anhaltende Kältewelle dürfte die Strompreise zusätzlich gestützt haben, so die Einschätzung von Marktbeobachtern.
Der jüngsten Prognose des US-Wettermodells zufolge dürften die Temperaturen bis etwa Mitte Februar auf einem unterdurchschnittlichen Niveau verharren. Die US-Meteorologen erwarten für diesen Zeitraum auch eine zumeist unterdurchschnittliche Einspeiseleistung der Windstromanlagen.
Am langen Ende des Strommarktes verlor das Frontjahr Cal 27 bis zum frühen Nachmittag 0,25 auf 85,00 Euro je Megawattstunde.
CO2: Die CO2-Preise haben am Dienstag wieder zugelegt. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr um 1,00 auf 88,13 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 12,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 88,45 Euro, das Tief bei 87,23 Euro.
Die CO2-Preise werden aktuell von festen Gaspreisen aufgrund der anhaltend niedrigen Temperaturen in Europa und den USA gestützt. Die Analysten von Vertis und Redshaw Advisors gehen für die kommenden Tage von einer bullishen Grundstimmung am CO2-Markt aus. Hinzu kommt, dass das Auktionsvolumen in der laufenden Woche um 1,524 Millionen Zertifikate geringer ist, da die vierzehntägliche polnische Auktion wegfällt, wie die Analysten betonen. Insgesamt beläuft sich das zu versteigernde Volumen zwischen Montag und Freitag damit auf 9,23 Millionen Zertifikate.
Erdgas: Fester haben sich die europäischen Gaspreise am Dienstag präsentiert. Der Frontmonat am niederländischen TTF gewann bis gegen 14.00 Uhr 0,300 auf 39,450 Euro je Megawattstunde. Der Day-ahead am deutschen THE verteuerte sich um 1,400 auf 42,85 Euro je Megawattstunde.
Nach einem Bericht von Reuters nutzen Händler die höheren Gaspreise in Europa im Vergleich zu Asien aus und leiten LNG-Lieferungen um, die ursprünglich ostwärts unterwegs waren. „Die Anziehungskraft Europas auf LNG-Ladungen bleibt hoch, da eine jüngste Kältewelle die Entnahmen aus den Gasspeichern beschleunigt“, sagte Ashley Sherman, Senior-Analyst bei Vortexa. Zugleich verwies er darauf, dass für Nordostasien im weiteren Verlauf des Januars Temperaturen unter dem saisonalen Durchschnitt erwartet würden.
Auch für die US-Gaspreise ist die Kälte weiter das entscheidende Thema. Laut den Analysten der Commerzbank heize nicht nur die Hälfte aller US-Haushalte mit Gas. Hinzu komme ein steigender Anteil derjenigen Haushalte (in üblicherweise wärmeren Regionen), die mit Elektrizität heizen (inzwischen 42 Prozent). Das wiederum treibe die Nachfrage der Gaskraftwerke, die rund 40 Prozent der nationalen Stromerzeugung stemmen.
Gleichzeitig bremst der Wintersturm die Produktion. Weil viele Anlagen nicht wetterfest sind, kam es während der letzten drei Winterstürme zu massiven Ausfällen von zwischenzeitlich mehr als 15 Prozent der US-Produktion, so die Commerzbank-Analysten. BNEF schätzt, dass dieses Mal 10 Prozent der US-Gasproduktion fehlen.
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