17. Februar 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
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Inhalt
POLITIK & RECHT
KWK: B.KWK legt Analyse zum Einsatz von KWK-Anlagen 2025 vor
STROMNETZ: Stromversorgung vor hybriden Angriffen schützen
POLITIK: Energiegesetz: Thüringen auf dem Weg zum Selbstversorger?
BULGARIEN: Proteste gegen riesiges Hybridkraftwerksprojekt
SLOWENIEN: Kohle soll bis 2033 gefördert werden
STROMNETZ: Musterwortlaut für Mittelspannung abrufbar
HANDEL & MARKT
PHOTOVOLTAIK: Agri-PV verteuert Strom deutlich
STATISTIK DES TAGES: Deutschlands Nettoerzeugung wird grüner
VERTRIEB: Grundversorgungstarife in Bonn sinken deutlich
TECHNIK
WASSERSTOFF: Katalytische Wasserstoffheizung ersetzt Erdgas im Betrieb
GAS: Beben in Deutschlands Erdgasprovinz
UNTERNEHMEN
SPECULANTIUS: Erlanger H2-Unternehmen baut die Hälfte des Personals ab
PERSONALIE: Neue BEE-Hauptgeschäftsführerin
PERSONALIE: Neuer Geschäftsführer für Naturenergie Netze
BILANZ: Senec erwartet erst für 2028 deutlich positives Ergebnis
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: Frühlingsgefühle am Energiemarkt
TOP-THEMA
Tiefengeothermie dämpft Kostenanstieg bei Fernwärme
Quelle: Heidi Roider
GEOTHERMIE.
Fernwärmenetze mit tiefengeothermischer Wärmequelle sind immer noch eine Nische. Eine Analyse aus Bayern zeigt jedoch: Die Tiefengeothermie dämpft den Kostenanstieg bei der Fernwärme.
Die Wärmepreise in bayerischen Fernwärmenetzen, die als Wärmequelle auch Tiefengeothermie nutzen, haben sich in der Heizperiode 2025/26 weitgehend stabil entwickelt. Das zeigt eine aktuelle Marktanalyse des Praxisforums Geothermie Bayern, teilte die Agentur Enerchange mit, die Veranstalterin des Praxisforums.
Demnach stiegen die Kosten in typischen Beispielrechnungen nur geringfügig. Für ein Einfamilienhaus mit einem Jahresverbrauch von 27.000 kWh lag der Preisanstieg im Durchschnitt bei 0,08 Prozent. Für eine Wohnung in einem Mehrfamilienhaus mit 16.000 kWh Jahresverbrauch ergab sich ein Anstieg von 0,54 Prozent.
Damit verzeichnet die Tiefengeothermie die geringste Preisveränderung unter den untersuchten Heizsystemen. Bereits im Vorjahr hatten die Preise im Durchschnitt um 3,4 Prozent nachgegeben. Der Anteil der geothermischen Einspeisung unterscheidet sich je nach Netzstruktur und Anlagenkonzept, doch die Analyse zeigt in allen untersuchten Netzen eine recht stabile Preisentwicklung.
Insgesamt versorgen derzeit 18 Wärmenetze in Bayern Haushalte und Gewerbe mit Wärme aus Tiefengeothermie − damit werden rund 6 Millionen Haushalte versorgt. „Wärmenetze mit tiefengeothermischer Wärme sind zwar derzeit noch eine Nische“, erklärte Jochen Münch von der Agentur Enerchange, der die Ergebnisse am 13. Februar in einem Online-Webinar vorstellte. Tiefengeothermie-Anlagen würden in den nächsten Jahren aber mehr werden. Und: „Die Analyse zeigt: Geothermie kann die Preise für Fernwärme stabil halten.“
Fossile Heizsysteme mit deutlich höheren Kostensteigerungen
Die recht stabilen Wärmepreise aus Tiefengeothermie stehen im Gegensatz zur Entwicklung bei fossilen Heizsystemen. Laut Heizspiegel der Beratungsgesellschaft „co2online“ stiegen die Heizkosten bei Gasheizungen um rund 15 Prozent. Haupttreiber sind hier die höheren Brennstoffpreise und steigende CO2-Kosten, die Haushalte zusätzlich mit mehreren hundert Euro jährlich belasten.
Auch andere Heizsysteme verzeichneten Preissteigerungen. Für Wärmepumpen ergab die Analyse ein Kostenplus von rund 5 Prozent, bei Ölheizungen lag der Anstieg bei etwa 3 Prozent. Allgemeine Fernwärme, die häufig auf fossilen Brennstoffen basiert, verteuerte sich um rund 2 Prozent. Vor diesem Hintergrund falle die stabile Entwicklung der geothermischen Wärmenetze besonders ins Gewicht, so Münch weiter.
Allerdings zeigen sich auch bei den Preisen innerhalb dieser Netze, die an einer tiefengeothermischen Quelle angeschlossen sind, deutliche Preisunterschiede. Für Einfamilienhäuser lagen die Preise zwischen 11,25 Cent pro kWh in Kirchweidach und 12,60 Cent pro kWh in Waldkraiburg. Bei Mehrfamilienhäusern bot „Energie-Wende-Garching“ mit 9,26 Cent pro kWh den niedrigsten Preis. Weitere günstige Standorte waren Kirchweidach, Unterföhring und Grünwald.
Der deutschlandweite Medianpreis für Fernwärme lag laut Verbraucherzentrale Bundesverband im April 2025 bei 17 Cent pro kWh. Der Medianpreis für Fernwärme aus Tiefengeothermie betrug laut Praxisforum Geothermie Bayern dagegen 13,4 Cent pro kWh. Damit liegt geothermische Fernwärme um mehr als 20 Prozent unter dem allgemeinen Fernwärmeniveau.
Netzstruktur und Geothermie-Anteil bestimmen Preisniveau
Die Marktanalyse weist aber auch auf erhebliche Unterschiede in den Kostenstrukturen der einzelnen Projekte hin. In der Beispielrechnung für ein Einfamilienhaus beträgt die Differenz zwischen dem günstigsten und teuersten Standort mehr als 1.700 Euro pro Jahr. Entscheidend sind insbesondere die vorhandene Netzinfrastruktur und der Umfang des erforderlichen Netzausbaus.
Auch der Anteil der geothermischen Wärme im Netz beeinflusst die Preisentwicklung. Anlagen mit hoher geothermischer Einspeisung benötigen weniger fossile Spitzenlastversorgung und erreichen dadurch niedrigere Wärmegestehungskosten. Projekte, die auf bestehende Fernwärmenetze aufbauen, profitieren zusätzlich von geringeren Investitionskosten.
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| Preisübersicht aus der Marktanalyse Fernwärme aus Geothermie (Zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken) Quelle: Enerchange |
Die politischen und regulatorischen Rahmenbedingungen für den Ausbau der Tiefengeothermie haben sich in den vergangenen Jahren verändert. Neue Förderinstrumente und Finanzierungsmodelle, darunter Programme mit Risikoabsicherung für Bohrungen, sollen Investitionen erleichtern. Parallel zeigt sich die Branche auch wegen des neuen Geothermiebeschleunigungsgesetzes positiv gestimmt.
Nach Angaben der „Roadmap Tiefe Geothermie“ für Deutschland könnte die Technologie bis zu 25 Prozent des Wärmebedarfs decken. Besonders in Süddeutschland bestehen günstige geologische Voraussetzungen. Die Marktanalyse zeigt, dass bestehende Anlagen bereits heute stabile und im Vergleich zu fossilen Alternativen niedrigere Wärmepreise ermöglichen.
Quelle: Fotolia / XtravaganT
B.KWK legt Analyse zum Einsatz von KWK-Anlagen 2025 vor
KWK. Eine Auswertung von 700 Megawatt KWK-Leistung zeigt 2025 eine klare Orientierung an Restlast und Strompreisen. Erzeugung bei negativen Preisen bleibt marginal.
Der Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung (B.KWK) hat repräsentative Messdaten des Einsatzes von KWK-Anlagen aus dem vergangenen Jahr auswerten lassen und die Ergebnisse in Form einer aktuellen Kurzanalyse vorgelegt, teilte der Verband am 16. Februar mit. Grundlage bilden demnach reale Einspeiselastgänge von rund 700 MW elektrischer Leistung. Die Anlagen stammen überwiegend aus der kommunalen Fernwärme und der Arealversorgung. Die Auswahl erfolgte per Zufallsprinzip aus einem größeren Datenpool, so der B.KWK in seiner Mitteilung.
Die Analyse kommt zu dem Ergebnis, dass KWK-Anlagen keine durchgehend laufenden Erzeugungseinheiten darstellen. Vielmehr passen sie ihre Fahrweise an das Aufkommen erneuerbarer Energien und an die Strommarktsituation an. Weniger als 0,5 Prozent des KWK-Stroms entstand in Stunden mit nicht positiven Preisen.
Mit diesen Ergebnissen verdeutliche die Kurzanalyse, wie stark sich die gesamte KWK-Branche an die veränderten Rahmenbedingungen, die „systemisch vom Einsatz erneuerbarer Energien zur Erzeugung von Strom und Wärme geprägt sind, angepasst hat und dass sie sich mit Inkrafttreten des GEG 2024 und des WPG sehr rasch auf die Anforderungen aus diesem sehr veränderten gesetzlichen Rahmen bezüglich der Anteile erneuerbarer Energien im Wärmemarkt noch mehr zukunftsorientiert ausgerichtet hat“, schreibt der B.KWK.
Abgleich mit Restlastdaten
Die Erzeugungsdaten wurden mit den Restlastwerten aus dem SMARD-System der Bundesnetzagentur abgeglichen. Der Vergleich zeigt, dass KWK-Anlagen ihren Strom vor allem in Stunden bereitstellen, in denen erneuerbare Energien die Nachfrage nicht decken. Die Anlagen ersetzen damit konventionelle, nicht gekoppelte Erzeugungseinheiten.
In einem weiteren Schritt untersuchte die Kurzanalyse die Entwicklung bis 2030 unter Annahme der Zielerreichung nach EEG und Wind-auf-See-Gesetz. Demnach bleibt die zur Restlastdeckung benötigte Leistung nahezu auf dem Niveau von 2025. Lediglich die Ausnutzungsdauer der Anlagen sinkt leicht.
Zugleich verweist der Verband auf zusätzliche Stromlasten durch elektrisch betriebene Wärmepumpen in Gebäuden ohne Fernwärmeanschluss. Diese Last fällt vor allem in Monaten mit geringem erneuerbarem Dargebot an. In diesen Zeiträumen könnten flexible KWK-Anlagen zur Deckung der Restlast beitragen, ohne erneuerbare Strom- oder Wärmeerzeugung zu verdrängen.
Forderungen an den Gesetzgeber
Aus den Ergebnissen leitet der Branchenverband mehrere energiepolitische Forderungen ab. Er verlangt eine Verlängerung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG) mindestens bis zum Abschluss des Kohleausstiegs, den er derzeit für 2038 erwartet. Zudem schlägt er eine Anpassung der Förderstruktur vor: 70 Prozent der Zuschläge sollen als Leistungsprämie, 30 Prozent als Arbeitsprämie ausgestaltet werden.
Darüber hinaus fordert der Verband einen Bonus für den Einsatz von Grüngasen, einschließlich biogener Gase. Er regt eine Förderung für entsprechende Leitungsinfrastruktur analog zur Förderung von Wärmenetzen an. Ergänzend schlägt er eine Vergütungskomponente für Systemdienstleistungen wie Blindstrombereitstellung vor. Schließlich plädiert er dafür, Förderlaufzeiten in einem möglichen Kraftwerkssicherheitsgesetz mit dem KWK-Regime abzustimmen, um Fehlanreize zu vermeiden.
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| Die Kurzanalyse „Kurzanalyse: Kraft-Wärme-Kopplung – Garant für die Stabilität des Energiesystems der Zukunft“ als PDF (Zur Vollansicht bitte auf das PDF klicken) Quelle: B.KWK |
Der B.KWK leitet aus diesen Erkenntnissen die Hauptforderungen ab:
- Verlängerung des KWKG mindestens bis zum endgültigen Vollzug des Kohleausstiegs (wahrscheinlich 2038)
- Umgestaltung der Systematik der Zuschlagszahlungen auf einen festen Anteil (70 Prozent) als Leistungsprämie und einen variablen Anteil (30 Prozent als Arbeitsprämie zur Anpassung an die Realität als Restlasterzeuger)
- Einführung eines Bonus auf den KWK-Zuschlag für die nachweisliche Verwendung von „Grüngasen“
- Einführung einer KWK-bezogenen Förderung für die Verlegung von „Grüngas“-Leitungen analog zur Förderung von Wärmenetzen
- Einführung einer Komponente für die Erbringung von Systemdienstleistungen wie etwa. Blindstrombereitstellung
- Sicherstellung, dass im eventuell parallel kommenden Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) die jährliche Förderung nicht länger läuft als im KWKG, um volkswirtschaftlich nachteilige Anreize zu vermeiden.
Stromversorgung vor hybriden Angriffen schützen
Quelle: Katia Meyer-Tien
STROMNETZ. Eurelectric stellte auf der Münchner Sicherheitskonferenz einen Bericht zur Resilienz des europäischen Stromsystems vor. Versorger und Politik müssten es besser gegen Angriffe wappnen.
Der europäische Stromsektor steht nach Einschätzung von Eurelectric zunehmend im Fokus sicherheitspolitischer Bedrohungen. Auf der Münchner Sicherheitskonferenz stellte der Branchenverband einen Bericht vor, der die Widerstandsfähigkeit der Elektrizitätswirtschaft bewertet und konkrete Handlungsempfehlungen formuliert.
Ausgangspunkt der Analyse ist laut Eurelectric der russische Angriffskrieg gegen die Ukraine. Die militärische Strategie Moskaus habe die Strominfrastruktur gezielt ins Visier genommen und damit offengelegt, welche zentrale Rolle Energieunternehmen für das Funktionieren einer Gesellschaft in Krisenzeiten spielen. Versorger seien faktisch zu einer zweiten Verteidigungslinie geworden, die den Betrieb kritischer Dienste aufrechterhalte.
Auch ohne unmittelbare Kriegshandlungen sieht der Verband Europas Netze unter Druck. Hybride Bedrohungen reichten von Sabotageakten über Cyberangriffe bis hin zu Desinformationskampagnen. Nach Angaben von Eurelectric beschädigten im Jahr 2024 mindestens elf Angriffe kritische Infrastrukturen. Seit 2022 habe es zudem 23 Cyberangriffe auf den europäischen Energiesektor gegeben. Unabhängig davon, wer hinter den Vorfällen stehe, nähmen Umfang und Frequenz zu, heißt es in dem Bericht.
Wandel im Denken notwendig
Markus Rauramo, Präsident von Eurelectric, spricht von einer „neuen Realität zunehmender Bedrohungen“. Dies erfordere einen grundlegenden Wandel im Denken. Die Vorbereitung auf physische und digitale Angriffe, die Reaktion darauf sowie die schnelle Wiederherstellung müssten zu einem festen Bestandteil der strategischen Ausrichtung von Energieunternehmen werden, so Rauramo.
Der Bericht kommt zu dem Ergebnis, dass das Risikobewusstsein in der Branche zwar wachse, die konkrete Vorsorge jedoch uneinheitlich ausfalle. Während einige Unternehmen bereits umfassende Sicherheitskonzepte implementiert hätten, bestünden andernorts noch Lücken. Angesichts bereits belasteter kritischer Infrastrukturen sei jetzt der Zeitpunkt zum Handeln, warnt der Verband.
Kristian Ruby, Generalsekretär von Eurelectric, betont, der Bericht übertrage die Erfahrungen aus der Ukraine in praktische Maßnahmen für den Rest Europas. Er zeige auf, was Versorgungsunternehmen kurzfristig umsetzen könnten. Dazu zählten eine engere Krisenkoordination mit Behörden, regelmäßige Notfallübungen sowie Schulungen für das Personal. Darüber hinaus empfiehlt der Verband, Anlagen besser physisch zu sichern, Kommunikationswege abzusichern und kritische Ersatzteile vorzuhalten.
Konkret ruft Eurelectric die Unternehmen dazu auf, ihr Bedrohungsbewusstsein zu stärken und ihre Krisenbereitschaft systematisch auszubauen. Dies umfasse eine intensivere Zusammenarbeit mit Sicherheits- und Aufsichtsbehörden sowie regelmäßige Stresstests und Szenarienübungen. Parallel sollten Betreiber ihre kritischen Vermögenswerte besser schützen. Dazu gehörten verstärkte bauliche Sicherungsmaßnahmen, der Aufbau von Lagerbeständen wichtiger Komponenten und der Ausbau von Reparaturkapazitäten. Cyber-Resilienz müsse integraler Bestandteil aller Schutzkonzepte sein, heißt es im Bericht.
Eurelectric vertritt nach eigenen Angaben die gemeinsamen Interessen von mehr als 3.500 Elektrizitätsunternehmen in Europa. Der Verband mit Sitz in Brüssel setzt sich dafür ein, die Rolle der Elektrizität für Wirtschaft und Gesellschaft zu stärken. Mit dem nun vorgelegten Bericht will die Organisation nach eigenen Worten eine sicherheitspolitische Debatte im Energiesektor vertiefen und politische Entscheidungsträger für die wachsenden Risiken sensibilisieren.
Die Eurelectric Studie zur Widerstandsfähigkeit der Stromversorgung steht in englischer Sprache als PDF zum Download bereit.
Energiegesetz: Thüringen auf dem Weg zum Selbstversorger?
Quelle: iStock / Medium Thueringen
POLITIK. Eines der großen Projekte der Landesregierung in diesem Jahr ist ein neues Energiegesetz. Es nimmt nach Angaben von Energieminister Kummer Gestalt an.
Thüringen muss bisher viel Strom importieren - das soll sich in den nächsten Jahren ändern. Ziele eines neuen Energiegesetzes seien, die Energieproduktion im Freistaat anzukurbeln, die Kommunen stärker zu beteiligen, langfristig die Preise zu senken und die Versorgung krisensicherer zu organisieren. Das sagte Energieminister Tilo Kummer (BSW) der Deutschen Presse-Agentur in Erfurt. „Das heißt aber nicht, dass wir Autarkie anstreben.“ Das Gesetz - eines der größten Projekte der Landesregierung in diesem Jahr - solle im Herbst dem Landtag vorgelegt werden.
Vorgesehen sei unter anderem, dass die Kommunen und damit ihre Bürger nicht nur an den Einnahmen aus Windstromanlagen in ihrem Umfeld beteiligt werden, sondern künftig auch an denen aus Solarstrom von großen Freiflächenanlagen. „Wir wollen ein Gesetz, das den Umbau der Energieversorgung hin zur Nutzung eigener Ressourcen ermöglicht“, so der Minister. Es gehe um eine preiswertere Versorgung und mehr Spielraum für die Kommunen.
Finanzielle Vorteile für Kommunen und Bürger
Auch gebe es Überlegungen, Bürgern, deren Orte im Umfeld von Wind- oder Solarparks liegen, beim Strompreis Vorteile zu verschaffen oder die bestehende Abgabe, die die Betreiber an die Kommunen zahlen müssen, von 0,2 Cent auf 0,3 Cent pro Kilowattstunde anzuheben.
Insgesamt müsse eine Vielzahl von Detailfragen neu geregelt werden. Als Beispiel nannte Kummer, wie die Nutzung von Abwärme des Stahlwerks Unterwellenborn für die Wärmeversorgung von Wohnungen organisiert werden kann - ohne Versorgungsrisiko für die Kommune. Die Risikoabsicherung könnte auch in anderen Fällen ein Thema werden - wie bei einer teuren Probebohrung in Erfurt, bei der es um die Wärmnutzung aus der Tiefe geht.
Versorgung soll krisensicherer werden
Kummer möchte erreichen, dass Städte und Gemeinden stärker selbst in die finanziell lohnende Energieerzeugung einsteigen - nicht nur die mit eigenen Stadtwerken. „Kommunen sollen die Möglichkeiten haben, selbst aktiv zu werden.“ Dabei gehe es auch um die Finanzierung von Investitionen über Kredite.
Neben dem Aspekt, bei der Energieversorgung mehr wirtschaftliche Aktivität zu ermöglichen, habe das Gesetz auch die Versorgungs- und Krisensicherheit im Blick, so der Minister. „Dabei geht es unter anderem darum, den Energieausbau so zu steuern, dass einzelne Netzbereiche als Insellösung betrieben werden können.“
Das bedeute, dass bei Problemen im Hochspannungsnetz, den sogenannten Stromautobahnen, eine regionale Energieversorgung gesichert bleibe. „Dafür brauchen wir die nötigen Stromerzeugungskapazitäten.“ Bei Reservekapazitäten könnten auch Bioenergieanlagen einen Part übernehmen. „Wir prüfen, welche Rolle Bioenergieanlagen für die Netzstabilität in einzelnen Regionen spielen können.“
Öffnungsklausel bei Flächen für Windräder angestrebt
Nach Angaben von Kummer wird dem Landtag ein sogenanntes Artikelgesetz vorgelegt - es ist quasi eine Art Mantel für eine Reihe gesetzlicher Neuregelungen im Energiebereich bis hin zu Solarflächen über Äckern, die sogenannte Agri-PV.
Thüringen hat einen Antrag im Bundesrat eingebracht, mit dem die Länder eine Öffnungsklause bei den Flächenvorgaben des Bundes für Windräder anstreben. Der Freistaat müsse in einem ersten Schritt 1,8 Prozent seiner Landesfläche für Windenergieerzeugung reservieren, letztlich 2,2 Prozent, so Kummer. Nach seiner Meinung ist die Fläche nicht der richtige Aspekt zur Regulierung des Ausbaus der Windkraft, vielmehr brauche es am regionalen Bedarf orientierte Leistungsziele.
Im Ländervergleich liegt Thüringen bei der Installation von Windrädern im hinteren Bereich. Anders sieht es bei Solarstrom aus. Er deckt nach Angaben der Landesenergieagentur bereits mehr als ein Viertel der gesamten Ökostromerzeugung im Freistaat ab.
Proteste gegen riesiges Hybridkraftwerksprojekt
Quelle: Fotolia.com, daboost
BULGARIEN. Umweltschützer und Anwohner lehnen ein 450 Millionen Euro teures Projekt in Suhindol (Bulgarien) ab, bei dem ein 500-MW-Solarpark mit 1-GWh-Batteriespeicher entstehen soll.
Die Gegner des Projektes argumentieren, dass der Investor 11 Prozent der Ackerfläche und 40 Prozent der Weideflächen in der Gemeinde im nördlichen Zentrum Bulgariens beanspruchen würde, berichtet der Nachrichtenpodcast „OstInsiderDaily“ unter Berufung auf lokale Medien.
Das Unternehmen Wabi-Sabi Alpha versprach, Umweltschutzmaßnahmen und ein Gemeinschaftsprogramm durchzuführen. Nach Beschwerden von Umweltschutzgruppen hob das Verwaltungsgericht in Veliko Tarnovo die Genehmigung für Vorarbeiten an einem Hybridkraftwerk auf einer Fläche von 945 Hektar in Suhindol in Bulgarien auf. Wabi-Sabi Alpha gehört zu der österreichischen Green-Source-Gruppe. Zwei Wochen zuvor hatte das Unternehmen grünes Licht von der Regionalinspektion für Umwelt und Wasser in Veliko Tarnovo erhalten.
Über seine Projektfirma beabsichtigt das Unternehmen laut der bulgarischen Wirtschaftszeitung Kapital den Bau eines Solarparks mit einer Spitzenleistung von 500 MW und Energiespeicher. Die Batterien würden eine Betriebsleistung von 250 MW und eine Kapazität von 1 Million kWh haben. Es wäre die größte Photovoltaikanlage in Bulgarien, allerdings aufgeteilt in fünf Einheiten. Diese würden über eine 400-kV-Umspannstation an das Übertragungsnetz angeschlossen. Das Unternehmen pachtete für die Investition, deren Kosten auf 450 Millionen Euro geschätzt werden, kommunales Land für 36 Jahre.
Kritiker: Rodung vor Abschluss der erforderlichen Verfahren
Umweltschützer wie die Bulgarische Gesellschaft für Vogelschutz (BSPB oder BDZP) und die Einwohner der kleinen Gemeinde argumentierten, dass das Unternehmen mit dem Fällen von Bäumen und Sträuchern begonnen habe, bevor die erforderlichen Verfahren abgeschlossen waren. Das Hybridkraftwerk würde 30 Prozent der ausgewiesenen Fläche einnehmen, die aus mehreren getrennten Parzellen besteht. Diese würde jedoch vollständig in Industriegebiet umgewandelt werden.
Einige der Gegner äußerten auch Bedenken hinsichtlich der Lebensräume wildlebender Tiere, Schutzgebiete und Arten sowie archäologischer Stätten. Sie behaupten, dass das Umweltprüfungsverfahren auf eine Formalität reduziert worden sei. Auf der anderen Seite bot das Unternehmen ein Gemeinschaftsprogramm sowie einige freiwillige Verpflichtungen an, die über die von der Umweltbehörde angeordneten Maßnahmen hinausgingen. Wabi-Sabi Alpha würde die betroffenen Landwirte entschädigen. Es erklärte, dass es die Stromkosten für mehrere kommunale Gebäude sowie für die Straßenbeleuchtung, die es ersetzen würde, übernehmen würde. Das Unternehmen versprach unter anderem, den örtlichen Fußballverein zu sponsern.
Die Green-Source-Gruppe ist auch in Rumänien, Kroatien, Serbien, Ungarn, der Slowakei und der Tschechischen Republik aktiv. Es hat Wabi-Sabi Alpha zusammen mit der LSG Group und Core Value Capital gegründet. Bürger und Aktivisten in Bulgarien haben in den letzten Jahren gegen mehrere Großprojekte im Bereich der erneuerbaren Energien gekämpft.
Kohle soll bis 2033 gefördert werden
Quelle: Fotolia / kw-on
SLOWENIEN. Sloweniens letztes aktives Kohlebergwerk in Velenje soll den kommerziellen Abbau 2033 beenden, dem Zieljahr für den Kohleausstieg des Landes, berichtet die Slovenia Times.
Die slowenische Nationalversammlung hat einen Gesetzentwurf gebilligt, der den schrittweisen Ausstieg regelt und einen Rahmen für die Umstrukturierung kohleabhängiger Regionen schafft. Der Abbau in Velenje wird zwar 2033 eingestellt, die Stilllegungsarbeiten werden auch nach dem Ende der Förderung bis Ende 2045 weitergehen.
Ein zweiter Gesetzentwurf zur Umstrukturierung der Kohleregion Savinja-Salek befindet sich derzeit im parlamentarischen Verfahren. Laut Schätzungen der Regierung werden die Gesamtkosten der Stilllegung zwischen 2026 und 2045 1,1 Milliarden Euro übersteigen. Der Staatshaushalt wird die Finanzierungslücken schließen, sobald die eigenen Ressourcen des defizitären Bergwerks erschöpft sind. Die technische Phase der Stilllegung umfasst die Versiegelung von über 50 Kilometern unterirdischer Stollen und fast drei Kilometern vertikaler Schächte sowie Sanierungsarbeiten auf einer Fläche von rund 1.100 Hektar.
Ein zentraler Bestandteil des Gesetzes ist ein Paket sozialer Maßnahmen für die Beschäftigten, darunter Vorruhestandsregelungen, höhere Abfindungen als gesetzlich vorgeschrieben, Lohnzuschüsse und Umschulungsprogramme. Joze Novak, der Minister für natürliche Ressourcen, erklärt, der stufenweise Stilllegungsplan ermögliche einen Personalabbau vorwiegend durch natürliche Fluktuation.
Kommunale Vertreter und Verantwortliche des Kohlebergwerks begrüßten das Gesetz. Auch Gewerkschaftsvertreter bewerteten den Vorschlag als akzeptabel. Novak zufolge läuft die Kohleförderung bis 2033, um eine stabile Fernwärmeversorgung für rund 35.000 Einwohner und öffentliche Einrichtungen in Velenje und Sostanj zu gewährleisten
Musterwortlaut für Mittelspannung abrufbar
Quelle: Shutterstock / Somnuek saelim
STROMNETZ. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) stellt einen Musterwortlaut zu technischen Anschlussbedingungen von Kundenanlagen in der Mittelspannung im Internet bereit.
Als wichtigen Schritt auf dem Weg zu mehr Harmonisierung beim Netzanschluss hat der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) einen Musterwortlaut zu technischen Anschlussbedingungen von Kundenanlagen (TAB) in der Mittelspannung im Internet bereitgestellt. Ziel dieses Dokuments ist es laut Verband, diese Netzanschlüsse bundesweit weiter zu standardisieren.
Immer mehr Anlagenbetreiber wollen sich an das Stromnetz auf der Ebene der Mittelspannung anschließen. Insbesondere bundesweit aktive Anlagenbetreiber wollen möglichst einheitliche Netzanschlussbedingungen bei den mehr als 800 Verteilnetzbetreibern in Deutschland. Für die Niederspannung habe der BDEW schon seit langem einen Musterwortlaut entwickelt, den fast alle Netzbetreiber nutzen.
Jetzt hat der BDEW auch einen Musterwortlaut für die technischen Anschlussbedingungen von Kundenanlagen in der Mittelspannung entwickelt und veröffentlicht, der Klarheit für Netzkunden und Netzbetreiber schafft. Für Netzbetreiber entfällt zudem gemäß § 19(1a) EnWG der Begründungsaufwand bei Ergänzungen zu den technischen Anschlussregeln des VDE (FNN). „Angesichts der Vielzahl der Netzanschlussbegehren speziell von Schnellladestationen für die Elektromobilität, Batteriespeichern und Erzeugungsanlagen in der Mittelspannung, ist unser Musterwortlaut ein wichtiger Schritt auf dem Weg zu deutschlandweit standardisierten Netzanschlussbedingungen“, erläuterte BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae. Besonders für bundesweit tätige Anlagenbetreiber seien einheitliche Bedingungen hilfreich, sagt sie weiter.
Die Einigung auf den Musterwortlaut konnte laut Andreae nur gelingen, weil sich der Verband intensiv mit dem Thema auseinandergesetzt hatte und die Expertise der Netz- und Anschlussnehmerseite bündeln konnte. Der Musterwortlaut baue auf einer guten Vorarbeit durch verschiedene Anwendungshilfen und eine Anlaufstelle für Netz- und Ladesäulenbetreiber auf, so der BDEW.
Der BDEW-Musterwortlaut TAB Mittelspannung steht im Internet bereit.
Quelle: Shutterstock / Jenson
Agri-PV verteuert Strom deutlich
PHOTOVOLTAIK. Eine Analyse des Thünen-Instituts für Agrartechnologie vergleicht Agri-PV mit Freiflächen-PV in Deutschland und berechnet die Kosten für den Erhalt von Ackerland.
Agri-Photovoltaik gilt als Ansatz, um Nutzungskonflikte zwischen Landwirtschaft und Stromerzeugung zu entschärfen. Eine aktuelle Untersuchung des Thünen-Instituts für Agrartechnologie vergleicht nun systematisch die Kosten verschiedener Agri-PV-Systeme mit konventionellen Freiflächenanlagen auf landwirtschaftlichen Flächen und beziffert die finanziellen Aufwendungen für die Erhaltung von Ackerland.
Die Autoren unter der Leitung von Jonas Böhm stützen ihre Analyse auf umfangreiche Datenerhebungen von Projektentwicklern. Auf dieser Grundlage berechnen sie die Stromgestehungskosten für vier unterschiedliche Agri-PV-Systemtypen sowie für konventionelle, dicht aufgeständerte Freiflächen-Photovoltaikanlagen. Betrachtet werden drei zentrale landwirtschaftliche Nutzungsformen in Deutschland: Ackerland, Grünland und Apfelplantagen.
Deutlich höhere Stromgestehungskosten
Zentrales Ergebnis der Untersuchung: Die Stromgestehungskosten von Agri-PV-Anlagen liegen signifikant über denen konventioneller Freiflächen-PV. Je nach Systemtyp und Bauweise betragen die Zusatzkosten zwischen 4 und 148 Prozent der Stromgestehungskosten von herkömmlichen Anlagen. Besonders hoch fallen die Differenzen bei hoch aufgeständerten Systemen im Obstbau aus.
Die Autoren rechnen landwirtschaftliche Nettoerträge unter den Modulen auf die Investitionskosten an. Dennoch zeigt sich, dass die landwirtschaftliche Produktion in der Regel nur einen geringen Einfluss auf die Gesamtrentabilität der untersuchten Systeme hat. Zusatzerträge aus Ackerbau oder Obstproduktion können die höheren Investitions- und Betriebskosten nicht ausgleichen.
Um die gesellschaftlichen Kosten der Flächenerhaltung zu quantifizieren, setzen die Autoren die Mehrkosten der Agri-PV-Anlagen ins Verhältnis zur Fläche, die im Vergleich zu konventioneller Freiflächen-PV weiterhin landwirtschaftlich genutzt werden kann.
Für mittelgroße, niedrig aufgeständerte Systeme ergeben sich jährliche Kosten zwischen 8.000 und 26.000 Euro pro Hektar und Jahr. Bei hoch aufgeständerten Anlagen liegen die Werte zwischen 42.000 und 75.000 Euro pro Hektar und Jahr. Diese Beträge übersteigen laut Studie den potenziellen Nettoertrag der landwirtschaftlichen Produktion auf der eingesparten Fläche um ein Mehrfaches.
Die Analyse berücksichtige zudem Sensitivitäten gegenüber zentralen Annahmen, etwa zu Zinssätzen oder zur Entfernung zum Netzanschlusspunkt. Auch unter veränderten Parametern bleibt der Kostenvorteil konventioneller Freiflächen-PV deutlich bestehen, folgern die Autoren.
Beitrag zur Debatte um Förderpolitik
Vor dem Hintergrund dieser Ergebnisse stellen die Autoren die Frage nach der Kostenwirksamkeit einer finanziellen Förderung von Agri-PV, wie sie die Bundesregierung derzeit anbietet. Zwar ermögliche Agri-PV eine doppelte Flächennutzung und könne damit Landnutzungseffizienz steigern. Frühere Studien berichten von Effizienzgewinnen von bis zu 197 Prozent in bestimmten Konstellationen, insbesondere in trockenen Jahren.
Die vorliegende Untersuchung zeige jedoch, dass dieser Flächenvorteil mit erheblichen Mehrkosten verbunden ist. Die Autoren sehen daher einen Zielkonflikt zwischen dem Nachhaltigkeitsziel „Kein Hunger“ und dem Ziel „Bezahlbare und saubere Energie“. Zwar könne Agri-PV theoretisch beide Ziele adressieren, die Erhaltung landwirtschaftlicher Fläche gehe jedoch zulasten der Wirtschaftlichkeit der Stromerzeugung.
Systematischer Vergleich statt Einzelfall
Bisherige Arbeiten konzentrierten sich häufig auf Pilotprojekte oder einzelne Konfigurationen, was die Vergleichbarkeit einschränkte. Die nun vorgelegte Studie führe laut Thünen-Institut erstmals eine systematische und vergleichende Analyse mehrerer Systemtypen in unterschiedlichen Größen durch und deckt dabei die wichtigsten landwirtschaftlichen Produktionssysteme in Deutschland ab.
Für kommunale Versorger und Projektierer ergeben sich daraus klare Abwägungsfragen. Solle Agri-PV vor allem als Instrument zur Konfliktminderung bei Flächennutzung dienen, müssten die damit verbundenen Mehrkosten transparent bewertet und gegenüber alternativen Flächenstrategien gestellt werden, empfehlen die Studienautoren. „Anstatt die derzeit kostspieligen und nicht wettbewerbsfähigen Agrivoltaik-Systeme pauschal zu subventionieren, sollte die Politik vorrangig die Erprobung und Entwicklung neuer Konzepte fördern, die eine realistische Chance haben, in Zukunft kostengünstig zu werden“, empfiehlt Böhm.
Die Ergebnisse der wirtschaftlichen Analyse verschiedener Agrar-Photovoltaik-Systeme in Deutschland sind in englischer Sprache im Fachjournal Land Use Policy veröffentlicht.
Deutschlands Nettoerzeugung wird grüner
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht bitte auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Wind ist laut Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme Deutschlands wichtigste Stromquelle. Die Daten zeigen außerdem, wie sich der deutsche Strommix verändert. 2025 stammte 62 Prozent des öffentliche erzeugten Strom aus Erneuerbare Energien. Zum Vergleich: Ein Jahrzehnt zuvor lag dieser Wert bei 32 Prozent. Besonders stark zurückgegangen ist der Anteil von Kohle-Strom. Dennoch liegen Stein- und vor allem Braunkohle immer noch auf dem zweiten Platz. Dahinter liegt Solarenergie, die auf einen Anteil von 17 Prozent kommt.
Grundversorgungstarife in Bonn sinken deutlich
Quelle: Pixabay / Stefan Schweihofer
VERTRIEB. Die Stadtwerke Bonn setzen die Preise für Strom und Gas in der Grundversorgung deutlich herab. Auch in anderen Tarifen sollen sich die gesunkenen Beschaffungskosten niederschlagen.
Preisanpassung zum 1. April: Die Bonner Stadtwerke-Tochter SWB Energie und Wasser senkt zum Frühling die Tarife für Strom und Erdgas. „Unsere Beschaffungskosten haben sich verringert“, erklärt der Geschäftsführer des Versorgers, Olaf Hermes. Zum dritten Mal seit der Hochphase der Energiekrise 2023 könne man das Gros der Kunden entlasten, wird Hermes in einer Mitteilung zitiert.
In der Grundversorgung kostet Strom künftig 31,50 Cent/kWh. Aktuell beträgt der Arbeitspreis 35,31 Cent/kWh brutto. Bei einem Jahresverbrauch von 2.500 kWh bedeutet das eine Einsparung von rund 96 Euro beziehungsweise 9 Prozent.
Erdgaskunden in der Grundversorgung mit einem Jahresverbrauch bis 6.394 kWh bezahlen ab April brutto 13,34 Cent/kWh. Das sind 1,6 Cent/kWh weniger als derzeit. Für Haushalte mit höheren Verbräuchen beträgt der neue Arbeitspreis 11,85 Cent/kWh. Ein Musterhaushalt, der jährlich 18.000 kWh verbraucht, spart demnach rund 287 Euro, umgerechnet 11 Prozent.
In einigen Fällen steigen die Preise
„Unsere Beschaffungsstrategie für das Lieferjahr 2026 hat sich ausgezahlt, denn wir haben über einen längeren Zeitraum hinweg in mehreren Tranchen gekauft, wodurch wir unterschiedliche Marktpreisniveaus nutzen und die rückläufige Preisentwicklung systematisch berücksichtigen konnten“, so Olaf Hermes, der auch Vorsitzender der Geschäftsführung des SWB-Konzerns ist.
Es gibt jedoch auch Kunden, die ab April mehr bezahlen müssen als bisher. Das sei bei Verträgen der Fall, die kurz nach der Energiepreiskrise abgeschlossen worden seien, heißt es. Die Gründe dafür seien unterschiedlich. „Je nach Zeitpunkt des Vertragsabschlusses haben sich die Kosten für den Energieeinkauf, Steuern und Abgaben anders entwickelt“, erklärt Co-Geschäftsführer Marco Westphal.
Stromtarife sinken bundesweit im Schnitt um 15 Prozent
Verivox zählt für die Monate Februar, März und April bundesweit 101 Ankündigungen von Preissenkungen regionaler Grundversorger. Durchschnittlich sinken die Preise laut Auswertung des Vergleichsportals um 15 Prozent. Zum Jahreswechsel hatten laut Verivox bereits rund die Hälfte der insgesamt 780 Strom-Grundversorger die Strompreise durchschnittlich um 9 Prozent gesenkt.
Im Schnitt kostet die Kilowattstunde Strom Grundversorgung nach Angaben des Portals aktuell knapp 41 Cent (brutto inklusive Grundpreis).
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) bezifferte den durchschnittlichen Strompreis für Haushalte mit einem Jahresverbrauch von 3.500 kWh diesen Januar auf 37,2 Cent/kWh brutto - den monatlichen Grundpreis eingerechnet. Der durchschnittliche Gaspreis für Haushalte mit einem Jahresverbrauch von 20.000 kWh lag nach BDEW-Angaben im Januar bei 11.10 Cent/kWh.
Die 10-kW-Anlage ist bei der der Flusys GmbH in Offenbach installiert. Quelle: Hyting
Katalytische Wasserstoffheizung ersetzt Erdgas im Betrieb
WASSERSTOFF. Das junge Unternehmen „HYTING“ hat erstmals ein katalytisches, wasserstoffbetriebenes Luftheizsystem bei einem Kunden für die Spitzenlast-Wärme installiert.
Das Wiesbadener Unternehmen Hyting hat ein Luftheizsystem speziell für das Spitzenlastheizen in Gewerbe- und Industriegebäuden entwickelt, teilte das Heiztechnologie-Unternehmen mit. Nun hat das Unternehmen im Februar erstmals ein katalytisches Wasserstoff-Luftheizsystem bei einem Kunden in Betrieb genommen. Die Anlage steht in der Produktionsstätte für Präzisionspumpen der Flusys GmbH in Offenbach.
Die installierte Warmlufteinheit verfügt über eine Leistung von 10 kW. Sie versorgt einen rund 1.000 Kubikmeter großen Produktionsbereich mit Spitzenlastwärme. Den benötigten Wasserstoff bezieht der Betreiber von einem regionalen Lieferanten.
„Unsere Vision war es von Anfang an, fossile Brennstoffe durch Wasserstoff zu ersetzen und damit einen wesentlichen Beitrag zur Dekarbonisierung des Wärmesektors zu leisten. Unsere Technologie ist einfach, sicher, effizient und sauber – und wir freuen uns, dass unsere erste Kundeninstallation in Betrieb ist“, sagte Tim Hannig, Gründer und Geschäftsführer von Hyting.
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| Unternehmensgründer Gründer Tim Hannig Quelle: Hyting |
Hyting richtet nach eigener Aussage seine Technologie auf Anwendungen mit hohem temporärem Wärmebedarf aus. Gewerbe- und Industriegebäude stehen häufig vor der Aufgabe, Lastspitzen abzudecken, ohne die elektrische Anschlussleistung dauerhaft zu erhöhen. Ihre Lösung findet laut Hyting Anwendung in Luftheizsystemen (HLK) für Industrie-, Gewerbe- und Logistikgebäude, in Prozesswärme bis 300 Grad Celsius sowie im Automobilbereich, etwa für Zusatzheizungen.
Das Wasserstoff-Luftheizsystem lässt sich mit anderen Wärmequellen kombinieren. In hybriden Konfigurationen übernimmt es die Spitzenlast, während etwa Wärmepumpen die Grundlast decken. Auf diese Weise sinke die erforderliche elektrische Anschlussleistung.
Die Wärmeerzeugung basiert auf einem flammenlosen, katalytischen Prozess. Dabei reagiert Wasserstoff mit Sauerstoff aus der Umgebungsluft. Der Prozess setzt Wärme frei. CO2-, NOx- oder Feinstaubemissionen entstehen nicht. Als Nebenprodukt fällt Wasser in Form von Luftfeuchtigkeit an. Nach Angaben des Unternehmens nutzt das System zu keinem Zeitpunkt brennbare Wasserstoffkonzentrationen. Zudem erhielt der Wärmeerzeuger die Zertifizierung nach der Gasgeräteverordnung (GAR) und ist damit für den Feldtestbetrieb zugelassen.
Skalierung und weitere Projekte
Das System verfügt über einen modularen Aufbau. Mehrere Einheiten lassen sich kombinieren, um höhere Leistungen bereitzustellen. Neben Wärmepumpen können auch andere Wärmequellen, etwa industrielle Abwärme, eingebunden werden. Das Unternehmen sieht Einsatzmöglichkeiten sowohl im Neubau als auch in Bestandsgebäuden.
Eine weitere Kundeninstallation plant Hyting für das erste Quartal 2026. Das im Jahr 2021 gegründete Unternehmen entwickelt wasserstoffbasierte Wärmeerzeuger mit katalytischer Oxidationstechnologie. Die Geräte sind zunächst mit Heizleistungen von 10 oder 50 kW pro Einheit verfügbar und können modular erweitert werden.
Beben in Deutschlands Erdgasprovinz
Quelle: Shutterstock / sdf_qwe
GAS. Rund fünf Dutzend mal hat der Untergrund in Niedersachsen in den vergangenen zehn Jahren gebebt. Fachleute sprechen von induzierter Seismik.
Nach der Richterskala hat es „extrem leicht“ gebebt. Auf 2,6 beziffert das geologische Landesamt in Niedersachsen (LBEG) die Magnitude eines Erdbebens am Abend des 11. Februar im Drei-Landkreise-Eck Verden, Rotenburg (Wümme) und Heidekreis. Das Epizentrum lag nach Angaben der Behörde zwischen den Erdgasfeldern Hamwiede und Weissenmoor.
Bereits am frühen Morgen des Tages hatten die Seismographen ausgeschlagen. Die Magnitude des Bebens an der nahezu selben Stelle erreichte 2,1. Ab 1,9 können Menschen seismische Ereignisse im Gebiet der Erdgasförderung in Niedersachsen erfahrungsgemäß wahrnehmen, berichtet das LBEG.
Genaue Ursache bleibt oft unklar
Die Beben ereignen sich laut Behördensprecher durchwegs im Gebiet von Erdgas-Förderstätten. Die Entnahme von Erdgas könne dazu führen, dass sich das Porengestein unter dem Auflastdruck darüberliegender Schichten verdichtet, vor allem dann, wenn diese Schichten von tektonischen Störungen durchzogen sind, erklärt der Sprecher. An solchen Störungszonen könne es zu Absenkungen kommen. Im Fachjargon ist von induzierter Seismik die Rede. Die genaue Ursache für ein Beben oder ein direkter Zusammenhang mit der Erdgasförderung seien in der Regel kaum zu ermitteln.
Niedersachsen ist im Vergleich der Bundesländer die „zentrale Erdgasprovinz“ Deutschlands, wie das LBEG schreibt. Im Jahr 2024 seien hier 4,3 Milliarden Kubikmeter gefördert worden. Das bedeutete einen Rückgang von 0,2 Milliarden Kubikmeter, umgerechnet 3,7 Prozent, im Vergleich zum Vorjahr. Den Anteil Niedersachsens an der Rohgasförderung in Deutschland gibt die Behörde in ihrem Jahresbericht über Erdöl- und Erdgasreserven mit 98,1 Prozent an.
Regional betrachtet lagerten laut LBEG am Stichtag 1. Januar 2025 mit 15,7 Milliarden Kubikmetern die größten sicheren und wahrscheinlichen Rohgasreserven im Gebiet Weser-Ems. Für den Raum Elbe-Weser seien 15,5 Milliarden Kubikmeter gemeldet worden.
Quelle: OpenAI
Erlanger H2-Unternehmen baut die Hälfte des Personals ab
SPECULANTIUS. In der Rubrik „Speculantius“ veröffentlicht diese Redaktion für den Markt relevante Gerüchte, Meinungen und unbestätigte Berichte.
Der Wasserstoffspezialist Hydrogenious LOHC Technologies GmbH im bayerischen Erlangen baut erneut massiv Stellen ab. Wie der Bayerische Rundfunk berichtete, streicht das Unternehmen 50 der zuletzt rund 100 Arbeitsplätze. Betroffen sind vor allem Beschäftigte am Stammsitz in Erlangen, aber auch am Standort Neuss in Nordrhein-Westfalen fallen Stellen weg. Bereits im Dezember 2024 hatte Hydrogenious 50 Jobs abgebaut. Innerhalb von gut einem Jahr hat sich die Belegschaft damit halbiert.
Unternehmenschef Andreas Lehmann spricht laut dem Bericht von schmerzhaften Einschnitten. Die Mitarbeitenden seien Ende Januar über die Entwicklung informiert worden und erhielten Unterstützung, unter anderem durch eine bezahlte Freistellungsphase und Beratungsangebote.
Als Hauptgrund nennt das Unternehmen den ausbleibenden Markthochlauf der Wasserstoffwirtschaft. Der „Knoten“ sei noch nicht geplatzt. Hydrogenious verweist auf massive Verzögerungen bei regulatorischen Rahmenbedingungen sowie auf Absagen und Verschiebungen zentraler Projekte. Diese Unsicherheiten führten zu Zurückhaltung in der Privatwirtschaft. Das grundlegende Problem bleibt bestehen: Ohne industrielle Großabnehmer entsteht keine Infrastruktur, ohne Infrastruktur fehlen wiederum verbindliche Abnehmer.
Fokus künftig auf Kleinanlagen
Hydrogenious hatte sich mit der LOHC-Technologie positioniert, bei der Wasserstoff chemisch in einer Trägerflüssigkeit gebunden wird. Das Verfahren gilt als sicherer und potenziell einfacher für Transport und Speicherung als andere Optionen. Doch großskalige Anwendungen hängen stark von Importstrukturen und regulatorischer Klarheit ab.
Vor diesem Hintergrund richtet sich das Unternehmen strategisch neu aus. Künftig konzentriert sich Hydrogenious auf Kleinanlagen zur Speicherung und Freisetzung von Wasserstoff. In diesem Segment sei die Auftragslage stabiler. Das Geschäft mit Großanlagen wird vorerst ausgesetzt. Eine Wiederaufnahme bleibt möglich, ist aber an bessere Marktbedingungen geknüpft.
Neue BEE-Hauptgeschäftsführerin
Dr. Christine Falken-Großer. Quelle: BEE / Rolf Schulten
PERSONALIE. Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) hat Dr. Christine Falken-Großer zur neuen Hauptgeschäftsführerin berufen. Sie übernimmt die Position zum 15. Februar 2026.
Ab Mitte Februar ist Christine Falken-Großer die neue Hauptgeschäftsführerin des Bundesverbandes Erneuerbare Energie (BEE). Sie verantwortet die strategische und operative Arbeit des Verbandes. Dr. Christine Falken-Großer bringt langjährige Erfahrung an der Schnittstelle von Energie- und Klimapolitik und öffentlicher Verwaltung mit.
Sie folgt auf Wolfram Axthelm und Dr. Claudius da Costa Gomez, die sieben Jahre als Doppelspitze den BEE geleitet hatten. Axthelm und Dr. da Costa Gomez bleiben dem BEE als Geschäftsführer im Bundesverband Windenergie (BWE) und im Fachverband Biogas auch künftig eng verbunden.
Christine Falken-Großer war in verschiedenen leitenden Funktionen in der Bundesregierung tätig. Sie ist Volks- und Betriebswirtin sowie promovierte Finanzwissenschaftlerin. Im Rahmen ihrer Laufbahn verantwortete sie unter anderem die Koordinierung der Wasserstoffpolitik der Bundesregierung seit 2022.
Falken-Großer erklärte: „Die Erneuerbaren sind unsere Zukunft und zugleich auch schon unsere Gegenwart.“ Sie wolle gemeinsam mit Präsidium, Vorstand und Mitgliedern des BEE die politischen Rahmenbedingungen für einen konsequenten Ausbau und die Integration der erneuerbaren Energien voranbringen und die Rolle des Verbands als kraftvolle Stimme der Branche zu stärken, sagte sie
BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser betonte: „Mit Christine Falken-Großer gewinnt der BEE eine ausgewiesene Expertin für Klimaschutz- und Energieökonomie, die Verwaltungserfahrung auf Bundesebene mit strategischem Weitblick verbindet.“ Sie kenne die politischen Entscheidungsprozesse aus erster Hand und bringe damit genau die Expertise mit, die der Verband in der aktuellen, wichtigen Phase der Energiewende braucht, so Heinen-Esser.
Neuer Geschäftsführer für Naturenergie Netze
Quelle: Pixabay / Gerd Altmann
PERSONALIE. Sebastian Winter übernimmt den Posten des kaufmännischen Geschäftsführers bei der Netzgesellschaft der Naturenergie-Gruppe.
Verstärkung an der Spitze von Naturenergie Netze: Ab 1. April dieses Jahres verantwortet Sebastian Winter die kaufmännischen Belange der Netzgesellschaft in Rheinfelden. Der 42-Jährige arbeitet künftig an der Seite von Daniel Obermeier, dem weiterhin die technische Geschäftsführung obliegt. Obermeier, 49, ist seit Frühjahr 2023 in der Geschäftsführung. Mit Winter stärke man die Ausrichtung als digital aufgestellter Netzbetreiber, erklärt das Unternehmen.
Sebastian Winter war zuletzt bei der Wemag Netz GmbH als Geschäftsführer tätig. Davor leitete mehr als fünf Jahre den Bereich Energienetze und europäisches Regulierungsmanagement beim Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). Begonnen hatte er seine Karriere in seiner Heimatstadt Aachen als Ingenieur für Elektrotechnik an der Rheinisch-Westfälischen Technischen Hochschule Aachen (RWTH). In Rheinfelden soll er die kaufmännische Steuerung, den Dienstleistungsbereich, das Management der Netzkonzessionen sowie das Regulierungsmanagement verantworten.
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| Sebastian Winter Quelle: Naturenergie |
Naturenergie Netze ist Teil der Naturenergie-Gruppe, die zu 67 Prozent dem Energieriesen EnBW gehört. Zweitgrößter Anteilseigner mit 15 Prozent ist Service Industriels de Geneve (SIG), 18 Prozent der Anteile befinden sich im Streubesitz. Das Netzgebiet umfasst nach Unternehmensangaben im Westen die Region südlich von Freiburg bis zum Hochrhein. Im Osten reicht es vom Bodensee bis nördlich von Villingen-Schwenningen.
Winter kommt in bewegten Zeiten ins Unternehmen. Seit Längerem herrscht ein heftiges Tauziehen mit Badenova um Netzkonzessionen (wir berichteten).
Senec erwartet erst für 2028 deutlich positives Ergebnis
Quelle: Fotolia / Eisenhans
BILANZ. Senec schreibt weiter rote Zahlen. Im Geschäftsbericht für 2024 weist die EnBW-Tochter ein Minus von 386 Millionen und Verbindlichkeiten von 1 Milliarde Euro aus. Gesucht: ein Investor.
Das Management des PV-Speicherherstellers Senec schaut nach vorne: Das Ergebnis werde 2025 besser, als das durch Sondereffekte geprägte Ergebnis im Jahr 2024 ausfallen, aber immer noch negativ sein, prognostiziert die Geschäftsführung im kürzlich veröffentlichten Jahresabschluss. „Eine Rückkehr zu einem operativen Ergebnis (Ebitda) im deutlich positiven Bereich wird, aufgrund des von hohen Preis- und Absatzrisiken geprägten Marktumfelds, für das Jahr 2028 erwartet“, heißt es weiter.
Prägend für den Geschäftsverlauf 2024 war der Austausch von Speichermodulen bei Kunden. Knapp 50 Prozent der betroffenen Module tauschte Senec mit seinen Fachpartnern nach eigenen Angaben aus – inzwischen ist dem Vernehmen nach bei fast allen Geräten, rund 100.000, die Modultechnik erneuert.
Ab August 2024 führte Senec die neuen Gerätegenerationen mit Lithium-Eisenphosphat-Speichermodulen ein. Deren Absatz sei 2024 hinter den Erwartungen zurückgeblieben.
Unter dem Strich bilanziert das EnBW-Tochterunternehmen einen Jahresfehlbetrag von rund 386 Millionen Euro (2023: minus 663 Millionen Euro). Abzüglich von Sondereffekten aus den Inzidenzfällen und der Abwicklung des Feldtauschs weist Senec ein bereinigtes Jahresergebnis von minus 151 Millionen Euro aus.
Geld von der Konzernmutter
Den Cashflow aus operativer Geschäftstätigkeit beziffert der Leipziger Speicherhersteller zum Bilanzstichtag auf minus 467 Millionen Euro (Vorjahr: minus 248 Millionen Euro). Dank Finanzspritzen der Konzernmutter ergab sich laut Jahresabschluss ein positiver Cashflow aus Finanzierungstätigkeit in Höhe von 516 Millionen Euro (Vorjahr: 430; Millionen Euro). Die liquiden Mittel beliefen sich zum Bilanzstichtag auf 122 Millionen Euro (Vorjahr: 128 Millionen Euro).
Im Juni 2024 erhielt Senec demnach zusätzliche Finanzmittel in Höhe von rund 166 Millionen Euro durch eine Erhöhung des Darlehensrahmens bei der Muttergesellschaft EnBW. Im November 2024 wurde der Gesellschaft für den noch nicht gezogenen Teil des Darlehens sowie eine weitere Tranche eine Finanzierung in Form einer Erhöhung des Eigenkapitals zugesagt – davon wurden rund 247 Millionen Euro bis zum Berichtszeitpunkt ausgezahlt.
Zudem: „Mit Beschluss vom 17.06.2025 wurde der Gesellschaft auf Grundlage einer Überarbeitung der strategischen Ausrichtung und eines umfangreichen Programms definierter Maßnahmen weitere Finanzmittel in Höhe von bis zu 419,8 Millionen Euro zugesagt.“ Die Umsetzung erfolge über eine Zuführung zur Kapitalrücklage.
Verkauf, Verkleinerung oder Fortführung
Die Verbindlichkeiten der Senec GmbH betrugen laut Bilanz zum 31.12.2024 gut 1 Milliarde Euro (Vorjahr: 739 Millionen Euro). Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen seien von 287 auf 958 Millionen Euro gestiegen. Wesentlicher Bestandteil seien Darlehensverbindlichkeiten inklusive Zinsen gegenüber der Gesellschafterin in Höhe von 953 Millionen Euro (Vorjahr: 670 Millionen Euro).
Die Bindung der Gesellschafterin zu ihrer Tochter scheint inzwischen nicht mehr so fest wie bisher. Wie die Stuttgarter Nachrichten erfahren haben wollen, zieht EnBW einen Verkauf von Senec in Betracht. In der Karlsruher Konzernzentrale kann man sich vorstellen, Senec „mit einem geeigneten Investor in die Zukunft zu führen“, zitiert das Blatt einen Unternehmenssprecher.
Es handelt sich laut Bericht um eine von drei Optionen. Auch eine Fortführung oder deutliche Verkleinerung des Geschäfts seien Gegenstand der Überlegungen bei EnBW. Egal welche Lösung, mit zusätzlichem Abschreibungsbedarf in nennenswerter Höhe rechnet man in Karlsruhe nicht.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
Frühlingsgefühle am Energiemarkt
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Zumeist mit Abgaben haben sich die Energiemärkte am Montag gezeigt. Strom, Gas und CO2 reagierten mit Abgaben auf Wetterprognosen, die Frühlingsgefühle bei den Energiebären auslösten. Laut den jüngsten Berechnungen der Meteorologen dürfte es mit der lange vorherrschenden Kälte in Nordwesteuropa und Deutschland erst einmal vorbei sein. Schon ab Samstag der laufenden Woche soll es mit den Temperaturen nach oben gehen, während der Wind ebenfalls auffrischen sollte. Von den behaupteten Aktienmärkten gingen für die Energiemärkte am Montag kaum Impulse aus.
In Asien blieben die Aktienmärkte in China und Südkorea wegen des Neujahrsfestes geschlossen. Und auch an der Wall Street wird nicht gehandelt wegen des Feiertages „Washingtons Birthday“ oder „Presidents Day“. Dementsprechend blieb auch der Börsenhandel in Europa sehr ruhig.
Strom: Überwiegend mit Abgaben hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag präsentiert, der sich damit der schwächeren Tendenz am CO2- und Gasmarkt anschloss. Der Dienstag wurde im Base mit 97,75 Euro je Megawattstunde und im Peak mit 101,50 Euro je Megawattstunde bewertet.
Aus der Börsenauktion ging die Grundlast mit 97,58 Euro und die Spitzenlast mit 101,22 Euro hervor. Am Freitag war der Montag im börslichen Handel mit 98 Euro gesehen worden. Die Meteorologen von Eurowind haben in ihrer jüngsten Berechnung für den Berichtstag eine Erneuerbareneinspeisung von 28,1 Gigawatt prognostiziert. Am Dienstag sollen nur 18,3 Gigawatt anfallen. Einen Sprung auf kräftige 46,1 Gigawatt an Einspeisung von Wind und Solar wird sich laut Eurowind am Samstag vollziehen. Dann soll sich laut neuen Wetterprognosen ein Umschwung auf eine mildere und windreichere Witterung vollziehen, die sich bis Ende Februar und darüber hinaus halten soll. Die Aussicht auf ein Ende der spätwinterlichen Witterungsphase hat insbesondere das kurze Ende des Strommarkts unter Druck gesetzt.
Am langen Ende gewann das Strom-Frontjahr noch 1,02 auf 76,48 Euro je Megawattstunde.
CO2: Schwächer haben sich die CO2-Preise zum Start in die neue Woche gezeigt. Der Dec 26 sank bis gegen 13.54 Uhr um 1,37 auf 69,31 Euro je Tonne und setzte damit seine Abwärtsbewegung der vergangenen Woche fort. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 25,1 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 71,55 Euro, das Tief bei 69,20 Euro. Die Analysten von Vertis verweisen einerseits auf die Prognosen für eine mildere Witterung in Europa ab den letzten Februartagen, die einen bearishen Ton auch für CO2 setzt. Zudem stehe der Handel nach wie vor unter dem Druck der politischen Debatte um eine Aufweichung des CO2-Regimes, auch wenn die Volatilität am Markt zurückgehen dürfte.
Die Frage sei nun, ob es dem Dec 26 gelinge, sich in der Region von 70 bis 73 Euro zu stabilisieren oder ob der Benchmark-Kontrakt weitere Verluste hinnehmen muss. Laut Redshaw Advisors wird der Dec 26 bei 69,20 Euro und dann bei 68,45 Euro unterstützt. Ein erster Widerstand befindet sich demnach bei 70,31 Euro.
Erdgas: Mit deutlichem Minus haben sich die europäischen Gaspreise am Montag präsentiert. Der Frontmonat am niederländischen TTF verlor bis gegen 14.03 Uhr um 1,175 auf 32,950 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 1,560 auf 36,475 Euro je Megawattstunde nach unten. Händler führen die Abgaben insbesondere auf neue Wetterprognosen zurück, die von einer milderen Witterung und überdurchschnittlich viel Wind in den letzten Februartagen ausgehen. Hinzu kommt die gute Versorgung durch LNG-Lieferungen und durch auskömmliche Mengen an Pipeline-Gas. Laut dem Fernleitungsnetzbetreiber Gassco beträgt der Gasflow für norwegisches Pipeline-Gas für den Berichtstag 327,4 Millionen Kubikmeter.
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