Für das norddeutsche Netzwerk in Niedersachsen, Hamburg, Bremen und Schleswig-Holstein hat Enercity die Patenschaft übernommen. Das Energieunternehmen aus Hannover setzt schon lange auf grüne Fernwärme als Schlüssel für die nachhaltige urbane Wärmeversorgung der Zukunft und hat gemeinsam mit kommunalen Partnerinnen und Partnern die Wärmewende in der niedersächsischen Landeshauptstadt schon recht weit vorangebracht. 

„Wir freuen uns darauf, unsere Expertise und Erfahrungen in das neue Netzwerk einzubringen“, erklärte Mathias Timm, Bereichsleiter Kommunale Angelegenheiten bei Enercity. Man werde die Wärmewende in Norddeutschland zielgerichtet und effizient unterstützen. Als Pate des norddeutschen Netzwerks will Enercity erster Ansprechpartner für kommunale Vertreterinnen und Vertreter in der Nähe sein. 
 
Flankiert werden die Netzwerktreffen der Plattform mit weiteren Online-Inhalten, die auf die Bedarfe der Kommunen zugeschnitten sind. Dieser „Werkzeugkasten der Wärmewende“ bietet allen teilnehmenden Kommunen eine erste Orientierung bei der grünen Wärmeversorgung. In Form kurzer Videos bietet „Wärmewende erklärt“ Informationen von Experten der Branche. Die Seite bietet Hintergrundwissen zum Praxisleitfaden und den Regelwerken AGFW FW 701 und AGFW FW 702. 

Neben den Netzwerkpaten finden die Kommunen auf der Plattform Grüne Fernwärme auch den direkten Kontakt zu Fachplanern sowie Dienstleistern der Fernwärmebranche sowie unter der Green DH Factory weitere Ansätze zur Vergrünung der Wärme. 

AGFW − Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK

Der AGFW vertritt mit seiner technischen, betriebswirtschaftlichen, juristischen, energie- und umweltpolitischen Expertise die Interessen von mehr als 740 Unternehmen der Wärmewirtschaft und blickt auf über 50 Jahre Verbandsarbeit zurück. Der in Frankfurt am Main ansässige Verband vereint neben einer Vielzahl von Stadtwerken auch Energiedienstleister und Unternehmen, die mit der Planung, Entwicklung und Herstellung von Wärme-/Kälteerzeugungs- und Verteilungsanlagen befasst sind. Darüber hinaus ist der AGFW mit seinem fernwärmespezifischen Regelwerk wichtiger Regelsetzer und standardisiert die Fernwärmetechnik national und international.

Beim Solarzubau wurden 2025 in Brandenburg 874 MW neu installiert. Das entspricht einem Rückgang von 34 Prozent gegenüber dem Vorjahr und liegt auf dem Niveau von 2022. „Im bundesweiten Zubau-Ländervergleich rutscht Brandenburg damit um einen auf den 6. Platz ab“, so der Verband. Besonders ausgeprägt war der Einbruch bei Freiflächenanlagen. Nach 991 MW im Jahr 2024 gingen 2025 noch 594 MW ans Netz. Als Ursachen gelten gestiegene Kosten für Netzanschlüsse.

Die stellvertretende Vorsitzende des LEE Berlin Brandenburg, Tatjana Rosenthal, nennt noch einen anderen Grund: „Unter dem Kostendruck können Projekte auch an der Sonderabgabe scheitern, die seit 2025 greift. Denn die 2.000 Euro pro Megawatt und Jahr, die Betreiber an die Standortkommunen in Brandenburg zahlen, berechnen sich an der potenziellen Nennleistung, nicht an der tatsächlichen Einspeisung.“

108 neue Windkraftanlagen

Mit einer installierten Gesamtleistung von 8.861 MW Photovoltaik zum Jahresende 2025 ist rund die Hälfte des Ausbauziels für 2030 von 18.000 MW erreicht. Um dieses Ziel zu realisieren, müssten in den kommenden Jahren jeweils rund 2.000 MW neu installiert werden.

Deutlich positiver fällt die Bilanz bei der Windenergie aus. 108 neue Anlagen mit einer Gesamtleistung von 622 MW gingen 2025 in Betrieb. Das entspricht einem Plus von 73 Prozent gegenüber 2024. Zudem wurden Genehmigungen für rund 1.500 MW erteilt. Der Bestand liegt nun bei 9.592 MW. Damit sind 82,8 Prozent des Ausbauziels für 2030 von 11.500 MW erreicht.

Als Herausforderungen gelten überzeichnete Ausschreibungen mit sinkenden Zuschlagswerten, steigende Investitionskosten sowie fehlende Regionalpläne und Verzögerungen beim Netzausbau.

Positiv entwickelt sich hingegen der Speichermarkt. In Brandenburg stieg die installierte nutzbare Kapazität von Batteriespeichern 2025 auf 915 MWh, ein Zuwachs von 32 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Speicher gelten als wichtiger Baustein für Flexibilität und Versorgungssicherheit.

Boom auf Berliner Balkonen

Für die Hauptstadt Berlin meldete der Landesverband einen Zuwachs 2025 von netto 95 MW Photovoltaik, der Zubau blieb damit auf Vorjahresniveau. Rund 64 Prozent der neu installierten Anlagen waren Steckersolargeräte, besser als Balkonkraftwerke bekannt, sie trugen aber nur etwa 10 Prozent zum Leistungszuwachs bei. Insgesamt liegt der Photovoltaik-Bestand bei rund 488 MW.

Bei Batteriespeichern stieg die nutzbare Kapazität auf 217 MWh, das sind plus 33 Prozent, der Kapazitätszubau lag bei knapp 56 MWh. Windkraft spielt in Berlin keine Rolle.

Infolge der schlechten Wasserführung im ersten Halbjahr 2025 wandelte sich das Bild indessen, und die Importe überstiegen die Ausfuhren, wie dies bereits vor 2024 der Fall gewesen war. „Österreich ist ja traditionell ein Stromimportland, vor allem im Winterhalbjahr“, erläuterte E-Control-Vorstand Alfons Haber bei der Präsentation des Berichts am 16. Februar. Im Jahr 2022 verzeichnete Österreich nur fünf Wochen mit Nettoexporten, 2023 überwogen die Exporte die Einfuhren in 20 Wochen, 2024 in 36 Wochen. Laut der E-Control ist dies „auf die starken Wasserjahre und die steigende Erzeugung aus Wind- und Sonnenenergie zurückzuführen. Im Winter 2024/25 hingegen wurde deutlich mehr importiert als im Winter zuvor. Das Jahr 2025 weist bis zur Kalenderwoche 34 in 15 Wochen eine positive Exportbilanz auf“. 

Ausdrücklich betont die Behörde, „dass die realisierte Einspeisung inländischer Kraftwerke als Marktergebnis zu verstehen ist. Es handelt sich um die Allokation im europäischen Markt zu gegebenen Marktpreisen. Die Tatsache, dass die gesamte Einspeisung aus österreichischen Kraftwerken zu einem bestimmten Zeitpunkt unter der Netzlast liegt, bedeutet nicht, dass es nicht möglich gewesen wäre, die Nachfrage durch inländische Erzeugung zu decken, sondern lediglich, dass dies aufgrund der Marktallokation nicht geschehen ist“.

Anders gesagt: Bisweilen ist es billiger, Strom zu importieren, als ihn in Kraftwerken in Österreich zu erzeugen. Solange auf den europäischen Großhandelsmärkten genug elektrische Energie erhältlich ist und die Leitungskapazitäten genügen, sind die zeitweiligen Einfuhren kein Problem. 

Ausreichende Kapazitäten 

Überdies hätten die verfügbaren Kapazitäten in Österreich ausgereicht, um den Bedarf zu decken, hält die E-Control fest. Bei ihren diesbezüglichen Einschätzungen geht sie davon aus, dass es auch unter den Bedingungen einer „kalten Dunkelflaute“ möglich sein muss, Österreich mindestens drei Wochen lang mit Strom aus den thermischen Kraftwerken sowie den (Pump-)Speichern zu versorgen. Dabei wird angenommen, dass die Pumpspeicher nicht zwischenzeitlich wiederbefüllt werden können.

Laut dem Monitoringbericht ergaben sich in den Wintern 2020/21 sowie 2021/22 Zeiträume mit Witterungszuständen, bei deren Fortdauer die Speicherseen hypothetisch nach drei Wochen leer gewesen wären. Im Winter 2023/24 ergaben sich solche Zustände dagegen nicht, im Winter 2024/25 traten sie wieder auf. „Nichtsdestotrotz ist dies ein positives Ergebnis und unterstreicht die aktuelle Angemessenheit der Erzeugungsressourcen Österreichs“, hält die E-Control in ihrem Monitoringreport fest. 

Verringert hat sich von 2023 auf 2024 übrigens die Dauer der kundenbezogenen Nichtverfügbarkeit elektrischer Energie (SAIDI). Sie belief sich auf 40,75 Minuten, von denen 23,41 Minuten auf ungeplante Unterbrechungen entfielen. Im Jahr 2023 betrug die Gesamtdauer solcher Vorfälle 49,74 Minuten, davon 32,27 Minuten für nicht geplante Ausfälle. 

Speicher ausbauen 

In einem Ausblick im Monitoringreport schätzt die E-Control die Entwicklung bis 2040 ein. Laut ihrem Basisszenario erhöht sich der Stromverbrauch inklusive des Bedarfs für Pumpspeicherung sowie für das Laden von Batteriespeichern von derzeit rund 70 Milliarden kWh auf 97 Milliarden kWh. Dem steht eine Erzeugung von rund 94,3 Milliarden kWh gegenüber.

Im Szenario „Transformation (PV)“ steigt der Strombedarf auf 117 Milliarden kWh, die Erzeugung liegt bei 115 Milliarden kWh. Das Szenario „Transformation (Wind)“ schließlich geht von einem Bedarf von 116,9 Milliarden kWh sowie einer Erzeugung von 114,7 Milliarden kWh aus. Je nach Szenario ergeben sich somit Deckungslücken von 2 bis 2,7 Milliarden kWh, die durch Importe kompensiert werden müssen. 

Zunehmende Bedeutung gewinnen nicht zuletzt in diesem Zusammenhang aber auch Stromspeicher, betonte der Leiter der volkswirtschaftlichen Abteilung der E-Control, Johannes Mayer, bei der Präsentation des Berichts. Mayer zufolge beläuft sich die Speicherkapazität derzeit auf etwa 6.000 MW. Bis 2040 soll sie auf 18.000 MW ansteigen. 

Der Monitoringreport ist auf der Website der E-Control verfügbar.

Je nach Betrachtungsweise liegt die Einsparung bei mehr als 1,2 Millionen Tonnen oder rund einer Million Tonnen CO2 – der erste Wert bezieht sich auf das Laden mit Ökostrom, der zweite orientiert sich am aktuellen Strommix in Deutschland. Die Basis für beide Berechnungen bilden die derzeit laut Eon etwa 109.000 batterieelektrisch betriebenen Lkw und Transporter.

Eons CEO Filip Thon sieht in einer stringenten Elektrifizierung dieser Fahrzeugklassen große Chancen auf einen sauberen Verkehrssektor. Schließlich sei dieser Bereich erst zu 2,6 Prozent auf Batterieantrieb umgestellt. „Und vielen Vorurteilen zum Trotz können E-Lkw schon heute so wirtschaftlich sein wie ihre Dieseläquivalenten“, so Thon laut einer Mitteilung. Dafür sei intelligentes und günstiges Laden ebenso verantwortlich wie Steuervergünstigungen, geringerer Wartungsaufwand und die Mautbefreiung für E-Laster bis in Jahr 2031.

Shell kommt am Lkw-Ladepunkt in Hamm voran

E-Transporter stellen im Moment noch den größten Anteil im Nicht-Pkw-Bereich, von ihnen gibt es 78.000 Exemplare. Kleinere Lkw zwischen 3,5 und 12 Tonnen Gesamtgewicht kommen auf eine Stückzahl von mehr als 21.000. Die noch schwereren Laster und Sattelzugmaschinen streben der Marke von 10.000 Stromern entgegen.

Nun passen große Lastwagen so gut wie nie an die herkömmlichen öffentlichen Ladestationen, weswegen der Ausbau dieser Infrastruktur eine besondere Aufgabe und Herausforderung ist. Eon und MAN sind in diesem Bereich eine Kooperation eingegangen, ein Großteil der Angebote findet sich perspektivisch an MAN-Servicestationen.

Der Mineralölkonzern Shell, der zudem eine Reihe von Energiewende-Vorhaben vorantreibt, wird in Kürze einen leistungsstarken Ladeort im westfälischen Hamm in Betrieb nehmen. Dafür sind am 16. Februar zwei tonnenschwere Trafos an einer Shell-Tankstelle im Ortsteil Rhynern angekommen. Die Ladestation kann mit einer Leistung von 2 MW laden, das verschafft schweren Lkw mit einer großen Batterie binnen einer guten halben Stunde eine zusätzliche Reichweite von bis zu 400 Kilometern.

Die Ladestation ist Teil des vom Staat angestoßenen Förderprojekts „Hochleistungsladen Lkw-Fernverkehr“ (HoLa). Auf der Strecke von Berlin bis ins Ruhrgebiet wird es fünf Anlaufpunkte für schwere E-Laster geben, drei davon an Autobahnen, zwei an Depots. Im September 2025 ging die erste Station in der Nähe des ostwestfälischen Bielefeld an der A2 in Betrieb, hier ist EnBW der Partner.

Shell wird im Rahmen von HoLa drei Ladeangebote verwirklichen, neben Hamm sind dies Lehre (Niedersachsen) und Wustermark (Brandenburg). Das Projekt HoLa hatte nach einer konzeptionellen Änderung den gleichzeitigen Zubau von schnellen Lade-Systemen für Lastwagen (Megawatt Charging System/MCS) und solchen für Pkw bis 350 kW (Combined Charging System/CCS) beschlossen. Die MCS-Technik soll das Laden mit bis zu 3,75 MW Leistung ermöglichen.

Das Schiff sei nur eingeschränkt für die Eisbedingungen ausgelegt, die derzeit herrschten. Erschwerend wirke der anhaltende Ostwind, durch den das Eis innerhalb kurzer Zeit erneut in das bereits geräumte Fahrwasser verdrifte. Vor diesem Hintergrund habe die Schiffsführung bisher entschieden, dass die „Minerva Amorgos“ vorerst nicht einlaufe. „Die Lage wird fortlaufend beobachtet und bewertet“, so das Amt.

Sechs Schiffe nutzten aufgebrochenen Korridor

Wie das WSA weiter miteilte, wurde in der vergangenen Woche die Fahrrinne nach Mukran mehrfach aufgebrochen. „Durch die Eisaufbruchmaßnahmen konnten bislang sechs Schiffe den Hafen Mukran sicher anlaufen beziehungsweise verlassen.“ Dazu zähle auch ein LNG-Tanker, der mit Unterstützung von Schleppern des Terminalbetreibers den Hafen verlassen habe. Die „Minerva Amorgos“ sollte eigentlich anschließend einlaufen.

Das Energie-Terminal „Deutsche Ostsee“ im Hafen von Mukran hat nach Angaben des Betreibers Regas in den vergangenen drei Monaten mit 12,9 TWh die größte Gasmenge aller schwimmenden LNG-Terminals in Europa regasifiziert. Mit 4,4 TWh sei über das Terminal auf Rügen im Januar zudem erneut die größte Gasmenge aller deutschen LNG-Terminals in das deutsche Fernleitungsnetz eingespeist worden.

Das Depi mit Sitz in Berlin, das als Branchenorganisation Markt- und Preisdaten rund um Holzpellets veröffentlicht, führt den Preisanstieg auf die frostigen Temperaturen und den damit verbundenen höheren Heizbedarf zurück. „Wir erleben derzeit den kältesten Winter seit mehreren Jahren“, erklärt Geschäftsführer Martin Bentele in einer Mitteilung des Instituts. Erwartungsgemäß habe die gestiegene Nachfrage höhere Preise zur Folge.

Trotz des Anstiegs bleibt die Heiztechnik nach Angaben des Instituts vergleichsweise stabil in den Betriebskosten. Eine Kilowattstunde Holzenergie kostet aktuell 8,45 Cent. Gegenüber Erdgas ergibt sich laut Depi ein Preisvorteil von rund 17,9 Prozent, gegenüber Heizöl von etwa 7,4 Prozent.
 
Beim Blick in die Regionen zeigen sich im Februar Unterschiede. In Mitteldeutschland liegt der Preis für 6 Tonnen bei 416,44 Euro pro Tonne. In Süddeutschland zahlen Abnehmer 426,61 Euro pro Tonne. In Nord- und Ostdeutschland erreicht der Durchschnittswert 429,28 Euro pro Tonne.

Wer größere Mengen ordert, erhält günstigere Konditionen. Für eine Lieferung von 26 Tonnen ruft der Markt bundesweit im Schnitt 407,87 Euro pro Tonne auf. Regional variieren die Preise dabei zwischen 401,18 Euro pro Tonne in Mitteldeutschland und 412,62 Euro pro Tonne in Süddeutschland.

Der Depi-Pelletpreis wird seit dem Jahr 2011 monatlich veröffentlicht. Der Preis bezieht sich auf Pellets der Qualitätsklasse „ENplus A1“ und berücksichtigt die Lieferung im Umkreis von 50 Kilometern inklusive Mehrwertsteuer. Er soll einen bundesweiten Referenzwert für Endverbraucher und Energieversorger bilden, wie das Depi mitteilt.

Ein Team um den Geophysiker Dr. Nils Christiansen vom „Hereon-Institut für Küstensysteme – Analyse und Modellierung“ hat die langfristigen Gesamteffekte von Wind- und Gezeitenwakes in einem Ausbauszenario für die Deutsche Bucht bis 2050 simuliert. Zur Erklärung: Offshore-Windkraftanlagen entziehen dem Wind Energie und verändern so die Luft- und Oberflächenströmungen − von „Windwakes“ ist die Rede. Gleichzeitig bremsen die Fundamente unter Wasser die Gezeitenströmung (Gezeitenwakes). Aus beiden Effekten entstehen, wie de Forschenden anführen, Wakestrukturen, die einander überlagern. Dieses Zusammenspiel analysierte das Forschungsteam in einem gekoppelten Modell.

Neues Strömungsbild in der Deutschen Bucht

Die Simulationen zeigen laut Hereon ein neues Strömungsbild in der Deutschen Bucht. Die Forscher registrierten geringere Spitzengeschwindigkeiten und veränderte Strömungsfrequenzen. „Unsere Simulationen zeichnen ein neues, fein strukturiertes Strömungsbild, das sich nicht nur innerhalb der Windparks zeigt, sondern sich in der Nordsee ausbreiten kann – mit bis zu 20 Prozent verlangsamten Oberflächengeschwindigkeiten bei einem Ausbauszenario für 2050“, sagt Christiansen.

Nach Angaben des Instituts können sich diese Effekte großräumig ausbreiten. Wenn Strömungen langsamer fließen oder häufiger ihre Richtung ändern, beeinflusst das den Sedimenttransport und die vertikale Durchmischung des Wassers. Beide Prozesse prägen das Meeresökosystem.

Die Forscher weisen zudem darauf hin, dass veränderte Strömungsmuster bestehende Vorhersagemodelle für Schifffahrt, Katastrophenmanagement, Umweltschutz und Fischerei beeinträchtigen können. Verschieben sich die hydrodynamischen Rahmenbedingungen, müssten Betreiber und Behörden ihre Modelle anpassen.

Ansatzpunkte für die Planung

Neben möglichen Langzeitfolgen identifizierte das Forschungsteam Stellschrauben für die Planung. Die Modellrechnungen zeigen, dass größere Abstände zwischen den Turbinen die Überlagerung von Turbulenzen durch Gezeitenwakes reduzieren und so die zusätzliche Durchmischung verringern.

Auch Standortwahl und lokale Gezeitenbedingungen beeinflussen laut dem Hereon-Team, wie stark sich Strömungen und Temperaturen verändern. Die Ergebnisse sollen, so die Intention der Forschungsarbeiten, Grundlagen für angepasste Windpark-Designs geben.

Christiansen ordnet die Befunde energiepolitisch ein: „Offshore-Windkraft ist ein zentraler Baustein der Energiewende und der Dekarbonisierung“, sagt er. Gleichzeitig müsse man verstehen, wie Anlagentypen und -größen die Nordsee beeinflussen, um den weiteren Ausbau mit dem Schutz der Meeresumwelt in Einklang zu bringen.

Im Rahmen der Kooperation stellen Synavision und der Lehrstuhl für Software Engineering an der RWTH Aachen innovative LLMs und andere KI-Modelle den AI Lab-Partnern zur Verfügung. Die können dann beispielsweise die Performance-Daten von TGA-Anlagen − etwa Lüftungsaggregate und Heizkreise − mittels AI auf Optimierungspotenziale hin analysieren, Wirtschaftlichkeitsberechnungen durchführen oder die Betriebsführung automatisiert optimieren. Ziel der langfristigen Kooperation soll es sein, die komplexen Information rund um Gebäude effektiv zu nutzen und gleichzeitig die Kosten zu senken. 

„Im Gegensatz zu vielen früheren Innovationen hat AI als digitale Lösung eine enorm hohe Implementierungsgeschwindigkeit, was sich schon in kürzester Zeit auch in ökonomischen Kennzahlen widerspiegelt. So konnten wir auf der Synavision-Plattform mit AI-Anwendungen die Kosten für technische Analysen bereits um mehr als 90 Prozent reduzieren“, erklärte Synavision-CEO Stefan Plesser. „Gleichzeitig steigen Geschwindigkeit und Skalierbarkeit: Die Services stehen unseren Nutzern als Plug&Play-Lösung zur Verfügung.“ Mit dem AI Lab könne man Unternehmen der Bau- und Energiebranche live und an ihren eigenen Gebäuden und Anlagen zeigen, was mit Künstlicher Intelligenz möglich ist. 

„Eine gut trainierte Künstliche Intelligenz kann Menschen und Unternehmen effektiv helfen, Gebäude besser zu verstehen und zu optimieren“, so Professor Bernhard Rumpe von der RWTH Aachen. „An meinem Lehrstuhl verknüpfen wir die Plattform von Synavision mit Domänen-AI für die Aufarbeitung von sensorbasierten Zeitreihen und anderen Daten unterschiedlicher Formate und Quellen und offerieren eine intuitiv bedienbare AI-Nutzerschnittstelle für den Gebäudebetrieb.“

Zentrales Ergebnis ist der neu entwickelte „Maßnahmencheck Klimapolitik & Gesellschaft“. Das Online-Tool richtet sich laut dem Öko-Institut vor allem an Kommunalverwaltungen, zivilgesellschaftliche Initiativen und politische Beratungsgremien wie Klimabeiräte. Es soll Akteure unterstützen, Maßnahmenideen so auszugestalten und zu kommunizieren, dass Fragen der Akzeptanz, Gerechtigkeit und Motivation von Beginn an berücksichtigt werden.

Schwachpunkte früh erkennen

Dirk Arne Heyen, Projektleiter am Öko-Institut, erklärt, das Tool solle Verantwortliche bereits in der Konzeptionsphase für gesellschaftliche Aspekte sensibilisieren. So könnten mögliche Schwachstellen frühzeitig erkannt und Zustimmung fördernde Elemente eingeplant werden. Nutzerinnen und Nutzer beantworten Leitfragen zu sieben Prüfaspekten und erhalten anschließend eine kurze Einschätzung sowie Empfehlungen zur weiteren Ausgestaltung.

Ein zentrales Thema ist die finanzielle Belastung durch Klimaschutzmaßnahmen. Laut dem Institut zeigen Forschungsergebnisse, dass viele Menschen befürchten, durch neue Vorgaben oder Investitionen finanziell überfordert zu werden. Bei der Entwicklung neuer Instrumente müsse daher geprüft werden, wie sich Belastungen sozial ausgewogen verteilen lassen. Das Öko-Institut verweist in diesem Zusammenhang auf zielgerichtete und einkommensabhängige Förderinstrumente.

Diese könnten Haushalte mit geringem Einkommen entlasten und ihnen zugleich ermöglichen, etwa durch energieeffiziente Technologien langfristig Kosten zu sparen.
Wenn Maßnahmen als sozial ausgewogen wahrgenommen würden, steige nach Einschätzung des Instituts die Bereitschaft, sie zu unterstützen. Neben finanziellen Fragen spiele auch die Kommunikation eine entscheidende Rolle. Geplante Maßnahmen müssten verständlich und transparent erläutert werden. Heyen betont, viele Menschen legten Wert darauf, dass Vorhaben wirksam und praktikabel seien.

Zielgruppenspezifische Ansprache

Diese Aspekte sollten in der öffentlichen Kommunikation im Vordergrund stehen.
Im Rahmen des Projekts führte das Institut vier Fokusgruppen mit Bürgerinnen und Bürgern zu den Themen Gebäudesanierung und Elektromobilität durch. Dabei zeigte sich laut Öko-Institut eine Vielzahl von Hemmnissen.

Genannt wurden unter anderem Sorgen vor Brandgefahren oder einer zu geringen Reichweite von Elektroautos. Hier könne eine zielgruppenspezifische Ansprache ansetzen, die Informationen alltagsnah aufbereitet und Vorteile konkret erläutert. Zudem empfiehlt das Institut, Multiplikatorinnen und Multiplikatoren einzubinden, deren Vorbildfunktion andere zum Handeln motivieren könne.

Das Online-Tool entstand im Rahmen des Spendenprojekts „Bausteine motivierender und sozial gerechter Klimapolitik“. Neben dem Maßnahmencheck veröffentlichte das Institut weitere Publikationen, in denen es den Forschungsstand auswertet und Handlungsempfehlungen formuliert. 

Der Maßnahmencheck Klimapolitik & Gesellschaft vom Ökoinstitut steht im Internet bereit.

Wie ein Sprecher des städtischen Eigenbetriebs auf Anfrage dieser Redaktion erklärt, liefen aktuell die Genehmigungsverfahren für die Probebohrungen an dem ausgewählten Doppelstandort. Der befindet sich einerseits am Freizeitbad (Förderbrunnen) und andererseits in etwa einem Kilometer Entfernung in einem Grünbereich – für den Schluckbrunnen, der das erwärmte Tiefenwasser wieder rückführen soll.

Ende 2023 waren die Stadtwerke die ersten in Schleswig-Holstein, die die Genehmigung für das Aufsuchen von Geothermie erhalten hatten. Die daraufhin begonnene Potenzialermittlung ergab nun zunächst die beiden genannten Standorte. Norderstedt aber möchte mehr, bis zu 40 Prozent des Wärmebedarfs in der 84.000-Einwohner-Kommune über Geothermie decken.

Bisher verlässt der Versorger sich auf seine 13 Blockheizkraftwerke (BHKW), die Kraft-Wärme-Kopplung nutzen und als Primärenergieträger Erdgas verwenden. Die erste Geothermie-Anlage ist auf eine Leistung von 2 MW ausgelegt und soll genau eins der BHKW ersetzen. Die Investitionskosten schätzen die Stadtwerke laut ihres Sprechers auf bis zu 6 Millionen Euro, für die sie eine Förderung in Höhe von etwa 40 Prozent anpeilen.
Darüber hinaus setzt der Versorger auf Großwärmepumpen, die etwa – wie 2024 erstmals umgesetzt – Abwärme aus einem Rechenzentrum auf die erforderliche Temperatur bringen. In den BHKW, so der Stadtwerke-Sprecher, seien ferner aktuell drei Luft-Wärmepumpen installiert, eine vierte sei in Bau. Am unternehmerischen Horizont zeichne sich zudem ein Energiepark ab, der Geothermie, Solarkraftwerk, Batteriespeicher und Elektrolyseur zur grünen Wasserstoff-Produktion eine Heimat bieten könnte.

In einer mehrstündigen Sondersitzung des Stadtrats am 10. Februar erteilten auch die zuvor erbosten Fraktionen von CSU, SPD und Grünen der Verwaltungsspitze nachträglich die Absolution. Für ein Vorgehen, das im Zusammenhang mit Russlands Krieg gegen die Ukraine zu sehen ist.

Die Stadtwerke waren durch ihren üblichen, langfristigen Stromeinkauf weder auf den Preisschock auf den Energiemärkten vorbereitet noch darauf, dass 2021 viele Kundinnen und Kunden zu ihnen in die Grundversorgung wechselten. Fehlende Strommengen dadurch nachordern zu müssen, trieb den Versorger in tiefrote Zahlen.

Kommunalaufsicht attestiert Bürgermeister falsche Entscheidung

Das an sich wäre zwar unschön, aber noch kein Grund für Empörung gewesen. Dazu kam es, weil die Stadtspitze um Bürgermeister und Aufsichtsratschef Michael Hetzl (Unabhängige Mühldorfer) kurzfristig eine Nothilfe für die von Geschäftsführer Alfred Lehmann geleiteten Stadtwerke in Gang brachte. Vom Jahr 2022 an überwies die Kommune dem Versorger Millionenbeträge, die letztmals 2025 flossen und sich insgesamt auf etwa 7 Millionen Euro summierten.

Diese gestückelte Finanzspritze hätten die Stadtwerke am Ende eines jeden Jahres wieder zurückgezahlt, erklärt ein Sprecher der Stadt auf Anfrage dieser Redaktion. Der Bürgermeister sei der Auffassung gewesen, es genüge eine vertrauliche Information an den Aufsichtsrat der Stadtwerke.

Diese Sichtweise hat die Kommunalaufsicht inzwischen einkassiert. Es habe sich jeweils um Gesellschafterdarlehen gehandelt, und hier habe der Stadtrat zwingend sein Einverständnis zu erteilen.

All diese Entwicklungen waren in der Sondersitzung des Rats noch einmal Thema. Die Kritik der genannten drei Ratsfraktionen kam dabei wiederum zur Sprache, auch ihre Replik auf Aussagen des Bürgermeisters, der im Zuge des Diskussionen von „Wahlkampfgetöse“ gesprochen hatte. Doch auch CSU, SPD und Grüne versammelten sich am Ende hinter dem Antrag, die Zahlungen nachträglich zu genehmigen. Im aktuellen Rat hat noch die UM Fraktionsstatus, Linke und AfD entsenden einen beziehungsweise zwei Abgeordnete.

Der einstimmig ausgefallene Beschluss war von dem gemeinsamen Willen getragen, das Thema Stadtwerke-Verluste aus dem Wahlkampf herauszuhalten. Im Freistaat tritt das Wahlvolk am 8. März an die Urnen. Gleichwohl enthält der Beschluss auch den Passus, dass der Rat den Ablauf rund um die Kreditvergabe „missbilligt“. Damit hat der Bürgermeister den Denkzettel für sein Vorgehen nun auch schriftlich. 

Die 2021 entstandenen Verluste der Stadtwerke Mühldorf sind übrigens eine Randnotiz in den Bilanzen des Versorgers. Dies geht aus den gleichzeitig vorgelegten Geschäftszahlen für die Jahre 2021 bis 2023 hervor, die inzwischen testiert sind. Demnach folgten auf das Minus von 6,7 Millionen Euro (2021) zarte Gewinne in 2022 (200.000 Euro) und ein Plus von 2,9 Millionen Euro (2023).

Für das Jahr 2024 deutet sich ein Plus von 3,2 Millionen Euro an. Diese Zahlen sind aber vorläufig und noch nicht offiziell durch eine Wirtschaftsprüfungsgesellschaft bestätigt. Das Jahr 2025 wollte der Versorger laut Wirtschaftsplan mit einem Plus von 741.000 Euro abschließen. Albert Lehmann sagte in der Stadtratssitzung, dieses Ergebnis „mit Sicherheit“ erreicht zu haben. Auch 2026 bleiben die Zahlen in Mühldorf am Inn laut Einschätzung des Geschäftsführers schwarz.

Egrid ist eine Tochter der Allgäuer Überlandwerk GmbH, einem regionalen Energieversorger im Allgäu. Das Unternehmen versteht sich als Netzinfrastrukturdienstleister. Es entwickelt Lösungen für die dezentrale Integration erneuerbarer Energien in Verteilnetzen. Neben dem technischen Netzausbau berät der Dienstleister Kommunen, Energieversorger und Industrie in Fragen der Energieeffizienz. Dazu gehören laut Unternehmen auch Energieaudits, Arealkonzepte sowie die Analyse von Speicherpotenzialen.

Mit der personellen Erweiterung reagiert Egrid auf veränderte Anforderungen im Netz. Der Ausbau erneuerbarer Energien und der zunehmende Einsatz von Speichern erhöhten den Bedarf an leistungsfähigen Netzanschlüssen, so das Unternehmen in einer Mitteilung. Hinzu komme perspektivisch zusätzlicher Leistungsbedarf durch Rechenzentren. Damit steige der Koordinations- und Investitionsbedarf in der Netzinfrastruktur deutlich. Mit der steigenden Zahl erneuerbarer Einspeiser würden auch die technischen Anforderungen an Planung und Umsetzung wachsen. Gleichzeitig erschwerten enge Lieferketten die Realisierung von Infrastrukturprojekten. Egrid will daher das Leistungsportfolio erweitern und Kunden Projekte aus einer Hand anbieten.

Ein Schwerpunkt der künftigen Arbeit von Michael Warta soll im Umspannwerksbau liegen. Egrid plant, errichtet und betreibt bereits energiewirtschaftliche Infrastruktureinheiten. Der Bau von Umspannwerken im Hoch- und Mittelspannungsbereich entwickelt sich nach Unternehmensangaben zu einem eigenständigen Geschäftsfeld. Warta bringt Erfahrung in der Entwicklung und Realisierung entsprechender Projekte mit. Er soll den Ausbau dieses Bereichs insbesondere im süddeutschen Raum vorantreiben.
 

Thomas Hüwener, Sprecher der Geschäftsführung von Open Grid Europe, wurde stellvertretender Vorstandsvorsitzender, Ralph Bahke, Geschäftsführer Steuerung und Entwicklung bei Ontras Gastransport, Schatzmeister. 

Neu im Vorstand der Vereinigung ist Katrin Flinspach, Geschäftsführerin von Terranets BW, die dem Gremium künftig als Beisitzerin angehört. Anlässlich seiner Wahl betonte Jenn: „Das Fernleitungsnetz ist für die Versorgungssicherheit in Deutschland von zentraler Bedeutung. Der Regulierungsrahmen muss es uns daher erlauben, unsere wichtige Rolle auch weiterhin wahrnehmen zu können. Gleichzeitig wollen wir unseren Beitrag zur Energiewende sowie zur Dekarbonisierung von Industrie und Energieversorgung leisten.“ 

Auf das Wasserstoff-Kernnetz ging Jenn ebenfalls ein. Er bezeichnete es als Grundlage für eine klimaneutrale Zukunft. In den kommenden Monaten komme es darauf an, die Marktentwicklung für Wasserstoff politisch und finanziell zu unterstützen „sowie eine förderliche Regulierung für Produktion und Nutzung von klimafreundlichem Wasserstoff zu schaffen.“ 

Über FNB Gas

FNB Gas ist der Zusammenschluss der überregionalen deutschen Fernleitungsnetzbetreiber. Seine Mitglieder betreiben zusammen ein rund 40.000 Kilometer langes Leitungsnetz für Erdgas und errichten gemeinsam das rund 9.000 Kilometer lange Wasserstoff-Kernnetz. Die Vereinigung koordiniert die integrierte Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff auf der Transportnetzebene.

Die Mitglieder sind: Bayernets GmbH, Ferngas Netzgesellschaft mbH, Fluxys TENP GmbH, Gascade Gastransport GmbH, Gastransport Nord GmbH, Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, NaTran Deutschland GmbH, Nowega GmbH, Ontras Gastransport GmbH, Open Grid Europe GmbH, Terranets BW GmbH und Thyssengas GmbH.

Strom: Tendenziell etwas fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Dienstag präsentiert. Der Day-ahead gewann im Base 16,50 auf 114,25 Euro je Megawattstunde. Der Peak legte um 22,75 auf 124,25 Euro je Megawattstunde zu. Aus der Börsenauktion ging die Grundlast für Mittwoch mit 114,15 Euro hervor und die Spitzenlast mit 124,03 Euro. Der etwas höhere Day-ahead-Preis widerspiegelt den Rückgang der Erneuerbaren-Einspeisung von 19 Gigawatt am Berichtstag auf nur noch 12 Gigawatt am Mittwoch.

Für die Folgetage bis Freitag gehen die Meteorologen von Eurowind von Einspeisemengen der Erneuerbaren in ähnlicher Höhe aus. Am Samstag soll sich das Blatt jedoch wenden. Eurowind prognostiziert als Folge des erwarteten Umschwungs der Wetterlage 39 Gigawatt an Beiträgen von Wind und Solar und deutlich höhere Temperaturen für den genannten Tag. Das Strom-Frontjahr notierte vor dem Hintergrund etwas festerer CO2-Preise mit einem Aufschlag von 0,89 auf 77,37 Euro je Megawattstunde.
CO2: Etwas fester haben die CO2-Preise am Dienstag notiert. Bis 14.16 Uhr gewann der Benchmark-Kontrakt Dec 26 um 0,54 auf 69,72 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 27 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 70,00 Euro, das Tief bei 68,57 Euro. Der Markt dürfte mit den Gewinnen vom Berichtstag auf eine nach den Abgaben der vergangenen Tage deutlich überverkaufte Situation reagieren, auf die die Analysten von Redshaw Advisors hinweisen. Unterstützung sehen die Analysten bei 68,45 Euro. Ein Fall unter diese Marke würde den Weg bis auf 65 Euro öffnen.

Erdgas: Leichter haben sich die europäischen Gaspreise am Dienstag gezeigt, die damit ihre Abwärtsbewegung vom Vortag gedämpft fortsetzten. Am niederländischen TTF notierte der März gegen 14.16 Uhr mit einem Minus von 0,35 auf 30,50 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE sank der Day-ahead um 0,97 auf 33,43 Euro je Megawattstunde. Trotz der niedrigen Lagerbestände bewegt sich der Frontmonat wieder in der Region um 30 Euro.

Maßgeblich hierfür seien Wetterprognosen, die eine deutliche Milderung in Nordwesteuropa und Deutschland vorhersagen und das sich langsam nähernde Ende der Heizperiode, so die Analysten von ANZ. Die niedrigen Gas-Lagerbestände machten den Markt jedoch anfällig für eine jegliche Bedrohung des Gasangebots. Laut GIE sind die Gasspeicher in der EU nur noch zu knapp 34 Prozent gefüllt, was deutlich unter dem Durchschnitt der vergangenen fünf Jahre liegt. Der Gasflow aus Norwegen liegt den Angaben des Fernleitungsnetzbetreibers Gassco zufolge für den Berichtstag bei auskömmlichen 326,0 Millionen Kubikmetern.