Insbesondere in Mehrfamilienhäusern bleibe der Zugang zu privater Ladeinfrastruktur für einen Großteil der Bevölkerung eingeschränkt. Mehr als die Hälfte der Haushalte in Deutschland lebt in Mehrfamilienhäusern, während der überwiegende Teil der Ladevorgänge zu Hause oder am Wohnort stattfindet. „Ohne verbindliche nationale Vorgaben und wirksame Förderinstrumente droht eine dauerhafte soziale Schieflage bei der Nutzung von Elektrofahrzeugen“, schreibt der Verband weiter.

Wer Elektromobilität in die Breite bringen will, müsse dort ansetzen, wo Menschen tatsächlich wohnen. Die bisherige Ausrichtung lasse große Teile des Bestands unberücksichtigt. Damit werde Elektromobilität faktisch auf bestimmte Einkommens- und Eigentümergruppen begrenzt.

Auch die diskutierte nationale Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (Energy Performance of Buildings Directive, EPBD) bewertet der BNM als nicht ausreichend, um bestehende Defizite im Bestand zu beheben. Ohne weitergehende nationale Vorgaben und flankierende Förderinstrumente blieben Millionen Stellplätze technisch unvorbereitet.

Der Verband plädiert für einen klaren ordnungspolitischen Rahmen, der Ladeinfrastruktur im Gebäudebestand systematisch voranbringt. Zinsvergünstigte Kredite in Kombination mit Tilgungszuschüssen könnten Investitionen auslösen, ohne hohe dauerhafte Haushaltsbelastungen zu verursachen. Entscheidend sei eine Ausgestaltung, die Wohnungseigentümergemeinschaften und den Mietwohnungsbau ausdrücklich einbezieht.

Zudem verweist der BNM auf energiewirtschaftliche Effekte. „Ladeinfrastruktur in Mehrfamilienhäusern kann einen wichtigen Beitrag zur Netzstabilität und zur Integration erneuerbarer Energien leisten, wenn sie von Beginn an systemdienlich geplant wird.“ Elektromobilität, Gebäude und Stromsystem müssten gemeinsam gedacht werden.

„Und deswegen brauchen wir hier eben auch die Offenheit für neue Arten der Kernkraft, für die Small Modular Reaktoren. Das ist wichtig für die Automobilindustrie insgesamt, für die Industrie, aber nicht zuletzt eben auch für das, was in dieser Zeit ganz maßgeblich ist für künstliche Intelligenz und Digitalisierung“, betonte Huber. Bei der Energie und den Energiepreisen sei die Wettbewerbsfähigkeit noch nicht auf dem Maße, „wie wir uns das vorstellen“. Wer die deutsche Wirtschaft stärken wolle, muss auch technologieoffen sein für die entsprechenden neuen Möglichkeiten bei der Energie.

Bundesumweltminister: Mythos ist „saugefährlich“

Huber reagierte damit auf Aussagen von Schneider gegenüber den Zeitungen der Neuen Berliner Redaktionsgesellschaft (NBR). Dort hatte er vor den Risiken der Kernkraftwerke gewarnt und die vermeintlichen Vorteile als „großen Mythos“ bezeichnet. Die Technologie sei „saugefährlich“, zudem zweifle er an einer praktischen Umsetzbarkeit. Damit distanzierte sich Schneider auch von CDU-Wirtschaftsministerin Katherina Reiche, die sich zuletzt etwa bei der Münchner Sicherheitskonferenz offen für die Technologie gezeigt hatte.

Auch CSU-Chef Markus Söder und die CSU-Landesgruppe im Bundestag hatte sich bereits für einen Kurswechsel in der deutschen Energiepolitik und den Bau besagter Atomkraftwerke ausgesprochen. Söder verwies in dem Kontext etwa auf vorhandene Small Modular Reaktoren in Kanada.

Tatsächlich gibt es nach Angaben der kanadischen Regierung solche Reaktoren dort aber noch gar nicht. Bisher laufen lediglich vorbereitende Arbeiten in der Region Ontario - mit dem Ziel, bis etwa 2030 den ersten Reaktor an den Start zu bringen.

Eine Anfrage der Grünen ergab zudem, dass es im Kanada mit dem McMaster Nuclear Reactor 2 an der McMaster University nur einen 67 Jahre alten Forschungsreaktor gibt. Bei den Koalitionsverhandlungen mit SPD und CDU hatte sich die CSU nicht mit ihren Atom-Plänen durchsetzen können. 

Selbst die früheren Betreiber der Atommeiler erklären seit langem, dass Atomstrom die teuerste Form der Stromerzeugung mit bis zu 49 Cent pro Kilowattstunde ist. Der 2023 umgesetzte Atomausstieg in Deutschland basiert auf einem Beschluss des Bundestages, dem auch die CSU 2011 zugestimmt hatte. Die Frage zur Nutzung der Kernenergie ist in Deutschland dennoch weiterhin hochumstritten und wird kontrovers diskutiert.

Hampl befragt alljährlich im Auftrag des Kommunalversorgers Wien Energie und der österreichischen Niederlassung des Beratungskonzerns Deloitte eine repräsentative Stichprobe von rund 1.000 Personen hinsichtlich ihrer Einstellungen zu den „Erneuerbaren“ von der Wasser- bis zur Windkraft, zur Elektromobilität und zur Klimapolitik. Diesmal fand die Umfrage im November und Dezember 2025 statt. 

Ihr zufolge würden 79 Prozent der Befragten der Installation einer Photovoltaikanlage im Umfeld der eigenen Kommune zustimmen. Etwa 69 Prozent würden ein neues Kleinwasserkraftwerk akzeptieren, 59 Prozent den Bau eines Windrads. Die bis dato höchsten Zustimmungswerte wurden 2022 mit 89 Prozent für die PV und 79 Prozent für die Kleinwasserkraft erhoben, bei der Windkraft war der Höchstwert von 74 Prozent im Jahr 2017 erreicht.

Seitdem „Energiekrisenjahr“ 2022 geht die Zustimmung bei allen drei Technologien indessen kontinuierlich nach unten und hat nun mit einem Durchschnitt von 69 Prozent ihr bisheriges Rekordtief erreicht. Zum Vergleich: 2022 hatte der Durchschnitt 79 Prozent betragen, 2017 rund 77 Prozent. 

Enttäuschte Hoffnungen 

Als möglichen Grund nannte Wien-Energie-Geschäftsführer Karl Gruber „die Enttäuschung darüber, dass der bisherige Ausbau der Erneuerbaren bislang offenbar nicht ausreichte, um das Niveau der Strompreise merkbar zu senken“. Im Gespräch mit der Redaktion erläuterte Gruber, der Anteil der „Erneuerbaren“ an der Stromerzeugung in der EU sei wohl noch zu niedrig, um sich dauerhaft in nennenswerter Weise auf die Großhandelspreise auszuwirken.

Folglich sei es notwendig, den Ausbau weiter voranzutreiben. In Österreich müssten vor allem zusätzliche Windparks errichtet werden: „Wir sind ja ein Importland, und das vor allem im Winter.“ Gerade im Winterhalbjahr aber weise die Windkraft bekanntlich ihr Erzeugungsmaximum auf. 

Gruber sieht sein eigenes Unternehmen beim Windkraft-Ausbau auf einem guten Weg. Wie berichtet, hatte dieses im Herbst 2025 den Projektentwickler Imwind übernommen. In Kürze geht nun etwa 40 Kilometer nordöstlich von Wien der Windpark Loidesthal II mit rund 68 MW Leistung in Betrieb. „Wir bauen kontinuierlich aus“, versicherte Gruber. 

„Trendumkehr“ bei E-Autos 

Gesunken ist laut der Umfrage aber nicht nur die Zustimmung der Bevölkerung zu Ökostromanlagen im eigenen Umfeld. Auch die Freude der Befragten mit klimapolitischen Maßnahmen fiel ihr zufolge niedriger aus als vor einem Jahr. Den beschleunigten Ausbau der „Erneuerbaren“ befürworteten nur mehr 58 Prozent statt in der vorigen Umfrage 63 Prozent.

Zum Ziel der „Klimaneutralität“ Österreichs im Jahr 2040 bekannten sich 47 statt zuvor 50 Prozent, zur bilanziell vollständigen Deckung des Strombedarfs mittels erneuerbarer Energien ab 2030 nur mehr 53 statt vormals 56 Prozent. Hinsichtlich der Schaffung neuer gesetzlicher Rahmenbedingungen zur Eindämmung des Klimawandels stagnierte die Zustimmung bei 47 Prozent, in der Vorjahresumfrage wurde sie mit 48 Prozent beziffert. 

Eine „Trendumkehr“ ortete Gerhard Marterbauer von Deloitte dagegen bei der E-Mobilität: Erstmals seit 2018 sei das Interesse am Kauf von Elektroautos im Jahresvergleich wieder gestiegen, und das um sechs Prozentpunkte auf 42 Prozent. Förderungen seien übrigens kein wesentlicher Grund für die Beschaffung eines E-Autos, konstatierte der Unternehmensberater: „Es braucht vor allem günstigere Fahrzeuge.“ Diese würden in absehbarer Zeit auf den Markt kommen. 

Nicht überbewerten 

Umfrage-Autorin Hampl ihrerseits wollte die gesunkene Zustimmung zum Ausbau der „Erneuerbaren“ nicht überbewertet wissen: „Die Werte sind ja nach wie vor hoch, trotz der allgemeinen Teuerung und des Kostendrucks.“ Und möglicherweise sei bei ihrem Rückgang nun eine Talsohle erreicht. 

Die Umfrage ist auf der Website von Deloitte Österreich verfügbar.

Zentraler Kritikpunkt: Die BEG-Förderung ist ineffizient, da sie viel Fördergeld an bereits wirtschaftliche Vorhaben vergibt. Die gegenwärtige Investitionsförderung führe zugleich zu Über- und Unterförderung. Je nach Preisannahmen fließen 30 bis 60 Prozent der Fördermittel in Maßnahmen, die bereits ohne Zuschuss wirtschaftlich wären. Gleichzeitig verbleiben für bestimmte Haushalte Belastungsspitzen von über fünf Prozent des Nettoeinkommens.

Auf der anderen Seite adressiert die BEG nach Einschätzung der Autoren Härtefälle nicht zielgenau. Trotz Einkommensbonus verbleiben in den unteren Einkommensdezilen Mehrbelastungen von bis zu 1.200 Euro pro Jahr. Zudem korrelieren die erforderlichen Investitionssummen nur schwach mit dem Einkommen. In Ein- und Zweifamilienhäusern liegen die Investitionen selbst mit Förderung häufig zwischen 40.000 und 60.000 Euro.

Sanierungskostendeckel als Gegenmodell

Als Alternative schlagen die Autoren einen „Sanierungskostendeckel“ vor. Kern des Modells ist die Förderung der individuellen Wirtschaftlichkeitslücke. Maßgeblich sind die Differenzkosten zwischen einem fossilen Referenzsystem und einer klimaneutralen Lösung über die gesamte Finanzierungsdauer hinweg. Förderfähig wären neben Investitionskosten auch Finanzierungskosten sowie laufende Betriebs- und Wartungskosten auf Basis standardisierter Benchmarks.

Die Förderung deckt dabei nicht die gesamte Lücke. Es wird ein Kostendeckungsgrad von 70 Prozent in dieser Studie unterstellt. Dadurch verbleibt ein Eigenanteil, der Anreize für kostenbewusstes Handeln setzt. Ergänzend sehen die Autoren eine Einkommensstaffel vor. Für niedrige Einkommen könnte der Deckungsgrad auf bis zu 95 Prozent steigen, während er in oberen Dezilen deutlich absinkt.

Um Fehlanreize zu vermeiden, soll die förderfähige Sanierungstiefe auf ein volkswirtschaftlich sinnvolles Niveau begrenzt werden. Als Referenz nennen die Autoren einen Effizienzhaus-70-Standard in Kombination mit erneuerbarer Wärme. 

Kreditgarantien zur Sicherung der Finanzierung

Ein weiterer Baustein betrifft die Finanzierung. Die Autoren verweisen auf Haushalte mit geringen liquiden Mitteln und eingeschränktem Kreditzugang. Eine reine Zuschussförderung löse dieses Problem nicht. Vorgeschlagen wird daher eine staatliche Kreditgarantie über die KfW, die einen Teil des Ausfallrisikos übernimmt.

Die Garantie könnte auf besonders sanierungsbedürftige Gebäude oder bestimmte sozioökonomische Gruppen beschränkt werden. Damit soll verhindert werden, dass wirtschaftliche Maßnahmen an fehlender Kreditverfügbarkeit scheitern.

Nach Berechnungen der Autoren würde der Sanierungskostendeckel die Förderkosten verglichen zur bestehenden BEG um rund 40 Prozent senken. Selbst bei einer auf 1,5 Prozent steigenden Sanierungsrate entstünde kein zusätzlicher Mittelbedarf gegenüber dem Status quo. 

Die Studie „Der Sanierungskostendeckel“ ist auf der Homepage des Thinktanks Dezernat Zukunft als PDF abrufbar.

Die Spitzenposition Deutschlands sei der hohen Nachfrage nach Flexibilitäten geschuldet. Diese begünstige nicht nur kurzfristig, sondern auch langfristig ein „robustes Marktwachstum“, wie es in einer Mitteilung des Unternehmens heißt.

Dagegen profitiere der Speichermarkt in Großbritannien vor allem von Erlösen aus dem Markt für Systemdienstleistungen und von Arbitragemöglichkeiten. Italiens kurzfristiger Aufstieg werde maßgeblich durch das staatliche MACSE-Programm (Meccanismo di Approvvigionamento di Capacita di Stoccaggio Elettrico) beeinflusst, welches insbesondere die Entwicklung von Langzeitspeichern zur Netzstabilisierung fördert.

Der Report verzeichnet zwischen 2024 und 2025 einen Anstieg der in Europa installierten Batteriekapazität um mehr als 7 GW auf knapp über 17 GW. Nach Prognosen von Aurora wird die europäische Batteriekapazität bis 2030 auf über 80 GW anwachsen. Die Analysten gehen davon aus, dass Batterien mit längerer Speicherdauer an Bedeutung gewinnen werden, da die Investitionskosten sinken und der Flexibilitätsbedarf in den Strommärkten steigen wird. Bereits liege die Investitionserwartung im Segment der 4-Stunden-Speicher bei 24 Milliarden Euro bis 2030, was mehr als der Hälfte der prognostizierten Gesamtinvestitionen entspricht.

Netzthemen kommen in den Fokus

„Die Batteriemärkte in Europa entwickeln sich rasant“, sagt Eva Zimmermann, Pan-European Senior Research Associate bei Aurora Energy Research. Es seien jedoch unterschiedliche Stadien der Marktentwicklung festzustellen. „Während Großbritannien, Deutschland und Italien reifer werden und infolgedessen mit Herausforderungen wie Netzanschlussbeschränkungen konfrontiert sind, gehen in weniger entwickelten Märkten erste Projekte erst 2026 oder später ans Netz“, so Zimmermann.

Anne Geschke, Pan-European Senior Research Analyst bei Aurora Energy Research, geht davon aus, dass sich die Chancen für Marktteilnehmer entsprechend verändern. „Marktakteure mit höherer Risikoaversion könnten in bestehenden Projekten in reiferen Märkten investieren, während andere versuchen dürften, sich in Märkten zu positionieren, in denen Batteriespeicher erst jetzt an Dynamik gewinnen.“

Der Bericht betont allerdings auch, dass weniger entwickelte Märkte inzwischen an Fahrt aufnehmen. Südosteuropäische Märkte wie Rumänien und Bulgarien zählen laut Aurora mittlerweile zu den zehn attraktivsten Batteriemärkten Europas. Auch eine verstärkte politische Unterstützung trage zu diesem Anstieg der Attraktivität bei.

Angesichts der sich rasch verändernden Rahmenbedingungen steht der Batterieausbau jedoch vor neuen Herausforderungen und Chancen. Der steigende systemische Bedarf an Flexibilität sowie Fragen zur Steuerung von Netzanschluss-Pipelines rücken das Thema Netze zunehmend in den Vordergrund. Schließlich werden in vielen Ländern flexible Netzanschlussvereinbarungen (Flexible Connection Agreements, FCAs) und deren potenzielle Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit von Battriespeichern diskutiert.

„Da die Realisierung großskaliger Projekte in Märkten mit wenigen gesicherten Cashflows zunehmend schwieriger wird, orientieren sich Batterieinvestoren verstärkt an innovativeren Offtake-Strukturen wie Tolling Agreements, um die Finanzierung zu sichern“, sagt Jörn Richstein, Research Lead, Pan European Power Markets, Policies & Technologies bei Aurora Energy Research.

Der Batterie-Report kann kostenpflichtig bei Aurora Energy bestellt werden.

Die Fäden laufen bei der Klimaschutz- und Energieagentur Baden-Württemberg (KEA) zusammen. Einschlägiges Fachwissen hat die KEA in ihren Kompetenzzentren „Wärmewende“ und „Wasser und Boden“ gebündelt.

Ziel des Netzwerks ist es nach Angaben der KEA, für Kommunen, Versorger und Planer Zahlen, Daten und Fakten sowie eine Liste mit Best-Practice-Beispielen zusammenzustellen. Zudem will man Informationen zum regulatorischen Rahmen für die Errichtung und den Betrieb von Großwärmepumpen bereitstellen. Auch eine Technologieübersicht und Hinweise zu gängigen Kombinationsmöglichkeiten mit anderen Wärmeerzeugern wie der Kraft-Wärme-Kopplung seien geplant.

Auslegungstabellen und Rechenhilfen sollen bei der Dimensionierung von Anlagen helfen. Darüber hinaus soll es eine Übersicht über Planungsbüros, Hersteller, Errichter bis hin zu Contractoren und Projektentwicklern geben.

Baden-Württemberg strebt laut KEA bis 2030 einen Anteil von Großwärmepumpen in Wärmenetzen von mindestens 15 Prozent, bis 2040 sollen sie wenigstens 25 Prozent ausmachen. In der kommunalen Wärmeplanung im Südwesten seien Großwärmepumpen derzeit nahezu flächendeckend vorgesehen, heißt es. Planung, Genehmigung, Finanzierung und Integration in die Netze stellten Kommunen, Versorger und Planer jedoch noch vor Herausforderungen, betont die Klimaschutz- und Energieagentur.

Das nächste Netzwerktreffen findet am 5. März 2026 in Karlsruhe statt.

Besonders deutlich gingen im Vormonatsvergleich die Einfuhrpreise für Erdgas mit -5,0 Prozent zurück, die Erzeugerpreise sanken lediglich um 0,8 Prozent. Auch Braunkohle verbilligte sich spürbar um 4,5 Prozent, der Preis für Steinkohle gab um 1,3 Prozent nach. Die Einfuhrpreise für Erdöl sanken um 3,0 Prozent gegenüber November, die Erzeugerpreise gingen um 1,6 Prozent zurück. 

Der Teilindex für Sekundärenergie ging im Dezember 2025 um 2,9 Prozent gegenüber November auf 119,7 Punkte zurück. Das Niveau von Dezember 2024 wurde damit um 5,4 Prozent unterschritten. Besonders deutlich verbilligte sich leichtes Heizöl mit -11,1 Prozent gegenüber dem November. Der Preis für Diesel sank um 3,8 Prozent. Der Preis für Fernwärme blieb im Vormonatsvergleich unverändert, Flüssiggas verteuerte sich leicht um 0,2 Prozent.

Der Strompreisindex, der im Index für Sekundärenergie enthalten ist, lag im Dezember 2025 bei 112,9 Punkten. Das waren 1,3 Prozent weniger als im November und 6,3 Prozent weniger als vor einem Jahr. Die Einfuhrpreise für Strom verbilligten sich im Dezember gegenüber November deutlich um 8,3 Prozent. Die Erzeugerpreise sanken je nach Kundengruppe zwischen 0,2 und 1,4 Prozent.
 
Um die Unternehmen zu entlasten und die Wettbewerbsfähigkeit des Standorts zu sichern, fordert die VBW eine Senkung der Energiekosten.„Dies ist umso wichtiger mit Blick auf die unberechenbare geopolitische Weltlage und zunehmende außenwirtschaftliche Spannungen“, sagt VBW-Hauptgeschäftsführer Bertram Brossardt.
 

ANF ist eine 100-prozentige Tochtergesellschaft der franzöischen Atomgesellschaft Framatome. ANF fertigt Brennelemente, Zwischenprodukte und Brennelementkomponenten für Kernkraftwerke im Auftrag der Framatome für den europäischen und weltweiten Markt und dient so der Versorgung von Kernkraftwerken mit Kernbrennstoff. 

Konkret geht es um die Fertigung von Brennelementen am Standort Lingen im Emsland für osteuropäische Kernkraftwerke russischer Bauart. Politico zufolge sind auf Bundesebene mehrere Ressorts eingebunden, die Federführung liege beim Bundesumweltministerium. Auch Gespräche zwischen Bundeskanzler Friedrich Merz und Frankreichs Präsident Emmanuel Macron zu dem Vorhaben werden genannt.

Die Fertigung von Brennelementen russischer Bauart in Lingen sei dem vernehmen nach genehmigt worden, um osteuropäischen Betreibern von russischen Reaktoren eine Alternative zu direkten Lieferungen aus Russland zu ermöglichen und damit die Abhängigkeit von Rosatom zu verringern.

Hintergrund ist, dass mehrere Kernkraftwerke in EU-Staaten weiterhin auf Brennelemente sowjetischer beziehungsweise russischer Bauart angewiesen sind. Eine Produktion in Lingen wird als Möglichkeit gesehen, diese Versorgung innerhalb der EU sicherzustellen und Lieferketten zu diversifizieren.

Das Thema ist auch Gegenstand einer Kleinen Anfrage im Bundestag. In der Drucksache 21/4118 wird unter anderem nach dem Stand des Genehmigungsverfahrens, nach der Rolle der Sicherheitsbehörden und nach möglichen politischen Kontakten im Zusammenhang mit dem Projekt gefragt 

Kritik kommt von Anti-Atom-Initiativen. In einer gemeinsamen Mitteilung vom 22. Februar 2026 sprechen „ausgestrahlt“, das Bündnis „AgiEL“ und die Organisation „Ecodefense“ von einem sicherheits- und außenpolitisch problematischen Schritt. Sie verweisen auf den russischen Angriffskrieg gegen die Ukraine und warnen vor einem wachsenden Einfluss Rosatoms auf kritische Energieinfrastruktur in Europa.

Die Initiativen fordern Niedersachsens Umweltminister Christian Meyer (Grüne) auf, die Genehmigung zu verweigern. Das niedersächsische Umweltministerium sei rechtlich nicht an eine Empfehlung des Bundes gebunden und könne die atomrechtliche Entscheidung eigenständig treffen.

Nach Angaben des KIT dienen die Mittel dem gezielten Ausbau moderner Forschungsinfrastrukturen in strategischen Zukunftsfeldern. „Moderne Forschungsinfrastrukturen sind die Voraussetzung dafür, dass aus wissenschaftlicher Erkenntnis konkrete Lösungen werden“, sagt Professorin Anke-Susanne Müller, Vice Provost Forschungsinfrastrukturen des KIT. 

Konkret werden vier Vorhaben gefördert:

Am Innovationscampus Nachhaltigkeit soll im Projekt „4SURE“ (Smart Sensor System for Sustainable Urban Regions) ein städtisches Messnetz für die Klimaresilienz- und Transformationsforschung entstehen. In Karlsruhe, Freiburg und weiteren Kommunen sollen Sensoren in Echtzeit Extremereignisse wie Hitze, Trockenheit oder Starkregen sowie deren Auswirkungen auf Menschen, Vegetation und Infrastruktur erfassen. 

Am Center for Electrochemical Energy Storage Ulm & Karlsruhe (CELEST) wird im Projekt „CERL“ (CELEST Circular Economy Recycling Lab) eine Forschungsinfrastruktur für geschlossene Materialkreisläufe in der Batterietechnologie aufgebaut. Entwickelt werden sollen Recyclingverfahren für Lithium- und Post-Lithium-Systeme, um Materialien am Ende des Lebenszyklus zurückzugewinnen und erneut einzusetzen. Zudem sind Forschungsarbeiten zu „Design for Circularity“-Ansätzen vorgesehen, bei denen Batterien von Beginn an auf Wiederverwertbarkeit ausgelegt werden. 

Am Innovationscampus Mobilität der Zukunft bauen das KIT und die Universität Stuttgart mit „ModuLaF“ (Modulare KI-gestützte Lasertechnologieplattform für die autonome, flexible und resiliente Fertigung) eine skalierbare Lasertechnologieplattform auf. Die Anlagen an beiden Standorten werden hard- und softwareseitig zu einem Gesamtsystem vernetzt. Sensorik und KI-Algorithmen sollen additive, fügende und trennende Verfahren in Echtzeit steuern. 

Als Partner beteiligt ist das KIT − im Rahmen des Innovationscampus QuantumBW − im Projekt „QuantumBW.Net“. Gemeinsam mit der Universität Stuttgart und der Universität Ulm sollen hier quantensichere Kommunikationsverfahren und quantenspezifische Funktionalitäten in realen Netzwerken erprobt werden. Geplant ist ein standortübergreifendes Quantennetzwerk zwischen Karlsruhe, Stuttgart und Ulm.

Bei dem 275 Meter hohen Turm handelt es sich um eines der höchsten Bauwerke Nordrhein-Westfalens. In die Luft gejagt wurden zudem die Rauchgasentschwefelungsanlage und die Entstickungsanlage. Der Kühlturm wurde im Dezember 2025 gesprengt (wir berichteten).

Ab Mitte 2026 soll auf dem Gelände die Konverterstation für das Offshore-Netzanbindungsprojekt Balwin2 entstehen. Betreiber ist der Übertragungsnetzbetreiber Amprion mit Sitz in Dortmund. Über die Anlage wird künftig Windstrom aus der Nordsee in das deutsche Übertragungsnetz eingespeist.

Die Sprengung wurde von der Hagedorn Unternehmensgruppe vorgenommen, einem Spezialisten für Rückbau und Recycling mit Sitz in Gütersloh. Der Maßnahme gingen monatelange Vorbereitungen voraus. „Dazu zählten umfangreiche Vorschwächungen, Bohr- und Trennarbeiten sowie die Entfernung sämtlicher Einbauten und rund 2.000 Kubikmetern Füllsand aus dem Inneren des Kamins“, heißt es in einer Mitteilung.

Etwa 185 Anwohner verließen am Tag der Sprengung vorsorglich ihre Wohnungen. Zusätzlich wurden rund 300 Personen aus der Zentralen Unterbringungseinheit Ibbenbüren evakuiert.
 
Nach der Sprengung werden die anfallenden Materialien zerkleinert, getrennt und möglichst wiederverwertet, heißt es weiter. Stahlschrott soll vollständig recycelt werden. Mineralischer Bauschutt wird vor Ort aufbereitet und erneut eingesetzt. Wie bei vergleichbaren Projekten strebt die Hagedorn Unternehmensgruppe eine Recyclingquote von bis zu 97 Prozent an. Ziel ist es, natürliche Ressourcen zu schonen und zusätzliche Transporte zu reduzieren.

Das Areal wird seit 2023 von Hagedorn entwickelt. Bis Sommer 2026 soll die Fläche vollständig baureif hergestellt und anschließend an Amprion übergeben werden. Für Hagedorn ist Ibbenbüren das fünfte Kraftwerksrückbauprojekt.

Die Gestehungskosten für grauen Wasserstoff bewegten sich im Wochenverlauf zwischen 2,68 und 3,05 Euro/Kilogramm. Das Preisniveau lag damit weiterhin konstant unterhalb des strommarktbasierten Wasserstoffs sowie der Insellösung aus Erneuerbaren-Energie-Anlage und Elektrolyseur.
 

Nun hat der Speicherhersteller ESS Tech aus der Nähe von Portland im US-Bundestaat Oregon bekannt gegeben, das geistige Eigentum und Vermögenswerte von Voltstorage zu übernehmen. Bereits vor drei Jahren hatte ESS angekündigt, mit der Entwicklung von Eisen-Salz-Batterien die Vormachtstellung der Lithium-Ionen-Technologie im Speichersektor brechen zu wollen. Eine damals in Betrieb gegangene vollautomatisierte Fertigungslinie soll die Expansionsstrategie und die Skalierungsbestrebungen unterstützen.

Nun werden auch noch das Patentportfolio und die bisherige Entwicklungsarbeit von Voltstorage in die bestehende IP-Basis (Intellectual Property) integriert. Außerdem werde man hochqualifiziertes Personal mit Expertise in Elektrochemie und Materialwissenschaften übernehmen, heißt es in einer Mitteilung von ESS. Den Verantwortlichen dort zufolge werde man so das Wachstum beschleunigen können mit dem Ziel, sich langfristig als führendes Unternehmen im Markt für Langzeitspeicher zu positionieren.

ESS hatte im vergangenen Herbst unter anderem die Inbetriebnahme eines 50-MWh-Speicherprojekts in Arizona sowie im Januar 2026 einen Millionen-Auftrag für eine US-Air-Force-Basis in Alaska bekannt gegeben.

Voltstorage hatte mit der Hochschule Landshut bei der Entwicklung der Eisen-Redox-Flow-Technologie zusammengearbeitet. Diese Art von Speichertechnologie gilt allgemein als umweltfreundlicher und preisgünstiger als die weiterverbreitete Lithium-Ionen-Technologie, da die Elektrolyte vergleichsweise geringe Materialkosten verursachen, eine hohe Lade-Entlade-Zyklenzahl sowie eine sehr flexible Skalierbarkeit ermöglichen und außerdem nicht brennbar sind.

Die Lösung von Vaillant trägt die Bezeichnung „Energy Unit 2.0“. Es handelt sich, wie der Hersteller erklärt, um ein zweiteiliges Konzept aus Hydraulikmodul „mit vollständig integrierter Hydraulik-, Speicher- und Regelungstechnik sowie einem variablen Wärmepumpenmodul“. Zwei bis sechs Wärmepumpen können kombiniert werden, sodass sich bis etwa 80 kW Leistung ergeben. Als Kältemittel dient R290. Die skalierbare Leistungsstruktur soll „eine wirtschaftliche und übertragbare Dimensionierung für unterschiedliche Bestandsgebäude“ ermöglichen.

Die in Dortmund installierte „XL“-Variante nutzt zwei Pufferspeicher mit je 800 Litern Volumen und hat ein elektrisches Zusatzheizgerät. Die erwartete Jahresarbeitszahl liegt laut Unternehmen „bei mindestens 3,5“.

Geringerer Schallleistungspegel als beim Vorgängermodell

„Energy Unit 2.0“ sei im Vergleich zum Vorgängermodell kompakter gebaut und akustisch weiter optimiert, heißt es. Der maximale Schallleistungspegel liege in der Dortmunder Standardausführung bei 64,2 dB(A) im Tagbetrieb. Zusätzlich könne die Lösung mit schalldämpfenden Wetterschutzgittern ausgestattet werden. Dadurch seien deutlich reduzierte Abstände zur Wohnbebauung möglich, heißt es weiter. Eine Holzfassade und Stahlelemente sowie eine optionale Dachbegrünung ermöglichten zudem eine „dezente Integration in die Quartiere“.

Installiert worden ist die Anlage im Zuge eines Renovierungsprojekts der Dortmunder Gesellschaft für Wohnen, „DOGEWO21“. Sie ersetzt eine gasbasierte Zentralheizung. Die CO2-Einsparung beziffert Vaillant auf 20,5 Tonnen pro Jahr. Die Energieeffizienzklasse der beiden Gebäude hat sich von F auf B verbessert.

„Mit der Energy Unit 2.0 verbinden wir industrielle Vorfertigung mit der Systemtechnik von Vaillant für eine durchgängige Lösung aus einer Hand“, wird Markus Schramm, Geschäftsführer von Alois Müller, in einer Mitteilung zitiert. „So entstehen skalierbare Systeme mit klaren Prozessen und hoher Ausführungsqualität“.

Im Zentrum stehen geothermische Anlagen, bei denen Thermalwasser aus großer Tiefe gefördert wird. Dieses Tiefenwasser soll doppelt genutzt werden: Zum einen dient es als Quelle für erneuerbare Wärme und Strom, zum anderen enthält es gelöstes Lithium, das extrahiert und weiterverarbeitet werden soll. Die Kombination aus Energiegewinnung und Rohstoffproduktion bildet den Kern des Geschäftsmodells.

Konkret ist geplant, aus der Sole Lithiumhydroxidmonohydrat herzustellen. Dieser Stoff wird für Kathodenmaterial in Batterien von Elektrofahrzeugen benötigt. Vulcan Energy hatte im Dezember den Start des sogenannten Lionheart-Projekts bekanntgegeben (wir berichteten). Vorgesehen ist eine Jahresproduktion von bis zu 24.000 Tonnen Lithiumhydroxidmonohydrat. Nach Unternehmensangaben entspricht dies dem Bedarf für rund 500.000 Elektrofahrzeuge pro Jahr.

Die geothermische Komponente ist dabei nicht nur Nebenprodukt, sondern integraler Bestandteil. Die bei der Lithiumgewinnung geförderte Wärme soll in Wärmenetze eingespeist werden. Zusätzlich ist die Erzeugung von Strom aus Geothermie vorgesehen. Damit verbindet das Vorhaben die Versorgung mit erneuerbarer Energie und die Bereitstellung eines strategisch wichtigen Rohstoffs an einem Standort.

2,2 Milliarden Euro zur Finanzierung

Finanziell wird das Projekt von mehreren Seiten getragen. Der Rohstofffonds der Bundesregierung investiert nach Angaben des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie bis zu 150 Millionen Euro. Hinzu kommen unter anderem 250 Millionen Euro von der Europäischen Investitionsbank. Insgesamt beläuft sich das gesicherte Finanzierungspaket auf 2,2 Milliarden Euro. Die Beteiligung der KfW als staatlicher Förderbank unterstreicht die rohstoff- und energiepolitische Bedeutung.

Hochtief übernimmt nach eigenen Angaben Planung, Bau und Inbetriebnahme der geothermischen Anlagen sowie der Lithiumextraktions- und -verarbeitungsanlagen. Vulcan bringt technologische Expertise in der Lithiumgewinnung aus Thermalwasser ein. Mit der Freigabe durch die EU-Kommission kann das Gemeinschaftsunternehmen den Ausbau der geothermischen Infrastruktur und der Lithiumproduktion vorantreiben.

 
Im Jahr 2024 wurden in Österreich rund 584 Petajoule Energie erzeugt. Im Verlauf der letzten 50 Jahre ist die Erzeugung von Energie damit angestiegen, insbesondere im Zeitraum ab den 2000er-Jahren.

Störungen in der Straße von Hormus − der globalen Schifffahrtsstraße, durch die 20 Prozent der weltweiten Ölströme fließen − stellen laut Analysten ein Versorgungsrisiko dar, was den optimistischen globalen Ausblick für dieses Jahr fundamental infrage stellen könnte. Allerdings sind für Donnerstag neue Gespräche zwischen den beiden verfeindeten Parteien anberaumt. Positive Signale aus den Verhandlungen könnten zu einem raschen Rückgang der Risikoaufschläge von Öl und Gas führen.

Strom: Überwiegend mit Abgaben hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Montag präsentiert, der sich damit der schwächeren Tendenz am CO2-Markt anschloss. Der Dienstag wurde im Base mit 115,00 Euro/MWh und im Peak mit 130,75 Euro/MWh bewertet. Aus der Börsenauktion ging die Grundlast mit 114,79 Euro/MWhund die Spitzenlast mit 130,53 Euro/MWhhervor. 

Der Preisaufschlag von Montag auf Dienstag ist auf die deutlich geringere Einspeiseleistung der Erneuerbaren zurückzuführen, die für den Dienstag erwartet wird. Während die Meteorologen von Eurowind für den Berichtstag 42,4 Gigawatt prognostizieren, erwarten sie für den Folgetag nur 13,4 Gigawatt. Auch am Mittwoch soll die Einspeiseleistung von Wind und Solar mit 17,3 Gigawatt weiter moderat bleiben. Für Donnerstag und Freitag werden dagegen deutlich höhere Werte vorhergesagt.

Gegen den übergeordneten Trend legte der Stromfrontmonat am Montag etwas zu, was Marktteilnehmer mit Prognosen eines schwachen Windaufkommens in der ersten Märzdekade in Verbindung brachten. Am langen Ende verlor das Strom-Frontjahr 0,90 Euro/MWh auf 80,81 Euro/MWh.

CO2: Schwächer haben sich die CO2-Preise zum Start in die neue Woche gezeigt. Der Dec 26 sank bis gegen 13.08 Uhr um 2,21 auf 71,57 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 10,5 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 73,70 Euro, das Tief bei 71,27 Euro.

Im Handelsverlauf hat CO2 die von den Analysten von Redshaw Advisors ausgemachten Unterstützungen bei 73 Euro, 72,38 Euro und 71,68 Euro bereits wieder durchbrochen. Das Analysehaus Vertis geht von Preisen zwischen 71 und 73 Euro auf kurze Frist aus. Eine markttechnische Verbesserung ergäbe sich bei Notierungen jenseits 75 Euro, so die Analysten.

Erdgas: Behauptet hat sich der Frontmonat am niederländischen TTF. Er stagnierte bis 13.05 Uhr mit einer Schwankung von 0,01 Euro bei 31,96 Euro/MWh. Händler verweisen auf gegenstrebige Impulse am Gasmarkt.

Bullish wirken sich die Spannungen im Mittleren Osten sowie die sehr niedrigen Speicherstände in Europa aus. Als bearish für den Gasmarkt erweisen sich dagegen die wieder ansteigenden LNG-Importe an nordeuropäischen Terminals und die Prognosen für überdurchschnittliche Temperaturen in Europa. Laut dem Fernleitungsnetzbetreiber Gassco beträgt der Gasflow aus Norwegen am Berichtstag 328,4 Millionen Kubikmeter.