Die Mobilitätswende gehört zu den zentralen Aufgaben der kommunalen Verkehrspolitik. Eine Untersuchung von PwC zeigt jedoch, dass viele Städte und Landkreise noch keine strategische Grundlage für diesen Transformationsprozess geschaffen haben. Ein Viertel der deutschen Kommunen verfügt weder über eine Mobilitätsstrategie noch über einen laufenden Planungsprozess.

PwC untersuchte für die Analyse die Mobilitätsstrategien von 400 kreisfreien Städten und Landkreisen in Deutschland. Demnach hat rund die Hälfte der Kommunen eine Strategie entweder bereits umgesetzt oder zumindest erarbeitet. 26 Prozent befinden sich noch in der Konzeptphase, während 29 Prozent ihre Strategie bereits umgesetzt haben.

Qualität der Strategien stark unterschiedlich

Neben der Verbreitung der Strategien untersuchte PwC auch deren Qualität. Nur 29 Prozent der untersuchten Konzepte gelten als umfassende Gesamtstrategien. Diese berücksichtigen mehrere Elemente der kommunalen Verkehrsplanung, etwa Analyse der Ausgangslage, Zieldefinition, langfristige Leitbilder sowie konkrete Maßnahmen und Umsetzungspläne.

Weitere 18 Prozent der Konzepte bewertet die Analyse als Teilstrategien. Sie enthalten einzelne Bausteine der Mobilitätsplanung, decken aber nicht alle zentralen Aspekte ab. PwC sieht darin ein strukturelles Problem der kommunalen Planung. Einzelmaßnahmen ohne strategischen Rahmen reichen nach Einschätzung der Autoren nicht aus, um den Wandel der Verkehrssysteme zu steuern.
 Ein weiteres Ergebnis betrifft die Verknüpfung von Mobilitätsplanung mit anderen Bereichen der Stadtentwicklung. Nur 16 Prozent der untersuchten Strategien beziehen Aspekte wie Wohnen, Tourismus oder Grünflächen systematisch ein. Auch Fragen der Finanzierung bleiben häufig offen. Laut dem Beratungshaus behandeln viele Strategien Kosten, Finanzierungsmöglichkeiten und Investitionsbedarf nur am Rande.

Sechs Faktoren für die Transformation

PwC nennt sechs Faktoren, die den Erfolg der Mobilitätswende auf kommunaler Ebene beeinflussen. Dazu gehört die Gestaltung von Straßenräumen und Verkehrsstrukturen mit dem Ziel, den motorisierten Individualverkehr zu reduzieren. Maßnahmen betreffen etwa Radverkehr, verkehrsberuhigte Bereiche oder Knotenpunkte für verschiedene Verkehrsträger.

Der Ausbau des öffentlichen Nahverkehrs gilt als zentraler Baustein. Ergänzend nennt die Analyse digitale On-Demand-Angebote, Sharing-Modelle und vernetzte Mobilitätsplattformen. Hinzu kommt der Umstieg auf emissionsfreie Antriebe, etwa bei Busflotten. Ende 2024 waren nach Angaben der Studie bereits 3.375 Busse deutscher Verkehrsunternehmen emissionsfrei unterwegs.

Weitere Faktoren betreffen Förderprogramme, betriebliches Mobilitätsmanagement sowie digitale Anwendungen zur Vernetzung verschiedener Verkehrsträger. Nach Einschätzung von PwC hängt der Fortschritt der Mobilitätswende wesentlich davon ab, ob Kommunen diese Elemente in eine konsistente Gesamtstrategie integrieren.

Weitere Informationen zu dieser Analyse „Mobilitätswende“ finden Interessierte auf der Internetseite von PwC.

Damit reagierte die Wirtschaftsministerin wenige Tage vor der Landtagswahl in Baden-Württemberg auf den Druck der AFD-Opposition, der Bildzeitung und mittlerweile auch von Koalitionspolitikern. AFD-Co-Chefin Alice Weidel hatte eine Spritpreisbremse gefordert und Reiche der Untätigkeit geziehen. Die Bild machte die angebliche Abzocke durch die „Mineralölkonzerne“ am 5. März zur Titelgeschichte. Das Boulevardblatt berief sich dabei auf die Pächter-Lobby „Tankstellen-Interessenverband e. V.“ Dessen Sprecher Herbert Rabl meinte, es habe keinen Anlass gegeben, die Spritpreise seit dem 28. Februar, als der neuerliche Irankrieg und die faktische Sperrung des Rohöl-Nadelöhrs Straße von Hormus begann, sofort zu erhöhen. Die erhöhten Preise der Vorprodukte (Rohöl und dann bei Diesel Gasöl) schlügen frühestens nach einer Woche an den Tankstellen durch. Um den Abzocke-Vorwurf zu illustrieren, wurde das Preisschild einer von Esso belieferten Autobahn-Tankstelle mit 2.509 Euro für Super E5 abgebildet.

Schwarz-rote Arbeitsgruppe

Dieses Argument wies der Hauptgeschäftsführer des Bundesverbandes Freier Tankstellen und Unabhängiger Deutscher Mineralölhändler (BFT), Daniel Kaddik zurück: „Tankstellen orientieren sich bei der Preisbildung an den Kosten der nächsten Lieferung – der sogenannten Wiederbeschaffung oder Nachdeckung. Wenn sich Rohölpreise oder geopolitische Risiken auf den Weltmärkten verändern, steigen oder fallen auch die Einkaufspreise entsprechend.“ Der Eindruck, Tankstellen würden zunächst günstiger eingekaufte Bestände verkaufen und müssten ihre Preise deshalb nicht sofort anpassen, greife zu kurz. „Kraftstoffe werden an Tankstellen sehr schnell umgesetzt – im Durchschnitt wird die Ware etwa alle drei Tage vollständig gedreht. Deshalb reagieren Preise relativ zügig auf Veränderungen am Großhandelsmarkt.“

Zudem wirken strukturelle Veränderungen im europäischen Markt weiter nach, so etwa die Sanktionierung russischer Ölprodukte, wie etwa Diesel. Beim Dieselpreis spiele derzeit zudem ein saisonaler Faktor eine Rolle. Kaddik: „Wir befinden uns weiterhin in der Heizsaison. Heizöl und Diesel sind technisch eng verwandte Produkte und konkurrieren in der Raffinerieproduktion. Eine hohe Nachfrage nach Heizöl kann daher auch Auswirkungen auf die Dieselpreise haben.“

Die schwarz-roten Koalitionsfraktionen haben sich laut Deutschlandfunk auf eine gemeinsame Arbeitsgruppe geeinigt, die das gegenwärtige Preisniveau an den Zapfsäulen prüfen soll. Unions-Fraktionsvize Sepp Müller (CDU) sagte im Deutschlandfunk, es müsse den Mineralölunternehmen klargemacht werden, dass sie den Verbrauchern nicht in die Taschen greifen dürften, weil ihnen sonst Kartellstrafen drohten, die höher seien als ihre kurzfristigen Gewinne.
 
Was die Kartellis können - und was nicht

Am selben Tag dämpfte der von Reiche in die Pflicht genommene Präsident des Kartellamtes, Andreas Mundt, vorsorglich die Erwartungen in kartellrechtliche Prüfungen: „Selbst ein ungewöhnlich hoher Abstand zwischen der Entwicklung des Rohölpreises und den Preisen an der Tankstelle, den wir zumindest bei E5 / E10 bislang auch gar nicht sehen, würde keinen unmittelbaren Verdacht auf ein illegales Verhalten der Konzerne darstellen.“ Es gebe „kein Instrumentarium, um geopolitisch getriebene Preissteigerungen quasi auf Knopfdruck zu verhindern“.

Die nationale Wettbewerbsbehörde analysiere ohnehin schon mit ihrer Markttransparenzstelle für Kraftstoffe die Preisentwicklung und würde im Falle von Hinweisen auf kartellrechtswidriges Verhalten „konsequent“ dagegen vorgehen. „Für die Preisbildung sehr entscheidend“ sei aber die Raffinerie- und Großhandelsebene. Andreas Mundt verwies auf die laufende Untersuchung dieser Wertschöpfungsstufe: „Wenn wir hier Störungen des Wettbewerbs ausmachen, werden wir diese abstellen. Für die aktuellen Verwerfungen, insbesondere steigende Weltmarktpreise, schafft auch das allerdings keine kurzfristige Abhilfe.“

Einen Antrag auf eine solche Öffnungsklausel hatte Thüringen zuvor schon im Bundesrat eingebracht. „Der Ausbau der erneuerbaren Energien braucht Akzeptanz - und die entsteht nicht durch starre Vorgaben aus Berlin“, äußerte Ministerpräsident Mario Voigt. Nach früheren Angaben des Thüringer Umweltministeriums muss der Freistaat nach den derzeit geltenden gesetzlichen Bundesvorgaben in einem ersten Schritt 1,8 Prozent seiner Landesfläche für Windenergieerzeugung reservieren, letztlich sollen auf 2,2 Prozent Windräder stehen. 

Thüringen hinkt bei Windkraft hinterher 

In Thüringen wird seit Jahren heftig über den Windkraftausbau gestritten. Beim Ausbau der Windenergie hinkt der Freistaat den meisten Bundesländern weiter hinterher. Im vergangenen Jahr gingen im Freistaat nach kürzlich vorgelegten Zahlen der Fachagentur Wind und Solar 13 Anlagen mit einer Leistung von 71,6 MW in Betrieb. Thüringen hatte damit einen Anteil von nur 1,4 Prozent am Zubau in Deutschland. Unter den Flächenländern rangiert Thüringen gemeinsam mit Sachsen auf dem vorletzten Platz.

Ende Februar hatte das Verwaltungsgericht Schleswig nach Klage der Umwelthilfe per Eilverfahren entschieden, dass die Bohrinsel derzeit keine vollziehbare Fördererlaubnis habe. Der Betreiber Harbour Energy Germany legte daraufhin Beschwerde beim Oberverwaltungsgericht ein und beantragte auch eine juristische Übergangslösung (Hängebeschluss), über den die Richter nun entschieden.

Die Umwelthilfe geht seit Jahren gegen die Förderung vor. 2024 legte sie Widerspruch gegen die Ölförderung beim zuständigen niedersächsischen Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) ein, der jedoch als nicht fristgerecht zurückgewiesen wurde. Als Grund führte die DUH an, dass die Auswirkungen der Ölförderung auf das Wattenmeer gemäß FFH-Richtlinie anhand der Betriebspläne nie geprüft wurden - auch im Betriebsplan für 2024 bis 2026 nicht. Dieser läuft im Mai aus. Daraufhin klagte der Verband gegen die Ablehnung des Widerspruchs. 

Wichtige Förderstätte 

Von der Bohrinsel Mittelplate aus wird seit 1987 Öl in der Nordsee gefördert. Nach Betreiberangaben waren es im vergangenen Jahr 858.000 Tonnen. Schleswig-Holstein erhielt dafür 45 Millionen Euro an Förderabgaben, seit Produktionsbeginn insgesamt 1,8 Milliarden Euro. Aus der Lagerstätte wurden bereits rund 43 Millionen Tonnen Öl gepumpt. Zwölf Millionen Tonnen Öl gelten noch als gewinnbar. 

Schleswig-Holsteins Energieminister Tobias Goldschmidt (Grüne) hatte am Mittwoch im Wirtschaftsausschuss des Landtags erklärt, dass die Landesregierung ebenfalls eine Beschwerde gegen die Entscheidung des Verwaltungsgerichts vorbereite. Das dort geförderte Öl wird etwa auch zur Kerosin-Produktion für den Hamburger Flughafen genutzt. 

Im Mai 2024 hatte die Landesregierung angekündigt, keine Genehmigungen mehr für die Erschließung neuer Ölfelder im Wattenmeer zu erteilen. Die Ölförderung im schleswig-holsteinischen Wattenmeer endet damit 2041.

An dem Projekt beteiligen sich zahlreiche Fernleitungsnetzbetreiber und regionale Netzgesellschaften. Dazu zählen unter anderem Open Grid Europe, Gascade, Nowega, Ontras oder Netze BW. Gemeinsam entwickeln sie die Infrastruktur für den Transport großer Wasserstoffmengen.
 
Mit dem Verfahren können Unternehmen erstmals verbindlich Transportmöglichkeiten im künftigen Netz sichern. Nach Angaben der Betreiber betrifft dies sowohl Einspeise- als auch Ausspeisekapazitäten entlang geplanter Wasserstoffleitungen. Ziel ist es, Investitionsentscheidungen entlang der gesamten Wasserstoffwertschöpfungskette zu erleichtern und die Planung von Projekten weiter zu beschleunigen.

Das Informationspaket beschreibt die Struktur des Netzes in sogenannten Clustern und die dort verfügbaren Transportkapazitäten. Unternehmen können auf dieser Grundlage ihre geplanten Lieferbeziehungen abbilden und entsprechende Kapazitäten reservieren. Laut den Kernnetzbetreibern soll dies dazu beitragen, Wasserstoffprojekte wirtschaftlich abzusichern. 

Barbara Fischer, Geschäftsführerin des Branchenverbands FNB Gas, bewertet den Schritt als wichtigen Baustein für den Markthochlauf. „Die Reservierungsmöglichkeiten vereinfachen den Zugang zum Wasserstoffkernnetz und geben Unternehmen Sicherheit für ihre Projektentwicklungen“, erklärte sie laut der gemeinsamen Mitteilung der Betreiber. 

Reservierung über standardisierte Verträge

Die Kapazitätsreservierung erfolgt auf Basis eines einheitlichen Mustervertrags, den die Branche abgestimmt hat. Unternehmen können ihre Anfragen über ein standardisiertes Formular stellen. Dieses stellen die jeweiligen Netzbetreiber ab dem 19. März auf ihren Internetseiten bereit. 

Grundlage für die Reservierungen bilden zunächst die im Marktinformationspaket veröffentlichten Netz- und Kapazitätsstrukturen für die Jahre 2026 bis 2030. Für spätere Zeiträume kündigen die Betreiber weitere Informationen an. Dabei wollen sie, wie es weiter in der Mitteilung heißt, die Planungen des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff berücksichtigen. 

Die aktuelle Veröffentlichung stellt das zweite Marktinformationspaket der Wasserstoffkernnetzbetreiber dar. Mitte Oktober vergangenen Jahres hatten sie bereits ein erstes Paket publiziert, das grundlegende Informationen zum geplanten Netz und zum künftigen Vermarktungsprozess enthielt (wir berichteten). Im Mittelpunkt der ersten Veröffentlichung standen Netzstrukturen sowie erste Hinweise zur Vermarktung der Transportkapazitäten. Zudem erläuterten die Betreiber die geplante Clusterstruktur des Netzes und skizzierten, wie Einspeise- und Ausspeisepunkte miteinander verbunden werden können.

Mit dem nun vorgelegten zweiten Paket konkretisieren die Betreiber diese Informationen. Unternehmen erhalten damit erstmals detaillierte Angaben zu Kapazitäten und Zeiträumen, auf deren Grundlage sie Transportkapazitäten reservieren können

 Das aktuelle Marktinformationspaket ist etwa über die Internetseite der Gascade Gastransport GmbH aufrufbar.

Demnach fingen Solarkraftwerke und sonnige Bedingungen auf, was Windenergie und Wasserkraft einbüßten. Die Menge des erzeugten Ökostroms insgesamt lag im vergangenen Jahr bei 290 Milliarden kWh, das ist ein Plus von 1 Prozent gegenüber 2024. Der Anteil am Bruttostromverbrauch stieg auf 55,1 Prozent (Vorjahr: 54,4 Prozent), begünstigt durch eine leicht gesunkene Nachfrage insgesamt.

Die Windkraft bleibt trotz ungünstiger Witterung Hauptlieferant für die grüne Energie. Sie kommt auf 134 Milliarden kWh in der Produktion. Das UBA geht davon aus, dass die Menge aufgrund vieler Genehmigungen weiter wachse. 2025 stieg die installierte Kapazität an Land und auf See um 5.100 auf 77.900 MW.

Die Kraft der Sonne führte zu einem Zuwachs von 21 Prozent auf 91,6 Milliarden kWh, was der Solarenergie Platz zwei im Ranking vor Braunkohle und Erdgas einbrachte. Die installierte PV-Leistung nahm um 17 Prozent oder 17.600 MW zu und lag Ende des Jahres bei insgesamt 120.000 MW. Wasserkraft, Biomasse und biogene Abfälle trugen hingegen weniger zur Energieproduktion bei.

Die Wärme in Deutschland ist noch weit von einem treibhausgasfreien Zustand entfernt. Der Anteil erneuerbarer Wärme stieg leicht von 18,2 Prozent auf 19 Prozent im Jahr 2025 an. Biomasse ist hier mit 175 Milliarden kWh die klare Nummer eins, bestehend aus Holz (136 Milliarden kWh und 84 Prozent), gasförmigen und flüssigen Energieträgern (25 Milliarden kWh) sowie biogenem Abfall (14 Milliarden kWh). Zur erneuerbaren Wärme zählen zudem Umweltwärme und Geothermie (25 Milliarden kWh), wobei die durch Wärmepumpen beförderte Energie durch gestiegene Anlagenverkäufe einen Sprung um 17 Prozent machte. Solarthermie kam 2025 auf 9 Milliarden kWh. Damit liegt die erneuerbare Wärmemenge bei 210 Milliarden kWh und einem Plus von rund 6 Prozent.

Über alle Bereiche, darunter die etwas darbende Elektromobilität, liegt der erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch bei 23,8 Prozent. Deutschland will 2030 auf 41 Prozent kommen.

Damit erhöht sich die Gesamtleistung in der geförderten Direktvermarktung leicht auf 99.998,46 MW. Die Solarenergie legte um 533 MW auf derzeit 34.556,55 MW zu. Auch bei der Windkraft offshore gab es Zuwächse um 126 MW auf 6.148,83 MW. Onshore sind die Zahlen in der geförderten Direktvermarktung ebenfalls gestiegen: von 50.594,55 MW auf 51.451,36 MW − ein Plus von rund 856 MW. Bei der Biomasse gab es nur einen kleinen Zuwachs von 60 MW auf aktuell 6.915,60 MW. 

Bei der sonstigen Direktvermarktung liegt die Gesamtleistung für den März bei 31.265,50 MW und damit 1.047,48 MW weniger als im Vormonat. Die Zahlen sind vor allem bei der Solarenergie sowie bei Windkraft-Anlagen zurückgegangen. In der sonstigen Direktvermarktung sind für den März 10.806,52 MW an Solarleistung angemeldet und damit 132 MW weniger, Offshore sind es 486 MW weniger und damit derzeit 4.474,77 MW. Im Onshore-Bereich sank die Zahl um rund 398 MW von 14.371,91 MW auf 13.973,07 MW. Auch die Wasserkraft sowie die Biomasse haben weniger Leistung angemeldet.

Die Bedeutung der Kohle sei für die inländische Stromerzeugung weitgehend unverändert geblieben. Mit 96,8 Milliarden kWh habe die Einspeisung um 0,5 Prozent unter dem Vorjahr gelegen. Der Anteil des Kohlestroms an der gesamten inländischen Stromproduktion sei von 22,5 auf 22,1 Prozent gesunken, schreiben die Statistiker.

Die Stromerzeugung und -einspeisung aus Erdgas haben dagegen 2025 deutlich zugenommen. Gegenüber dem Vorjahr beträgt der Anstieg 10,2 Prozent auf 70,6 Milliarden kWh, was einen Anteil von 16,1 Prozent an der gesamten Stromproduktion ausmacht.

Im Jahr 2022, nach dem Überfall Russlands auf die Ukraine, war der Anteil von Erdgas an der Stromerzeugung zunächst auf 11,5 Prozent gefallen, im Jahr darauf aber wieder auf 13,7 Prozent und 2024 auf 14,8 Prozent gestiegen. Wie beim Strom aus Photovoltaik sei damit auch beim Erdgas die höchste produzierte Strommenge und der höchste Anteil an der gesamten inländischen Stromerzeugung seit Beginn der Erhebung im Jahr 2018 erreicht worden.

Erneuerbare weiterhin mit größtem Anteil an inländischer Erzeugung

Die Einspeisung von PV-Strom hat 2025 gegenüber dem Vorjahr um 17,4 Prozent auf 70,1 Milliarden kWh zugenommen. Dies entspricht 16,0 Prozent der gesamten inländischen Erzeugung. Demgegenüber sank die aus Windkraft erzeugte Menge um 3,6 Prozent auf 131,3 Milliarden kWh. Damit einher geht ein rückläufiger Anteil an der Stromerzeugung insgesamt. Für die Windkraft stehen nun noch 30,0 Prozent zu Buche (2024: 31,5 Prozent). Bei der Wasserkraft ist der Rückgang noch deutlicher: Um 22,5 Prozent sank die erzeugte Strommenge auf 15,8 Milliarden kWh.

Die Importe nach Deutschland gingen im Jahr 2025 im Vergleich zu 2024 um 2,6 Prozent auf 79,6 Milliarden kWh zurück (2024: 81,7 Milliarden kWh). Gleichzeitig stieg die von Deutschland exportierte Strommenge um 8,7 Prozent auf 60,2 Milliarden kWh (2024: 55,4 Milliarden kWh). Gleichwohl habe Deutschland im dritten Jahr hintereinander deutlich mehr Strom importiert als exportiert. Der Importüberschuss sei jedoch um 26,2 Prozent von 26,3 Milliarden kWh im Jahr 2024 auf 19,4 Milliarden kWh im Jahr 2025.

Beim Wandel des Energiemixes im Zeitverlauf sprechen die Statistiker von einem Trend. Bis 2022 hätten noch konventionelle Energieträger dominiert. Aber 2023 habe sich das Bild gewandelt, und 2025 sei in fast allen Monaten mehr Strom aus erneuerbaren als aus konventionellen Energieträgern eingespeist worden. Im Jahr 2018, dem ersten Jahr der Erhebung, waren mit 207,5 Milliarden kWh noch fast ein Viertel weniger Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt und ins Netz eingespeist worden als 2025.

Seither ist aber auch die Erzeugung aus konventionellen Quellen rückläufig. Während 2018 noch 355,8 Milliarden kWh aus fossilen Quellen eingespeist worden waren, war es 2024 mit 175,0 Milliarden kWh nur noch die Hälfte. Allerdings ist im Jahr 2024. Im Jahr 2025 war dann wieder ein Anstieg auf 181,3 Milliarden kWh zu verzeichnen.
 

Die Energieträger Erdgas oder Bioerdgas verloren deutlich an Marktanteil. War bei etwa 48,3 Prozent der im Jahr 2013 zum Bau genehmigten Wohnungen Gas der primäre Energieträger zur Beheizung, so waren es in den ersten neun Monaten des Jahres 2025 lediglich 3,7 Prozent. Die Zahlen erhoben der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und das Statistische Landesamt.

Beide Veröffentlichungen sollen technische und rechtliche Fragen bei neuen Fernwärmeprojekten klären. Ziel ist es, Genehmigungsverfahren zu strukturieren und Projektentwicklungen zu erleichtern.

Die Handreichung zu Großwärmepumpen beschreibt technische Grundlagen sowie rechtliche Rahmenbedingungen. Sie behandelt Fragen zur Genehmigungsbedürftigkeit und zur Genehmigungsfähigkeit der Anlagen. Der Leitfaden basiert laut Bafa auf Erfahrungen aus konkreten Projekten. Er richtet sich an Planungsbüros, Betreiber und weitere Beteiligte an Fernwärmeprojekten. Die Veröffentlichung behandelt insbesondere Anlagen, die Umgebungsluft, Oberflächengewässer oder Klarwasser aus Kläranlagen als Wärmequelle nutzen.

Orientierung für Großwärmespeicher

Die zweite Handreichung richtet sich an Planende und Entscheidungsträger, die Großwärmespeicher in Fernwärmesysteme integrieren wollen. Sie behandelt technische, wirtschaftliche und genehmigungsrechtliche Aspekte. Der Leitfaden betrachtet Großwärmespeicher aus systemischer Perspektive. Er beschreibt das Zusammenspiel von Speicher, Wärmeerzeugern, Netzbetrieb und Anlagenbetrieb. Ziel ist es, Analysen und projektspezifische Entscheidungen bei der Integration von Speichern zu unterstützen.

Die beiden Dokumente entstanden im Rahmen des Forschungsprojekts „Wärmewende: Strategien für den Einsatz klimaneutraler Fernwärmetechnologien“. Das Projekt startete im Jahr 2023. Die Bundesstelle für Energieeffizienz (BfEE) im Bafa gab das Projekt in Auftrag. Das Bundeswirtschaftsministerium begleitet die Arbeiten. Die HIC Consulting GmbH bearbeitet das Projekt gemeinsam mit Konsortial- und Praxispartnern.

Beide Handreichung stehen auf der Seite der Bafa zum Download bereit: sowohl „Planung und Genehmigung von Großwärmepumpe“ als auch die „Handreichung für Planende und Entscheidungsträger von Großwärmespeichern“.

Die Umsatzerlöse der AG belaufen sich auf 443,9 Millionen Euro nach 476,4 Millionen Euro im Jahr 2024 – ausschlaggebend für die Entwicklung sind gesunkene Energiepreise. Beim Eigenkapital weist der Versorger einen Anstieg um 7,6 auf 208,3 Millionen Euro aus, die Eigenkapitalquote beziffert er auf 40,5 Prozent. Die Bilanzsumme der AG gibt der Vorstand mit 514,2 Millionen Euro an (2024: 435,8 Millionen Euro). 

Die Umsatzerlöse der EVO-Gruppe beziffert er auf 547,9 Millionen Euro, nach 578,3 Millionen Euro im Vorjahr. Das Anlagevermögen ist laut Bilanz von 452,7 auf 514,5 Millionen Euro gestiegen. Die Zahl der EVO-Beschäftigten in der Gruppe beträgt dem Vernehmen nach 690 zum Stichtag 30. September 2025. Im Vorjahr seien es 679 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter gewesen, im Jahr 2023 noch 649. „Insgesamt haben wir in den vergangenen Jahren deutlich Personal aufgebaut“, so der Vorstandsvorsitzende.

Neues Energiewerk

Für die nächsten Jahre rechnet der EVO-Vorstandschef zunächst mit sinkenden Ergebnissen aufgrund weiter steigender Zinszahlungen, bevor sich Investitionen in neue Großprojekte auszahlen werden. Das Investitionsvolumen im Jahr 2025 ist mit 71,1 Millionen Euro angegeben (2024: 38,3 Millionen Euro).

In den kommenden Jahren will das Management mehr als 200 Millionen Euro in die Hand nehmen, um die Wärmeversorgung zu modernisieren. Im Herbst dieses Jahres sollen die Bauarbeiten für das „Energiewerk“ starten. „Das Energiewerk an der Dietzenbacher Straße wird zum Dreh- und Angelpunkt unserer Wärmeerzeugung“, sagt EVO-Chef Meier.

Mit neuen Technologien wolle man vor allem die Abwärmenutzung aus der Verbrennung von Abfällen steigern – von derzeit 45 auf künftig 63 MW, ohne zusätzliches Abfallaufkommen, wie es heißt. Geplant ist etwa eine neue Turbinenabdampfnutzung. „Künftig wollen wir den Dampf aus den Turbinen mittels Verdichter komprimieren und auf ein Temperaturniveau von 100 bis 120 Grad Celsius bringen, das für die Fernwärme geeignet ist“, so EVO-Technikvorstand Günther Weiß. Als zweites Vorhaben nennt er eine Rauchgaskondensation.

Neue Energiezentrale

Parallel zum Energiewerk baut das Offenbacher Unternehmen eine neue Energiezentrale, die Wärme aus einer 10-Megawatt-Wärmepumpe und aus zwei Heißwassererzeugern mit insgesamt 80 MW bereitstellen soll. Die moderne Energietechnik ersetzt in den nächsten Jahren das Kohlekraftwerk am Nordring und nutzt erstmals Abwärme eines benachbarten Rechenzentrums. Zudem sollen dort eine Leitwarte, Druckluftanlagen und Trafos sowie eine Wasseraufbereitung hinkommen.

„Mehr klimafreundliche und regionale Wärme – ohne eine Tonne Abfall mehr zu verbrennen“, bringt Technikvorstand Weiß die Pläne auf den Punkt. Das Unternehmen versorgt nach eigenen Angaben aktuell rund 40 Prozent der Offenbacher Haushalte sowie Teile von Heusenstamm, Dietzenbach und Neu-Isenburg mit Fernwärme. Ziel sei es, die Fernwärme in der Zukunft klimaneutral bereitzustellen.

Die nun vereinbarte Kooperation soll vor allem die technische Weiterentwicklung der Wärmeinfrastruktur vorbereiten. Geprüft werden soll unter anderem, wie Niedertemperatur-Wärmenetze mit bestehenden Hochtemperatur-Fernwärmesystemen verbunden werden können und inwieweit sich Wärmeerzeugungsanlagen künftig gemeinsam nutzen lassen.

Nach Angaben der beteiligten Unternehmen soll die Kooperation dazu beitragen, den Umbau der Wärmeversorgung technisch zuverlässig, ökologisch nachhaltig und sozialverträglich umzusetzen. Dabei gehe es insbesondere darum, vorhandene Infrastruktur und Kompetenzen zu bündeln sowie unterschiedliche Versorgungsoptionen zu prüfen.

Überwiegend aus KWK-Anlagen

Beide Unternehmen verfügen über eigene Netzinfrastrukturen in der Region. Iqony Fernwärme versorgt nach eigenen Angaben seit Jahrzehnten Städte wie Essen, Bottrop und Gelsenkirchen mit Fernwärme. Die Stadtwerke Essen betreiben unter anderem Gas- und Wassernetze sowie kleinere Wärmenetze in der Stadt. In mehreren Quartieren prüfen sie zudem den Aufbau sogenannter Niedertemperatur-Wärmenetze unter dem Namen „StadtWärme“. Diese könnten etwa über Großwärmepumpen gespeist werden, die Gruben- oder Flusswasser, Umweltwärme oder industrielle Abwärme nutzen.

Bereits heute arbeiten die Stadtwerke und Iqony in einem gemeinsamen Unternehmen zusammen, das Haushalte, Gewerbekunden und Immobilienunternehmen in Teilen Essens mit Fernwärme versorgt. Die Wärme stammt nach Unternehmensangaben überwiegend aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. An dem Joint Venture sind beide Partner jeweils zur Hälfte beteiligt.

Unter Gahrs Leitung haben sich die Jahresüberschüsse nach Angaben der Stadtwerke seit 2017 auf mehr als 150 Millionen Euro summiert. Die Eigenkapitalquote sei in dieser Zeit auf über 40 Prozent gestiegen.

„Ich bin davon überzeugt, dass wir in bewegten Zeiten in dieser Zusammensetzung an die erfolgreichen neun vergangenen Jahre anknüpfen können“, lässt sich der Mainzer Oberbürgermeister, Nino Haase, in einer Mitteilung zitieren.

Neben Gahr leitet Kerstin Stumpf das Unternehmen. Sie ist seit 2024 Technikvorständin.

Strom: Durchweg fester hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. An der Börse wurde der Montag im Base mit 129,40 Euro je Megawattstunde gehandelt. Am Donnerstag mussten für den Freitag selbst im außerbörslichen Handel 124,00 Euro in der Grundlast und 119,00 Euro in der Spitzenlast gezahlt werden.
Die Einspeiseleistung der Erneuerbaren dürfte am Montag etwas geringer ausfallen als noch am Freitag. Auch im weiteren Verlauf der neuen Arbeitswoche erwarten die Meteorologen von Eurowind nur eine moderate Einspeiseleistung.

Das US-Wettermodell hat seine Prognosen im Vergleich zum Vortag etwas angepasst und geht nun von einer zumeist unterdurchschnittlichen Windstrom-Einspeiseleistung bei gleichzeitig fast durchgehend überdurchschnittlichen Temperaturen aus. Lediglich um den 17. März herum dürfte es kurzzeitig etwas kühler werden, hier werden leicht unterdurchschnittliche Werte in Aussicht gestellt.
Am langen Ende des Strommarktes gewann das Cal 27 um 3,17 auf 90,68 Euro je Megawattstunde.

Erdöl: Für die Ölpreise ging es weiter aufwärts. Bis gegen 15.00 Uhr gewann Mai-Brent um 4,26 auf 89,67 US-Dollar je Barrel hinzu. April-Gasöl legte um 38,25 auf 1072,25 US-Dollar je Tonne zu.

Hintergrund ist der Krieg gegen Iran, der inzwischen in den siebten Tag gegangen ist, ohne dass ein baldiges Ende absehbar wäre. Die Containerreedereien A.P. Moller-Maersk und Hapag-Lloyd setzten wichtige Schifffahrtsrouten in den Nahen Osten aus. Die Auswirkungen des Kriegs in der Region stören zunehmend die globalen Handelsströme.

CO2: Fester haben sich die CO2-Preise zum Wochenausgang präsentiert. Der Dec 26 gewann bis gegen 14.00 Uhr 1,04 auf 71,39 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 20,7 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 71,64 Euro, das Tief bei 69,88 Euro.

Der CO2-Markt hatte sich im Wochenverlauf angesichts der geopolitischen Lage sehr volatil und anfällig für Schlagzeilen gezeigt. Angesichts einer zunehmend unsicheren Gasversorgung und deutlich gestiegener Preise gehen die Analysten von Belektron davon aus, dass die Stromerzeugung verstärkt auf Kohlekraftwerke verlagert werden könnte, was auch zu einer höheren Nachfrage nach CO2-Zertifikaten führen würde.
Während die Volatilität an den Energiemärkten insgesamt hoch bleibt, deute der aktuelle Anstieg bei den Emissionszertifikaten darauf hin, dass strukturelle Nachfragefaktoren wieder stärker in den Vordergrund treten und die zuvor dominierende Risikoaversion überlagern, so die Analysten.

Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Freitag weiter zugelegt und sind wieder über die Marke von 52 Euro je Megawattstunde geklettert. Bis gegen 14.00 Uhr gewann der Frontmonat April am niederländischen TTF um 1,50 auf 52,40 Euro je Megawattstunde hinzu.

Damit steuerten die Gaspreise laut Trading Economics auf den größten Wochengewinn seit Februar 2022 zu. Hintergrund sind wachsende Sorgen, dass ein länger andauernder Konflikt im Nahen Osten die Gasversorgung erheblich stören könnte.

Die Preise sind in dieser Woche um mehr als 50 Prozent gestiegen und erreichten damit den höchsten Stand seit Anfang 2023. Erste Hinweise auf mögliche Versorgungsprobleme in der Region zeichnen sich bereits ab: Die abtrünnige moldauische Region Transnistrien warnte, dass ihr innerhalb weniger Tage das Gas ausgehen könnte.

Analysten gehen unterdessen davon aus, dass die europäischen Gasspeicher Ende März nur noch zu 22 bis 27 Prozent gefüllt sein könnten, was deutlich unter dem Fünfjahresdurchschnitt von rund 41 Prozent liegen würde. Sollten in den kommenden vier Wochen weniger LNG-Lieferungen eintreffen, könnten die Speicherstände weiter sinken und das Risiko von Versorgungsengpässen steigen.

Unterdessen teilte die Regierung von Präsident Donald Trump mit, dass sie mehrere Maßnahmen prüft, um auf den starken Anstieg der Energiepreise zu reagieren.
Nach Einschätzung der Analysten der Commerzbank könnte der Gaspreis mittelfristig auf etwa 67 Euro je ansteigen, wenn die katarischen Gasexporte längerfristig unterbrochen bleiben (8 Prozent der europäische Gasimporte fallen weg und zusätzliche 15 Prozent am Weltmarkt) und Russland die Lieferungen nach Europa sofort beenden würde.

Sollte Russland keine anderen Abnehmer für das Gas finden, was derzeit nach Europa geht, würde das globale Gasangebot weiter zurückgehen und der europäische Gaspreis potenziell auf über 70 Euro ansteigen. Würde Russland die Lieferungen nach Europa nicht einstellen, aber die katarischen Exporte würden weiterhin ausfallen, könnte sich der Gaspreis dem Modell zufolge knapp unter 60 Euro einpendeln.