14. März 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
RECHT: Preisänderungsklauseln in Fernwärmeverträgen auf dem Prüfstand
GAS: Netzagentur nimmt „Preisausschläge auf den Weltmärkten“ wahr
WINDKRAFT: Windpark Schwarzenborn scheitert an Bundeswehr
HANDEL & MARKT
PHOTOVOLTAIK: Studie: PV-PPA-Volumen mehr als halbiert
KERNKRAFT: Rosatom hält an Kernkraft-Projekten im Iran fest
SACHSEN: Holpriger Weg der Industrie zur Klimaneutralität
STATISTIK DES TAGES : Bruttostromerzeugung in Deutschland nach Energieträger
TECHNIK
E-FAHRZEUGE: DKV Mobility ebnet Kunden den Weg zu Ladebordsteinen
KERNKRAFT: Bergung von Atommüll in Niedersachsen verzögert sich weiterhin
ELEKTROFAHRZEUGE: Elektrisch auf der Vogelfluglinie
IT: Von Kohle zu KI
UNTERNEHMEN
GEOTHERMIE: Stadtwerke Erfurt starten seismische Messungen
WÄRME: Leag Nummer 2 bei Pellets in Europa
WÄRME: Lausitzer Stadtwerke beauftragen Planungskonsortium für Wärmewende
PERSONALIE: Abo Energy trennt sich von Finanzgeschäftsführer
MARKTBERICHTE
MARKTKOMMENTAR: CO2-Rutsch entlastet Strompreise
TOP-THEMA
Ministerin Reiche eröffnet Leuchtturmprojekt in Memmingen
Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (Mitte) beim Drücken des roten Knopfes bei der Eröffnung des Heizwerks Memmingen. Quelle: Heidi Roider
WäRME.
Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche verlieh einem Leuchtturmprojekt im Allgäu zusätzliche Strahlkraft. Das dortige Heizwerk Memmingen wurde offiziell in Betrieb genommen.
Gemeinsam mit den Verantwortlichen der „e-con AG“ und Projektpartnern sowie der Gemeinde Benningen hat Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) am 12. März das neue Heizwerk und Wärmenetz Memmingen-Benningen in Betrieb genommen. Seitens der Politik waren unter anderem auch Klaus Holetschek (CSU), Mitglied des Landtags für den Stimmkreis Memmingen, sowie Benningens Bürgermeister Martin Osterrieder (CSU) vor Ort.
Ministerin Reiche betonte bei der Veranstaltung, dass dieses Projekt auch sinnbildlich dafür stehe, was in vielen Regionen Deutschlands noch zu leisten sei: „Regionale Projekte sind ein wichtiger Baustein für Deutschland, um resilienter zu werden“. Dieser Leuchtturm in Memmingen beeindrucke sie, da hier auch gezeigt werde, wie viele unterschiedliche erneuerbare Quellen, wie etwa Biomasse und Abwärme, vor Ort genutzt werden können.
Die Bundesrepublik muss sich laut der Bundeswirtschaftsministerin dezentraler aufstellen − auch aufgrund der geopolitisch unsicheren Lage. Die Wärmewende sei jedoch der komplexere Teil der Energiewende: „Sie muss individuell vor Ort geplant werden.“ Dafür habe der Bund nun entsprechende Leitplanken beschlossen. Für die Wärmwende vor Ort „ist die Fernwärme eine wesentliche Lösung“, erklärte sie weiter. Der Bund werde daher die Förderung über die „Bundesförderung für effiziente Wärmenetze“, kurz BEW, weiterhin „auf einem hohen Niveau halten“.
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| Bundeswirtschafts- und Energieministerin Katherina Reiche bei der Eröffnung des Heizwerks Memmingen-Benningen Quelle: Heidi Roide |
Bei der Wärmeversorgung Memmingen-Benningen handelt es sich um eines der ersten Projekte überhaupt mit Bundesförderung für effiziente Wärmenetze in Deutschland – mit einer Fördersumme von insgesamt 11,2 Millionen Euro. Insgesamt investierte die Econ AG, ein im Allgäu ansässiges Energie- und Planungsbüro, über 30 Millionen Euro.
„Die regenerative Wärmeversorgung von Benningen ist eines der bedeutendsten Infrastrukturprojekte für die Gemeinde in den vergangenen Jahren“, sagte Bürgermeister Martin Osterrieder, der sich auch über den großen Zuspruch in der Bevölkerung freute.
„Mit der regenerativen Wärmeversorgung Memmingen-Benningen zeigen wir eindrucksvoll, was Städte und Gemeinden im Rahmen ihrer kommunalen Wärmeplanung mit Hilfe erneuerbarer Energien erreichen können“, ergänzte Econ-Vorstand Peter Waizenegger. „Wenn wir unsere beiden Fernwärmenetze Nord und Süd zusammennehmen, erreichen wir eine jährliche Wärmemenge von bis zu 200.000 MWh. Das entspricht damit bereits jetzt dem Zielszenario, das die Stadt Memmingen in ihrer Kommunalen Wärmeplanung für das Jahr 2040 ermittelt hat“.
Heizwerk versorgt Teile Memmingens und Benningen
Herzstück des Wärmenetzes ist das neu eröffnete Heizwerk in Benningen, das Privathaushalte und Industriebetriebe in Benningen und Teilen Memmingens versorgt. Als zentrale Einheit für die Energieversorgung dient dort ein Hackschnitzelkessel mit einer Leistung von 5 MW. Ergänzt wird die Anlage durch eine Power-to-Heat-Anlage sowie ein BHKW. Weitere 1,5 MW sollen künftig von einer Großwärmepumpe kommen.
Der für die Anlagen benötigte Strom wird bereits regenerativ erzeugt; er kommt direkt aus dem großen Solarpark am Flughafen Memmingen. Dieser hat aktuell eine Leistung von rund 25 MW und soll künftig erweitert werden sowie einen Batteriespeicher erhalten.
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| Die Eröffnung des neuen Heizwerks Memmingen zog viele Besucherinnen und Besucher an Quelle: Heidi Roider |
Wichtig für den wirtschaftlichen Erfolg waren laut der Econ AG insbesondere industriellen Ankerkunden. Früh zum Projekt bekannt hat sich die Rohde & Schwarz Messgerätebau im Gewerbegebiet Süd in Memmingen als Pilotprojektpartner. Auch die Firma Magnet-Schultz hat die Chance genutzt. „Das ist ein weiterer Schritt zu einer sicheren und nachhaltigen Wärmeversorgung für uns“, sagte Geschäftsführer Albert Schultz.
Die derzeit geplante Endausbauleistung des Heizerkwerkes gibt Econ mit 50 MW an. Während das Heizwerk Memmingen nun nach zweijähriger Bauzeit fertiggestellt wurde, steht der Ausbau der Netzinfrastruktur weiterhin im Mittelpunkt der kommenden Jahre.
In den ersten beiden Bauabschnitten wurden vier Kilometer Trassen verlegt. Von März bis Oktober 2026 steht noch der Anschluss der Alpenstraße und der Oberbrühlstraße in Memmingen mit einer Länge von 1,8 Kilometern an. Auch darüber hinaus ist eine kontinuierliche Erweiterung geplant.
Quelle: Fotolia / H-J Paulsen
Preisänderungsklauseln in Fernwärmeverträgen auf dem Prüfstand
RECHT. Der EuGH verhandelt zur Dreijahreslösung bei unwirksamen Preisänderungsklauseln in Fernwärmeverträgen. Der AGFW fordert Rechtssicherheit durch eine Novelle der AVBFernwärmeV.
Vor dem Europäischen Gerichtshof in Luxemburg (EuGH) fand die mündliche Verhandlung zur „Dreijahreslösung bei Fernwärmepreisen“ statt. Eine Entscheidung fällt voraussichtlich in den kommenden Monaten. Der Ausgang der Entscheidung könnte Auswirkungen auf zahlreiche Fernwärmeversorger haben. Der Branchenverband AGFW fordert deshalb, die rechtlichen Fragen im Zuge der geplanten Novelle der AVBFernwärme-Verordnung zu klären, teilte der Verband am 12. März mit.
Die Dreijahreslösung geht auf eine Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs zurück. Bislang wird die Dreijahreslösung herangezogen, wenn Preisänderungsklauseln in Fernwärmelieferverträgen unwirksam werden. Verbraucherinnen und Verbraucher können Preiserhöhungen nur bis zu drei Jahre nach Zugang der jeweiligen Jahresabrechnung rückwirkend beanstanden. Nach Darstellung des AGFW sorgt diese Lösung bislang für eine gewisse Stabilität bei der Abwicklung bestehender Verträge.
Risiko bei Rückfall auf historische Anfangspreise
„Werden diese unwirksam gewordenen Klauseln in der Folge aus dem Vertrag gestrichen, fehlt den bisherigen Preisänderungen in dem Vertrag die rechtliche Grundlage“, erklärt Norman Fricke, Bereichsleiter Recht und Europa des AGFW. Es entsteht ein Problem, wenn unwirksame Preisänderungsklauseln vollständig aus dem Vertrag entfallen. In diesem Fall verlieren frühere Preisanpassungen ihre rechtliche Grundlage. Kunden könnten dann auf den ursprünglichen Vertragspreis zurückgreifen.
Diese Anfangspreise liegen in vielen Fällen viele Jahre zurück. Teilweise stammen sie aus Verträgen, die vor zehn oder 20 Jahren abgeschlossen wurden. Ein Rückgriff auf diese Preise würde nach Angaben des AGFW bei heutigen Kostenstrukturen erhebliche wirtschaftliche Belastungen für Versorger auslösen. Der Verband warnt daher vor Rückforderungsansprüchen von Kunden. Sollten solche Ansprüche massenhaft geltend gemacht werden, könnten einzelne Stadtwerke in wirtschaftliche Schwierigkeiten geraten.
Forderung nach gesetzlicher Klarstellung über die AVBFernwärmeV
Vor diesem Hintergrund fordert der AGFW eine gesetzliche Präzisierung im Rahmen der geplanten Novelle der AVBFernwärmeV − die Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme. Ziel sei eine klare Regelung für den Umgang mit unwirksamen Preisänderungsklauseln in Fernwärmelieferverträgen.
Der Verband verweist darauf, dass flexible Preisänderungsmechanismen in Fernwärmeverträgen eine wichtige Funktion erfüllen. Sie ermöglichen Anpassungen an Veränderungen auf den Energiemärkten und erlauben zugleich eine Weitergabe von sinkenden Kosten an die Kunden. Auch die Bundesregierung habe im Verfahren vor dem EuGH die Bedeutung solcher Klauseln hervorgehoben.
Der Ausgang des Verfahrens beim EuGH könnte nach Einschätzung des Verbands über den Einzelfall hinaus Bedeutung für die Branche haben. Unsicherheiten bei der Preisgestaltung könnten sich auf Investitionsentscheidungen von Versorgern auswirken.
Der AGFW will deshalb den weiteren Verlauf des EuGH-Verfahrens begleiten und sich in die Diskussion um die Novelle der AVBFernwärme-Verordnung einbringen. Ziel sei eine rechtliche Grundlage, die sowohl die Interessen der Versorger als auch der Verbraucher berücksichtigt.
Netzagentur nimmt „Preisausschläge auf den Weltmärkten“ wahr
Quelle: Shutterstock / VladSV
GAS. Die Bundesnetzagentur sieht bei der Gasversorgung für die nächsten Wochen keinen Grund zur Beunruhigung. Vollständige Entwarnung zu geben, wäre aber nicht seriös, schreibt sie.
Wie unterschiedlich die Wahrnehmung von Medien und Behörden sein kann, zeigt sich dieser Tage beim Thema Erdgas. „Der Irankrieg lässt die Gaspreise explodieren“, einen Teil der Industrie treffe das bis ins Mark – und die Bundesregierung, meldet das Wirtschaftsmagazin Capital.
„Meerenge dicht, Speicher leer, Gaspreise steigen sprunghaft an“, alarmiert die Rheinische Post ihre Leser. Und Tagesschau.de fragt: „Handelt es sich nur um einen kurzfristigen Preisschock - oder den Beginn einer neuen Ära der Inflation?“ . Eher gelassen dagegen gibt sich die Bonner Regulierungsbehörde.
„Es wäre nicht seriös, vollständig Entwarnung zu geben. Niemand weiß, wie lange der Konflikt dauert und ob er sich ausbreiten wird. Aber für die nächsten Wochen gibt es keinen Grund zur Beunruhigung“, schreibt die Bundesnetzagentur in ihrem „Insight Blog“ auf ihrer Webseite.
Nicht vergleichbar mit 2022
Die aktuelle Situation sei nicht vergleichbar mit der im Frühjahr 2022. Damals habe Deutschland die Infrastruktur gefehlt, um den Stopp der Erdgaslieferungen durch Russland sowie die späteren Pipeline-Ausfälle der Nord-Stream auszugleichen.
Die Behörde verweist auf die LNG-Terminals und darauf, dass die Gasflüsse umgestellt worden sind. „Wir können die zur Versorgung notwendigen Mengen importieren“, heißt es. Allerdings schlügen „aufgrund der geänderten Versorgungssituation mehr als früher die Preise auf den (Welt-)märkten und deren Schwankungen“ durch. Man habe aktuell keine Hinweise darauf, dass die Marktakteure ihren Verpflichtungen nicht nachkommen.
Die Gasversorgung in Deutschland sei stabil und die Versorgungssicherheit gewährleistet. Was die Behörde gleichwohl beschäftigt: „Wir nehmen Preisausschläge auf den Weltmärkten wahr, die auch in Deutschland spürbar sind und auch bleiben könnten, je nachdem, wie lange der Konflikt dauert.“
Windpark Schwarzenborn scheitert an Bundeswehr
Quelle: Georg Eble
WINDKRAFT. Ein geplanter Windpark im hessischen Knüllgebirge wird nicht realisiert. Die Städtischen Werke Kassel beenden die Planungen für das Projekt.
Ein Funkmessstandort der Bundeswehr im Knüllgebirge in Nordhessen steht den geplanten Windenergieanlagen entgegen. Deshalb geben die Städtischen Werke Kassel die Entwicklung des Windparks Schwarzenborn beim gleichnamigen Städtchen auf. Das kommunale Energieunternehmen hatte das Vorhaben gemeinsam mit regionalen Partnern vorbereitet.
Die Städtische Werke AG mit Sitz in Kassel versorgt die Region mit Strom, Gas und Wärme und entwickelt seit Jahren Projekte im Bereich erneuerbarer Energien. Für den Standort nahe Bad Hersfeld (Hessen) planten das Unternehmen, die Stadt Schwarzenborn und die Energiegenossenschaft Schwalm-Knüll mehrere Windenergieanlagen im Waldgebiet des Knüllgebirges.
Die Projektpartner wollten den Windpark gemeinsam entwickeln und betreiben. Dazu planten sie eine Gesellschaft, an der sich neben den Städtischen Werken auch die Kommune und die Energiegenossenschaft beteiligen sollten. Während der Planungsphase erhob die Bundeswehr Einwände gegen das Vorhaben. Grund dafür ist ein militärischer Funkmessstandort in der Region. Die geplanten Windenergieanlagen könnten nach Angaben der Städtischen Werke die Funktionsfähigkeit dieser Einrichtung beeinträchtigen.
Unter diesen Voraussetzungen können die Projektpartner den Windpark nicht realisieren und verzichten auf eine weitere Entwicklung des Standorts bei Schwarzenborn. Die Städtischen Werke betonen jedoch, dass der Ausbau erneuerbarer Energien weiterhin zu ihren zentralen Aufgaben gehört. Laut eigener Internetseite betreibt oder betreut das Unternehmen in Nordhessen mehrere Windparks mit mehr als 30 Windenergieanlagen und über 100 MW installierter Leistung. Neue Projekte entwickeln die Kasseler weiterhin gemeinsam mit Kommunen und Bürgerenergiegesellschaften.
Quelle: Pixabay / Alexa
Studie: PV-PPA-Volumen mehr als halbiert
PHOTOVOLTAIK. Das Solar-PPA-Volumen ist 2025 laut einem Marktbericht um 56 Prozent geschrumpft. Als Gründe gelten sinkende Preisprognosen, zunehmende Netzengpässe und Preis-Kannibalisierung.
Während Solar-PPA in vielen europäischen Ländern wachsen, hat sich in Deutschland zuletzt eine gegenteilige Entwicklung eingestellt. Im Vergleich zu 2024 hat sich das Volumen mehr als halbiert. Wie der „European Market Review 2025“ des Verbands Solarpower Europe zu Solarausschreibungen und unternehmensseitigen Stromabnahmeverträgen zeigt, lag das PPA-Volumen noch knapp über 500 MW. Den Rückgang bezifferte Solarpower Europe auf 56 Prozent.
Die Autoren verweisen auf die mit dem fortgeschrittenen Ausbau der Erneuerbaren einhergehenden „systemischen Herausforderungen“ wie sehr niedrige oder negative Strompreise in Zeiten hoher Solarproduktion. Preis-Kannibalisierungseffekte, bei denen ein hoher Anteil an Solarstrom die Marktpreise während sonniger Stunden stark drückt, sinkende Strompreisprognosen, zunehmende Netzengpässe und Abregelungen von erneuerbaren Anlagen sind laut Analyse die Faktoren, die den Markt haben schrumpfen lassen.
Spanien weiter an der Spitze
In Ländern mit höherem Anteil fossiler Stromerzeugung hingegen wächst der Markt weiter. Spanien ist der Erhebung zufolge mit jährlich mehr als 2.000 MW abgeschlossenen Solar-PPAs weiter an der Spitze. Italien und Polen verzeichnen starkes Wachstum. In Italien zeigt sich 2025 eine Verdoppelung der Kapazität auf rund 1.000 MW. Das Plus in Polen beträgt 33 Prozent, rund 500 MW sind es dort.
Die Nachfrage nach PPA war europaweit nach Beginn der Energiekrise 2022 stark angestiegen, 2024 sei mit rund 7.000 MW neu abgeschlossener Solar-PPA-Kapazität ein Rekord erreicht worden, heißt es. 2025 seien die Volumina zwar leicht gesunken, hätten sich aber weiterhin auf hohem Niveau bewegt, so Solarpower Europe.
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| PPA-Volumina in den vergangenen drei Jahren in verschiedenen Ländern. Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: Solarpower Europe |
Die Hauptabnehmer von Solar-PPAs sind große Technologieunternehmen, insbesondere Betreiber von Rechenzentren. Auch Transport- und Automobilunternehmen sowie Einzelhandels- und Lebensmittelketten gehörten zu den größten Käufern erneuerbarer Energie, betonen die Autoren des Papiers.
Technologisch dominierten weiterhin große Freiflächenanlagen, sie machte etwa 80 Prozent der PPA-Projekte aus. Zunehmend gäbe es hybride Verträge, die Solarenergie mit Windkraft oder Batteriespeichern kombinieren.
Bei Ausschreibungen bilanziert der Verband ein Volumen von 25.200 MW an Solarprojekten, die im Jahr 2025 vergeben wurden. Das entspricht einem Anstieg von 23 Prozent gegenüber 2024.
Beispiel für erfolgreiche Integration von Flexibilität
Ein wichtiger Trend sieht Solarpower Europe im Wechsel von technologieoffenen zu technologiespezifischen Ausschreibungen. Im Jahr 2021 seien noch rund 70 Prozent der Projekte in technologieübergreifenden Verfahren vergeben worden seien, bei denen PV häufig mit Windenergie oder Bioenergie konkurriert habe. Im Jahr 2025 habe der Anteil technologiespezifischer Solarauktionen bei etwa 85 Prozent gelegen.
Insgesamt wurden seit 2021 über 85.000 MW Solarleistung durch Auktionen unterstützt, etwa ein Viertel der gesamten installierten PV-Kapazität der EU. In Deutschland wurden zwischen 2021 und 2025 rund 25.000 MW Solarkapazität über Ausschreibungen vergeben.
Als besonderes Merkmal des deutschen Marktes gelten die sogenannten Innovationsausschreibungen. In diesen Wettbewerben dominierten „Solar-plus-Speicher-Projekte“. Projektentwickler reichten etwa viermal so viel Kapazität ein, wie ausgeschrieben wird.
Gleichzeitig seien die Gebotspreise in den zurückliegenden Jahren deutlich gesunken, was vor allem auf sinkende Batteriepreise zurückgeführt wird. Die europäische Dachorganisation sieht in diesen Ausschreibungen ein Beispiel für eine erfolgreiche Integration von Flexibilität in den Strommarkt.
Der „Auctions and CorporatePPAs: European Market Review 2025“ steht nach der Angabe von Unternehmensdaten und E-Mail als Download bereit.
Rosatom hält an Kernkraft-Projekten im Iran fest
Quelle: Pixabay / Ulrike Leone
KERNKRAFT. Der russische Hersteller will trotz geopolitischer Spannungen seine Atomkraftprojekten im Iran und in der Türkei fertig bauen und treibt mehrere Auslandsprojekte weiter voran.
Rosatom-Chef Alexei Likatschew erklärte der russischen Nachrichtenagntur Interfax zufolge, der Staatskonzern beabsichtige weder, den Bau der zweiten und dritten Blöcke im Kernkraftwerk Buschehr einzustellen, noch sich aus dem Iran zurückzuziehen. „Der Bau der zweiten und dritten Einheit hat für das Unternehmen weiterhin Priorität. Es ist definitiv nicht der richtige Zeitpunkt, ihn aufzugeben“, zitierte ihn eine Firmenzeitschrift.
Likatschew erwartet, dass der Konflikt von langer Dauer sein wird. „Wenn wir die Situation oberflächlich betrachten, wird der Konflikt langwierig sein – und er wird die Weltwirtschaft, die globale Logistik und die globale öffentliche Meinung grundlegend beeinflussen“, sagte er.
Der erste Block des Kernkraftwerks Buschehr mit einer Leistung von 1.000 MW wurde 2013 an den iranischen Kunden geliefert. Der Bau der zweiten Phase (Blöcke II und III mit einer Gesamtleistung von 2.100 MW) begann 2016. Die Fertigstellung von Block II war für 2024 und die von Block III für 2026 geplant. Ende Februar 2025 berichtete Liktschachew, dass in Iran ein Standort für ein weiteres russisches Atomkraftwerk identifiziert worden sei, die Arbeiten daran aber noch in weiter Ferne lägen.
Auch andere Auslandsprojekte von Rosatom laufen weiter. So gehen die Arbeiten am ersten Block des Kernkraftwerks Akkuyu in der türkischen Provinz Mersin Likatschew zufolge planmäßig weiter. Der Betrieb soll im Dezember anlaufen, nachdem erste Tests erfolgreich abgeschlossen wurden.
Bereits im Januar hatte Rosatom mitgeteilt, dass der Bau fertig und ein Großteil der Vorbereitungen zum Hochfahren abgeschlossen seien. Zudem sei eine stabile Verbindung zum türkischen Stromnetz hergestellt. Nunmehr seien unter Aufsicht der türkischen und russischen Regulierungsbehörden alle notwendigen Verfahren abzuschließen.
Darüber hinaus verwies der Rosatom-CEO auf die vor dem Abschluss stehenden Projekte Block 1 des Kernkraftwerks Rooppur in Bangladesch, Block 7 des Kernkraftwerks Tianwan und in Block 3 des Kernkraftwerks Xudapu, jeweils in China.
Holpriger Weg der Industrie zur Klimaneutralität
Quelle: iStock / chelovek
SACHSEN. Eine Studie beleuchtet Dekarbonisierungspfade für sächsische Schlüsselbranchen. Technisch ist die Umorientierung möglich. Regulierung, Infrastruktur und Kosten machen den Weg steinig.
Quo vadis Industrie? Wie Sachsens Unternehmen zur Klimaneutralität finden können, zeigt eine Studie des Instituts für Klimaschutz, Energie und Mobilität (IKEM) und der Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft (FFE). Das FFE analysierte technische und ökonomische Rahmenbedingungen verschiedener Dekarbonisierungspfade. Das IKEM untersuchte die rechtlichen Voraussetzungen für Transformationsvorhaben mit Blick auf die vorgelagerte Netzinfrastruktur. Fazit: Die Dekarbonisierung der sächsischen Wirtschaft ist technisch umsetzbar, steht aber vor wirtschaftlichen, regulatorischen und infrastrukturellen Hürden.
Die Wissenschaftler haben 13 branchenspezifische Steckbriefe erstellt, die sie gemeinsam mit den sächsischen Kammern und den relevanten Dachverbänden auswählten. Drei Steckbriefe beziehen sich auf das Handwerk, zehn auf unterschiedliche Industriezweige. Die Steckbriefe sollen eine erste praxistaugliche Orientierung geben, welche Transformationstechnologien verfügbar sind und wie die Dekarbonisierung aussehen könnte. Sie zeigen Auswirkungen von Dekarbonisierungspfaden auf Energiebedarfe und Anschlussleistungen auf.
Maßnahmen zur Energieeffizienz an 1. Stelle
Branchenübergreifend, so die Experten, sollten Energieeffizienzmaßnahmen – etwa bei der Abwärmenutzung oder Lüftungs- und Kälteoptimierung oder Beleuchtung – der eigentlichen Transformation vorangestellt werden. Elektrifizierung stelle „insbesondere im Niedrig- und Mitteltemperaturbereich über Wärmepumpen und gegebenenfalls in Kombination mit Elektrodenkesseln die wirtschaftlichste Alternative im Vergleich mit anderen Dekarbonisierungstechnologien dar“, schreiben sie
Der Brennstoffwechsel hin zu Wasserstoff und Biomasse nehme mit zunehmenden Temperaturniveaus an Bedeutung zu. „Für Wasserstoff ist dieser jedoch kurz- bis mittelfristig durch Preis, Verfügbarkeit und Infrastruktur limitiert“, betonen die Studienautoren. Für den Einsatz von Biomasse sei auch die langfristige Verfügbarkeit begrenzt, erklären sie. Weiter heißt es: Die Substitution von Erdgas durch Biomethan – entweder per Beimischung oder bilanziell über das Erdgasnetz – ist eine Möglichkeit zur kurzfristigen Senkung der CO2-Emissionen, langfristig jedoch durch die vorhandenen Mengenpotenziale begrenzt.
Unzureichende regulatorische Rahmenbedingungen
Ein Schwerpunkt der Studie liegt auf rechtlichen Anforderungen für Betreiber von Verteilnetzen. Die Untersuchung analysierte unter anderem rechtliche Vorgaben im Zusammenhang mit steigenden Strombedarfen sowie die Transformation von Gasverteilnetzen. Auch der Rechtsrahmen für Technologien zur Abscheidung und Nutzung oder Speicherung von CO2, etwa Carbon Capture and Storage (CCS) und Carbon Capture and Utilization (CCU) wurde betrachtet.
Laut Studie benötigen Unternehmen „dringend verlässliche rechtliche Rahmenbedingungen für Investitionen“. Für Netzbetreiber reiche der bestehende Rechtsrahmen nicht aus, um die Entwicklung bei Netzanschlussfragen zu steuern. Als weiteres Hemmnis nennen die Autoren „hohe Netzentgelte für industrielle Verbraucher“.
Zusätzlich sehen sich Akteure auf Verteilernetzebene im Gas- und Wasserstoffbereich laut Studie mit regulatorischen Unsicherheiten konfrontiert, heißt es mit Hinweis auf die geplante nationale Umsetzung der EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarkt-Richtlinie. Der entsprechende Referentenentwurf sieht unter anderem eine originäre Planungsverantwortlichkeit der Verteilernetzbetreiber vor. Die Autoren bewerten diese Zielrichtung grundsätzlich positiv, sehen jedoch Anpassungsbedarf. Dies betrifft insbesondere die Verbindung neuer verbindlicher Planungsinstrumente mit der bislang unverbindlichen kommunalen Wärmeplanung.
Die Studie mit dem Titel „Dekarbonisierungsoptionen für die Sächsische Wirtschaftentstand“ im Auftrag des Staatsministeriums für Wirtschaft, Arbeit, Energie und Klimaschutz und der sächsischen Energieagentur und steht als kostenfreier Download bereit.
Bruttostromerzeugung in Deutschland nach Energieträger
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES . Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vergrößerung bitte auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Im Jahr 2025 wurden 288,7 TWh des gesamten Bruttostroms in Deutschland aus erneuerbaren Energieträgern erzeugt. Das entspricht rund 58 Prozent der gesamten Strommenge. In den vergangenen knapp 20 Jahren nahm der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien deutlich zu. Gleichzeitig verzeichneten insbesondere Steinkohle und Kernenergie einen deutlichen Rückgang. Die Werte stammen vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft, vom Statistischen Bundesamt und vom Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW).
Quelle: DKV Mobility
DKV Mobility ebnet Kunden den Weg zu Ladebordsteinen
E-FAHRZEUGE. Kunden von DKV Mobility können ab sofort Ladebordsteine des Herstellers Rheinmetall in ihre Ladelösung integrieren.
Der DKV Mobility hat mit Rheinmetall eine Partnerschaft geschlossen, um Unternehmenskunden des Mobilitätsdienstleisters den Zugang zu Ladebordsteinen zu ermöglichen. Durch die Kooperation werde die Technologie „erstmals breiter nutzbar“, heißt es in einer Mitteilung. Sofern die baulichen Voraussetzungen gegeben seien, könnten Unternehmen die Ladebordsteine, etwa auf ihren Parkflächen, einsetzen und „vollständig in das bestehende Ladeökosystem von DKV Mobility einbinden“, heißt es weiter.
„Gerade für Unternehmensstandorte, an denen klassische Ladesäulen nur eingeschränkt einsetzbar sind, eröffnet der Ladebordstein zusätzliche Möglichkeiten“, sagt Sven Mehringer, Managing Director bei DKV Mobility. Laut Berthold Franz, CEO der Division Power Systems bei Rheinmetall, hat der Hersteller an seinen eigenen Standorten die Ladebordsteine bereits erfolgreich an das Backend von DKV Mobility angebunden. Von dieser Erfahrung können nun andere Unternehmen profitieren.
DKV Mobility sieht sich als Full-Service-Dienstleister, der seinen Kunden Komplettpakete von der Hardware, über die Installation eines Ladepunkts bis zur Abrechnung anbietet. Gleichzeitig verspricht er eine europaweite Versorgung an mehr als 1 Million öffentlich zugänglichen Ladepunkten und die Möglichkeit, jederzeit auf jeden Punkt im DKV-Mobility-Netzwerk zugreifen zu können.
Nach gut einem Jahr hatten im Mai 2025 die Stadt Köln, der Ladeinfrastrukturbetreiber Tank E und Rheinmetall die gemeinsame Felderprobung von insgesamt vier Ladebordsteinen im öffentlichen Straßenraum abgeschlossen. Eine begleitende Fallstudie zog damals eine den Beteiligten zufolge positive Bilanz.
Mit mehr als 2.800 Ladevorgängen – durchschnittlich mehr als zwei pro Tag und Ladepunkt – und einer technischen Verfügbarkeit von über 99 Prozent habe sich der Ladebordstein bei jeder Witterung nicht nur als zuverlässig erwiesen, sondern sei auch regelmäßig nachgefragt worden. Mit dem Abschluss des Pilotprojekts wurden die vier Ladepunkte, die mittlerweile als Serienprodukt erhältlich waren, in den Regelbetrieb überführt.
Ladebordsteine bereits in Köln, Düsseldorf und Bad Homburg im Einsatz
Auch die Stadtwerke Düsseldorf testeten die Ladetechnik. Deren Fazit im August 2025, nach 60 Tagen Erprobung: „klein, aber oho“. Die Erfahrungen mit den neuen öffentlichen Ladepunkten seien so positiv, dass zu den bislang zwei Standorten weitere Standorte mit der neuen Technik hinzukommen sollen, hieß es damals. Die für die Öffentlichkeit verfügbare Gesamtzahl an Ladepunkten dieser Art solle in den nächsten Monaten auf 23 steigen.
Als großes Plus der neuen Technik, dies hatte auch Stadtwerkevorständin Charlotte Beissel im vergangenen Juni bereits betont, wird allgemein der geringe Platzbedarf angesehen. „Mit den neuen Ladebordsteinen lässt sich eines der größten Probleme im urbanen Raum lösen: der oft fehlende Platz“, sagte Beissel damals.
Daher seien die neuen Ladepunkte ein perfektes Mittel zur Nachverdichtung der vorhandenen Infrastruktur. Denn aufgrund des begrenzten Platzangebots sei es nicht immer möglich gewesen, Ladesäulen am bevorzugten Wunschstandort zu genehmigen, auch wenn vielleicht dort gerade die Nachfrage beziehungsweise Akzeptanz bei den E-Autofahrern hoch wäre, fügte Mobilitäts- und Umweltdezernent Jochen Kral hinzu.
Als Anhänger der neuen Technik haben sich auch die Verantwortlichen der Stadtwerke im hessischen Bad Homburg gezeigt. Dort wurde im vergangenen Herbst ein Pilotprojekt zum Testen von Ladebordsteinen gestartet. Laut einer Mitteilung der Kommune soll es Aufschluss über Ladeleistung, Verfügbarkeit und Robustheit der Ladepunkte geben. Die ersten Ladebordsteine, die eine Ladeleistung bis zu 22 kW bereitstellen, waren auf dem Betriebsgelände des kommunalen Versorgers installiert worden.
Bergung von Atommüll in Niedersachsen verzögert sich weiterhin
Quelle: Pixabay / minka2507
KERNKRAFT. Die Rückholung der maroden Fässer mit Atommüll aus der Schachtanlage Asse verzögert sich wieder einmal. Ein neuer Termin steht nicht fest.
Der geplante Beginn der Rückholung des radioaktiven Abfalls aus dem maroden Atommüll-Lager Asse ist geplatzt. „Derzeit bestehen noch so viele Unsicherheiten im Gesamtsystem, dass seriös kein neuer Rückholbeginn genannt werden kann“, sagte Dagmar Dehmer, Sprecherin der Bundesgesellschaft für Endlagerung (BGE). Bisher hatte die zuständige Betreibergesellschaft mit Sitz im niedersächsischen Peine eine Rückholung der Abfälle ab dem Jahr 2033 anvisiert.
Über den geplatzten Starttermin hatte zuvor die Braunschweiger Zeitung berichtet. Seit einigen Wochen gibt es bereits Berichte darüber, dass es keinen Zeitplan mehr für die Rückholung gebe.
Umplanungen im Ablauf seien ein wesentlicher Grund dafür, dass aktuell kein Gesamtplan vorgelegt werden könne, sagte BGE-Sprecherin Dehmer nun. Im April will die Gesellschaft Informationen zum Planungsstand geben.
In der Schachtanlage im Landkreis Wolfenbüttel liegen in 13 Kammern rund 126.000 Fässer mit schwach- und mittelradioaktiven Abfällen, die in den 1960er und 1970er Jahren dort eingelagert worden waren. Da die Asse als instabil gilt, sollen die Fässer zurückgeholt werden. Es gibt den gesetzlichen Auftrag, die Asse unverzüglich stillzulegen.
Die BGE hatte 2020 einen Plan vorgelegt, nach dem 2033 mit der Rückholung begonnen werden sollte. Die Kosten nur bis zum Start kalkulierte die BGE schon damals mit mehr als drei Milliarden Euro.
Das Vorhaben von 2020 sei ein Konzept gewesen, das „an vielen Stellen nicht planungsuntersetzt“ gewesen sei, heißt es nun von der BGE. Der Plan habe grobe Zeitabschätzungen angenommen, die inzwischen überholt seien und sich teilweise als deutlich zu niedrig angesetzt herausgestellt hätten.
Elektrisch auf der Vogelfluglinie
Elektrisch zwischen Deutschland und Dänemark unterwegs: The Baltic Whale. Quelle: Scandlines
ELEKTROFAHRZEUGE. Die Reederei Scandlines hat auf der Route Rödby–Puttgarden ein Schiff in Betrieb genommen, das die Strecke vollelektrisch schafft.
Ein Dieselaggregat ist zwar noch im Inneren verbaut – für alle Fälle. Aber die neu in Dienst gestellte „The Baltic Whale“ schafft die knapp 20 Kilometer lange Strecke von Fehmarn bis zum dänischen Rödby ausschließlich mit Ladestrom.
Nach Angaben des Fährenbetreibers gehört das 147,5 Meter lange und 25,4 Meter breite Schiff zu den größten seiner Art, die ihren Dienst ausschließlich mit an Bord gespeicherter elektrischer Energie absolvieren können. Die Batteriekapazität gibt das Unternehmen mit 10 MWh an, das Investitionsvolumen des Projekts mit 84 Millionen Euro.
Im dänischen Rödby steht einer Mitteilung von Scandlines zufolge eine Ladeleistung von 50 kV/25 MW zur Verfügung. In Puttgarden auf Fehmarn sind es 30 kV/15 MW. Damit sei eine Ladezeit von lediglich jeweils 12 Minute erforderlich, um das für den Betrieb erforderliche Niveau zu erreichen. Die Überfahrt dauert in eine Richtung 45 Minuten. In den jeweiligen Häfen soll eine automatische Ladestation dafür sorgen, dass die Fähre in weniger als 15 Sekunden mit der Stromversorgung verbunden wird.
Die „The Baltic Whale“ – der Name bezieht sich auf die in der Ostsee lebenden Schweinswale – ist eine reine Frachtfähre und ist als Roll-on-roll-off-Transporter ausgelegt. Sie kann bis zu 66 Lkw auf ihrer Ladefläche von 1.200 Spurmetern unterbringen und Gefahrguttransporte durchführen.
„Die neue Fähre ist ein wichtiger Baustein von Scandlines grüner Ambition, bis 2040 den Fährbetrieb ohne direkte Emissionen sicherzustellen“, sagt Michael Guldmann Petersen. „Mit dedizierter Kapazität für Gefahrgut, effizienter Abwicklung und hoher Betriebssicherheit können unsere Kunden verschiedene Ladungsarten in einer Lösung bündeln“, so der COO von Scandlines.
Das Unternehmen erwartet, dass sich mit dem Einsatz der neuen Fähre die Transportkapazität für Frachteinheiten auf der Verbindung um rund 27 Prozent erhöht. Gleichzeitig soll mehr Platz für Pkw und Passagiere auf den übrigen Fähren der Linie entstehen, insbesondere in der touristischen Hochsaison.
Auf der Verbindung über den Fehmarnbelt hat Scandlines bislang bereits vier weitere Fähren mit Hybridantrieb im Einsatz. Die Schiffe wurden 1997 gebaut und 2013 und 2014 umgerüstet. Deren Batteriekapazitäten betragen 1,6 MWh und 2,6 MWh.
Von Kohle zu KI
Quelle: Marius Becker
IT. Nordrhein-Westfalen geht mit Unterstützung von Microsoft den Weg von der Braunkohle zur KI. Der US-Softwareriese investiert Milliarden in deutsche Rechenzentren.
Im Rheinischen Braunkohlenrevier sollen bis 2028 für Microsoft drei sogenannte Hyperscaler-Rechenzentren gebaut werden. Insgesamt will Microsoft 3,2 Milliarden Euro in seine Infrastruktur und Dienstleistungen in Deutschland investieren – davon einen erheblichen Anteil in die Rechenzentren in den Orten Bergheim, Bedburg und Elsdorf. Damit entsteht in der Region die digitale Infrastruktur für Wirtschaft, Forschung und Verwaltung.
Die Rechenzentren seien ein starkes Signal für den erfolgreichen Strukturwandel im Rheinischen Revier. Wo früher Braunkohle Wohlstand geschaffen hat, entstehe jetzt digitale Infrastruktur für die Wirtschaft von morgen, erklärte die nordrhein-westfälische Wirtschaftsministerin und stellvertretende Ministerpräsidentin Mona Neubaur beim offiziellen Spatenstich für die Hyperscaler-Zentren in Bergheim.
An der Feier nahm auch der Bundesminister für Digitales und Staatsmodernisierung Karsten Wildberger teil. Er sieht „Rechenzentren als Fabriken des
21. Jahrhunderts.“ Wer digital souverän sein wolle, brauche Rechenleistung von internationalen Partnern.
Das Rheinische Revier bietet den Standortvorteil zur Nähe zentraler europäischer Datentrassen und ist auch nach dem sukzessiven Ausstieg aus der Braunkohlenverstromung ein bedeutender Energiestandort mit ausgebauter Netzinfrastruktur und wachsender Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Den Strombedarf für die Rechenzentren will Microsoft durch erneuerbare Energie decken, die Kühlung durch einen geschlossenen Wasserkreislauf organisieren.
Rund um die kommenden Microsoft-Rechenzentren soll ein Innovationsökosystem entstehen. Das Blockchain Reallabor des Fraunhofer-Instituts für Angewandte Informationstechnik sowie der AI Village Innovationscampus für Künstliche Intelligenz in Hürth gelten bereits als Beispiele für den Strukturwandel und wie sich die Region in Richtung Digitalisierung und KI entwickelt.
Dazu zählen auch die beiden von Kommunen mit Unterstützung des Landes NRW realisierten Digitalsparks in Grevenbroich-Frimmersdorf und Bergheim-Niederaußem. Hier werden Gewerbeflächen für die Ansiedlung von Unternehmen der Digitalwirtschaft optimiert und in räumlicher Nähe zu großen Rechenzentren positioniert.
Die Parks haben sich als Magnete für die Start-up-Szene und Treiber digitaler Geschäftsmodelle erwiesen und senden damit Signale des Strukturwandels. Microsoft hat sich ebenfalls mehr vorgenommen, als Bau und Betrieb der Rechenzentren. Man wolle auch für die Kompetenz und die Qualifizierung der Menschen einen Beitrag leisten, erklärte Deutschlands-Chefin Agnes Heftberger.
Die drei Anlagen sieht der Konzern als zentralen Baustein um Kapazitäten in ganz Deutschland zu erhöhen. Man habe das Rheinische Revier gewählt, weil hier Energie nicht mehr nur aus Kohle gewonnen werden solle sondern weil die Region ein Standort für Zukunftstechnologien sein wolle, so Heftberger.
Quelle: E&M
Stadtwerke Erfurt starten seismische Messungen
GEOTHERMIE. In Erfurt beginnt die Suche nach tiefengeothermischen Wärmequellen. Dabei handelt es sich um eine der größten Untersuchungen in Thüringen.
Die Stadtwerke Erfurt starten in den kommenden Tagen mit einer großflächigen geophysikalischen Untersuchung zur Erkundung von Tiefengeothermie, wie sie vergangenen November angekündigt hatten (wir berichteten). Mittels 3-D-Seismik soll ein detailliertes Bild der geologischen Strukturen unter der thüringischen Landeshauptstadt entstehen. Die seismischen Untersuchungen gehören zu den größten, „die jemals in Thüringen durchgeführt wurden“, teilte das Unternehmen mit.
Ziel der Untersuchungen ist es, ein dreidimensionales Modell der Gesteinsschichten unter Erfurt zu erstellen. Danach wollen die Stadtwerke entscheiden, ob und an welchen Standorten sich Tiefbohrungen für die Nutzung von Erdwärme eignen. Die Tiefengeothermie soll perspektivisch in die Fernwärmeversorgung der Stadt eingebunden werden.
Für die Messungen kommen insgesamt 17 Vibrationsfahrzeuge, sogenannte Vibro-Trucks, zum Einsatz. Die Fahrzeuge erzeugen für wenige Sekunden kontrollierte Schwingungen im Untergrund. Rund 20.000 Sensoren − Geophone − registrieren die reflektierten Signale. Aus den aufgezeichneten Daten wird anschließend ein digitales 3D-Modell des Untergrunds berechnet. Die Untersuchungen reichen dabei bis in Tiefen von 7.000 Metern.
Das Messgebiet umfasst rund 136 Quadratkilometer und erstreckt sich nach Angaben der Stadtwerke über das gesamte Stadtgebiet von Erfurt sowie angrenzende Bereiche umliegender Gemeinden. „Insgesamt werden bis zu 700 Kilometer Messstrecke abgefahren und circa 15.000 Messungen durchgeführt.“ Die Geophone werden im Gelände ausgelegt, um die vom Untergrund zurückgeworfenen Schallwellen aufzuzeichnen.
Kosten in Millionenenhöhe
Die Messarbeiten mit den Vibro-Trucks sind auf etwa acht Wochen angelegt. „Gearbeitet wird überwiegend tagsüber, nur in begründeten Ausnahmefällen kann es zu Abend- oder Nachtmessungen kommen.“ An Sonn- und Feiertagen seien keine Messarbeiten geplant.
Die Auswertung der Messdaten soll bis Ende 2026 abgeschlossen sein. Erst danach entscheiden die Stadtwerke über weitere Schritte. Eine erste Erkundungsbohrung könnte frühestens 2028 erfolgen. Ziel des Vorhabens ist langfristig der Bau einer Geothermieanlage, die Wärme für das Fernwärmenetz der thüringischen Landeshauptstadt bereitstellt.
Das Projektvolumen der Untersuchungen liegt bei rund 5,8 Millionen Euro. Davon stammen etwa 2,4 Millionen Euro aus Fördermitteln des Bundeswirtschaftsministeriums. Die übrigen 3,4 Millionen Euro finanzieren die Stadtwerke aus eigenen Mitteln.
Leag Nummer 2 bei Pellets in Europa
Holzbriketts von der Leag. Quelle: Leag
WÄRME. Das ostdeutsche Energieunternehmen Leag ist zweitgrößter Pellet-Produzent in Europa. Doch auch das Geschäft mit Braunkohlebriketts lief 2025 gut.
Die Leag Pellets GmbH hat 2025 ihren Absatz von Holzpellets um 13 Prozent gesteigert und erreichte eine Gesamtmenge von 350.000 Tonnen. Mit dieser Produktionsmenge ist die Leag nach eigenen Angaben mit Standorten in Deutschland, Skandinavien und im Baltikum der zweitgrößte Pellet-Produzent in Europa.
In Deutschland lag die Pelletproduktion im gleichen Jahr bei mehr als vier Millionen Tonnen. Nach Branchenangaben werden damit rund 760.000 Pelletheizungen betrieben
Parallel entwickelte sich auch das klassische Veredlungsgeschäft von Braunkohle der Lausitzer Energiegruppe. Beim Braunkohlebrikett erhöhte sich der Absatz 2025 auf insgesamt 492.000 Tonnen. Das entspricht einem Plus von 12 Prozent gegenüber dem Vorjahr. „Natürlich hat der diesmal recht kalte Winter zu dem insgesamt positiven Ergebnis beigetragen“, sagt Matthias Vette, Leiter Vertrieb Veredlung und Leag Pellets GmbH.
Der Veredlungsbetrieb der Leag und die Pellet-Produktionsbetriebe der Leag Pellets GmbH sind zwar getrennte operative Einheiten innerhalb der Leag -Gruppe. Sie sind jedoch strategisch verzahnt, weil das Unternehmen das frühere Braunkohle-Veredlungsgeschäft schrittweise um biogene Brennstoffe wie Holzpellets erweitert und seit kurzem auch Mischprodukte aus Braunkohle und Holz anbietet (wir berichteten).
Einen wesentlichen Anteil an der Produktion des Veredlungsbetriebes in Schwarze Pumpe hat zudem „LignoPlus“, ein aus Braunkohle gewonnener fließfähiger Industriebrennstoff. Mit rund 800.000 Tonnen lag der Absatz 2025 jedoch um 11,4 Prozent unter dem Vorjahreswert. Als Grund nennt das Unternehmen vor allem eine Verunsicherung in der Stahlindustrie infolge der US-Zollpolitik unter Präsident Donald Trump.
Der fließfähige Brennstoff-Staub bleibt dennoch ein zentrales Produkt der Leag-Veredlung. Im Zuge des Kohleausstiegs und der Transformation des Lausitzer Energieunternehmens soll sich das Produktportfolio jedoch verändern.
„Wir wollen im zweiten Halbjahr 2026 eine Anlage in Betrieb nehmen, die fein gemahlenen Holzstaub und Kohlestaub mischt“, erklärt Matthias Vette die Pläne für ein neues Produkt mit dem Namen „Blend“.
„Es wird zunächst ein Verhältnis von 30 zu 70 Prozent haben. Das bedeutet, dass unsere Kunden mit der biogenen Beimischung ihren CO2-Fußabdruck um 30 Prozent reduzieren können, ohne ihre Feuerungsanlagen aufwändig umrüsten oder gar austauschen zu müssen.“
Parallel zur Vorbereitung der Blend-Produktion, die für dieses Jahr geplant ist, läuft in Schwarze Pumpe ein weiteres biogenes Zusatzprodukt an. Derzeit noch im Probebetrieb produziert eine eigens von Fachleuten aus Freiberg entwickelte und konstruierte Presse erste Holzbriketts unter der Leag-Marke Rekord.
Mit der neuen Presstechnologie können neben klassischen Holzbriketts für private Kaminöfen auch andere biogene Rohstoffe brikettiert werden. Dazu zählen Reststoffe aus der Landwirtschaft ebenso wie Klärschlamm. Perspektivisch könnte dies vor allem für die Bereitstellung von Prozesswärme im produzierenden Gewerbe relevant sein.
Lausitzer Stadtwerke beauftragen Planungskonsortium für Wärmewende
Vertreter von Stadtwerken und Konsortium. Quelle: HY-photo Gernot Menzel / Wärmewende-Lausitz.de
WÄRME. Die Stadtwerke Weißwasser, Hoyerswerda und Spremberg starten die Planungsphase für die Wärmewende. Unterstützung holen sie sich von einem Konsortium aus Praktikern und Wissenschaftlern.
Die Stadtwerke Weißwasser GmbH, die Versorgungsbetriebe Hoyerswerda GmbH und die Städtische Werke Spremberg (Lausitz) GmbH haben ein Planungskonsortium mit der ingenieurtechnischen Ausarbeitung ihrer Wärmetransformation beauftragt.
Mit der Vertragsunterzeichnung beginnt die konkrete Planungsphase für eine weitgehend dekarbonisierte Wärmeversorgung der drei Städte, heißt es in einer Mitteilung. Die Planung baut auf einer Transformationsstudie auf, die das Fraunhofer-Institut für Energieinfrastrukturen und Geotechnologien (Fraunhofer IEG) 2023 erstellt hatte.
Das Konsortium wird von der Fichtner Gruppe geführt. Weitere Partner sind Fraunhofer IEG, das Forschungsunternehmen Solites sowie regionale Beteiligte. Fraunhofer IEG übernimmt dabei die anwendungsnahe Forschung zur Integration neuer Technologien und bewertet deren technische und wirtschaftliche Machbarkeit.
Im Mittelpunkt der Planung stehen verschiedene Versorgungsszenarien, schreibt das IEG. Dazu zählen unter anderem Großwärmepumpen, Solarthermie sowie saisonale Wärmespeicher. Die Analysen sollen sowohl eigene Erzeugungsanlagen als auch mögliche Kooperationsmodelle zwischen den Versorgern berücksichtigen.
„Wir sehen die Lausitz als Modellregion für die Wärmewende in Deutschland. Es war leicht hier fachliche Expertise und praxisnahe Umsetzungskompetenz in einem Konsortium zu bündeln“, sagt Mitarbeiterin Anja Hanßke. „Wir werden die Stadtwerke dabei unterstützen, innovative Technologien wie Großwärmepumpen, Solarthermie und saisonale Speicher optimal zu integrieren und dabei stets die Wirtschaftlichkeit im Blick zu behalten.“
Basis für Investitionsentscheidungen
Die drei Versorgungsunternehmen arbeiten bereits seit 2020 zusammen, um ihre Wärmeversorgung langfristig umzubauen. Mit der aktuellen Beauftragung sollen nun belastbare Grundlagen für Investitionsentscheidungen entstehen, heißt es weiter. Die Planungsleistungen reichen bis zur Genehmigungsreife der Anlagen und Netzinfrastruktur.
Ziel der Arbeiten sei eine wirtschaftlich tragfähige und zuverlässige Wärmeversorgung bis Mitte der 2030er Jahre. Die Ergebnisse der Planungen sollen in der zweiten Jahreshälfte vorliegen. Das Projekt wird über die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) unterstützt.
Die Planung erfolgt vor dem Hintergrund politischer Unsicherheiten in der Wärmegesetzgebung. Nach Einschätzung der beteiligten Versorger ändern mögliche Anpassungen am Gebäudeenergiegesetz nichts an den strukturellen Herausforderungen.
„Gemeinsame Ausschreibung hat sich ausgezahlt“
„Politische Rahmenbedingungen mögen sich ändern, aber die physikalische und wirtschaftliche Realität bleibt: Wir müssen unsere Wärmeerzeugung neu aufstellen“, erklärt Wolf-Thomas Hendrich, Geschäftsführer der Versorgungsbetriebe Hoyerswerda. „Die steigenden Kosten für fossile Energieträger machen die Transformation nicht nur ökologisch, sondern auch ökonomisch zwingend erforderlich.“
Bis 2027 sollen die Analysen klären, welche Investitionen für eine zukünftige Wärmeerzeugung erforderlich sind, welche Kosten entstehen und welche Fördermöglichkeiten genutzt werden können. Erst danach wollen die Stadtwerke über konkrete Investitionen entscheiden.
„Die gemeinsame Ausschreibung hat sich ausgezahlt – wir haben nicht nur qualitativ hochwertige Angebote erhalten, sondern auch wirtschaftliche Vorteile durch die gebündelte Vergabe erzielt. Das zeigt, dass Kooperation der Schlüssel zum Erfolg ist“, sagt Michael Schiemenz, Geschäftsführer der Städtischen Werke Spremberg.
Abo Energy trennt sich von Finanzgeschäftsführer
Die Geschäftsführung von Abo Energy noch mit Alexander Reinicke (Mitte). Quelle: Abo Energy
PERSONALIE. Beim Wiesbadener Projektentwickler Abo Energy gibt es eine Veränderung in der Geschäftsführung. Die Sanierung läuft unverändert weiter.
Finanzgeschäftsführer Alexander Reinicke ist ab sofort nicht mehr Teil der Unternehmensleitung von Abo Energy. Das teilte das Unternehmen mit. Seine Aufgaben sollen vorübergehend innerhalb des bestehenden Führungsteams verteilt werden.
Reinicke war rund zwei Jahrzehnte für Abo Energy tätig. Nach verschiedenen Funktionen im Unternehmen wurde er im Jahr 2022 in den Vorstand berufen. Seit dem Formwechsel des Unternehmens zur Kommanditgesellschaft auf Aktien im Jahr 2024 gehörte er der Geschäftsführung an.
Jochen Ahn, Mitgründer und Komplementärgesellschafter von Abo Energy, würdigte Reinickes Tätigkeit. Dieser habe sich über viele Jahre hinweg um das Unternehmen verdient gemacht und insbesondere in schwierigen Phasen einen wichtigen Beitrag geleistet.
Der personelle Wechsel erfolgt in einer angespannten wirtschaftlichen Situation für den Projektierer. Abo Energy hatte Anfang des Jahres mit wichtigen Finanzierungsgläubigern eine Stillhaltevereinbarung geschlossen, um Zeit für ein Sanierungskonzept zu gewinnen.
Gleichzeitig korrigierte das Unternehmen seine Ergebnisprognose für das Geschäftsjahr 2025 deutlich nach unten. Nach vorläufigen Zahlen rechnet die Geschäftsführung nun mit einem Jahresfehlbetrag von rund 170 Millionen Euro.
Das Management betont jedoch, dass das operative Geschäft von der Veränderung in der Geschäftsführung nicht betroffen sei. Die Arbeiten an der strategischen Neuausrichtung und an einem Transformations- und Effizienzprogramm würden fortgesetzt.
Abo Energy ist vor allem in drei Geschäftsbereichen tätig: in der Entwicklung und Errichtung von Windparks, Solarparks sowie Batterie- und Wasserstoffprojekten.
Nach eigenen Angaben ist das Unternehmen in rund 16 Ländern aktiv und beschäftigt etwa 1.400 Mitarbeitende.
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MARKTBERICHTE
STROM
GAS
CO2-Rutsch entlastet Strompreise
Quelle: E&M
MARKTKOMMENTAR. Wir geben Ihnen einen tagesaktuellen Überblick über die Preisentwicklungen am Strom-, CO2- und Gasmarkt.
Unter Marktbeobachtern herrscht jedoch weitgehend Einigkeit darüber, dass die Gefahr eines weiteren Anstiegs der Energiepreise steigt, je länger der Krieg dauert. Dass die USA kein belastbares Kriegsziel genannt haben, verunsichert die Märkte, weil sie nicht abschätzen können, wie weit die Militärkampagne der USA und Israels noch von ihrem Ziel entfernt ist.
Strom: Leichter hat sich der deutsche OTC-Strommarkt am Freitag gezeigt. Händler führten die Abgaben auf die niedrigeren Preise für Gas und vor allem für CO2 zurück. Der Montag wurde im Base mit 94,00 Euro je Megawattstunde gesehen. An der Börse wurde der Montag im Base mit gleichfalls 94,00 Euro je Megawattstunde gehandelt. Am Donnerstag mussten für den Freitag selbst im außerbörslichen Handel 48,75 Euro in der Grundlast und 50,25 Euro in der Spitzenlast gezahlt werden.
Händler führten den Preisanstieg von Freitag auf Montag auf die geringere Erneuerbareneinspeisung zurück, die für den ersten Tag der neuen Woche erwartet wird. Laut den Meteorologen von Eurowind sollen sich die Beiträge von Wind und Solar am Montag auf 23,3 Gigawatt belaufen gegenüber 35,9 Gigawatt am Freitag. Für die neue Woche erwartet das längerfristiger orientierte US-Wettermodell eine leicht überdurchschnittlich warme Witterung und ein moderates Windaufkommen.
Erst am Ende der neuen Woche sollen die Windmengen in Deutschland auf deutlich überdurchschnittliche Werte zunehmen. „Der am Donnerstag aufgetretene kräftige Rückgang am CO2-Markt hat den Strommarkt etwas entspannt“, so ein Händler. Es sei fast zu erwarten gewesen, dass versucht worden sei, den Preisanstieg bei Öl und Gas in seiner Wirkung auf den Strommarkt durch sehr viel schwächere Notierungen am CO2-Markt zu kontern, der offenbar auf Signale aus dem Brüsseler Umfeld reagiert habe.
Am langen Ende des Strommarktes verlor das Cal 27 um 2,06 auf 90,74 Euro je Megawattstunde.
CO2: Etwas leichter haben sich die CO2-Preise zum Wochenausgang präsentiert. Der Dec 26 verlor bis gegen 13.35 Uhr 0,13 auf 68,60 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt 20,4 Millionen Zertifikate. Das Hoch lag bei 68,92 Euro, das Tief bei 67,60 Euro. Am Donnerstag war der Dec 26 massiv gefallen und unter die Marke von 70 Euro gerutscht. Solange nicht die EU-Klimaziele aufgeweicht werden, werde sich nichts daran ändern, dass der CO2-Preis auf längere Sicht deutlich steigen sollte, betonen die Analysten der Commerzbank. Kurzfristig allerdings könnte der Dec 26 weiter unter Abwärtsdruck kommen.
In der neuen Woche findet am Donnerstag und Freitag der nächste EU-Gipfel statt. Ein Thema dürfte dabei die Reform des EU-Emissionshandelssystems (EU ETS I) sein, das zahlreiche Politiker wie der deutsche Bundeskanzler Friedrich Merz, der französische Präsident Emmanuel Macron und die italienische Premierministerin Giorgia Meloni gerne abschwächen würden. Auch wenn es Gegenstimmen bei diesem Vorhaben gebe, dürfte es hierzu auch kommen, vermuten die Analysten. Konkrete Beschlüsse werde es bei diesem Gipfel wohl nicht geben. Im Laufe des dritten Quartals (zuletzt wurde der Juli genannt) soll die EU-Kommission jedoch einen konkreten Plan vorlegen.
Erdgas: Die europäischen Gaspreise haben am Freitag etwas nachgegeben. Bis gegen 13.33 Uhr verlor der Frontmonat April am niederländischen TTF um 0,950 auf 49,900 Euro je Megawattstunde. Am deutschen THE ging es für den Day-ahead um 0,925 auf 50,125 Euro je Megawattstunde nach unten. Damit zeigen sich die Gaspreise nunmehr den vierten Tag infolge mit einem Niveau von rund 50 Euro einigermaßen stabil. Kurzfristig gebe es um den Irankrieg wenig Neues, so die Händler. Doch je länger der Krieg andauere, umso mehr wachse die Gefahr weiterer Preissteigerungen. Die Gasversorgung aus Norwegen beläuft sich am Berichtstag auf hohe 334,3 Millionen Kubikmeter.
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