5. Juni 2026
DAS WICHTIGSTE VOM TAGE AUF EINEN BLICK
INHALTSVERZEICHNIS
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Inhalt
POLITIK & RECHT
BILDUNG: Lausitzer Qualifizierungsverbund setzt zweite Förderphase um
INSIDE EU ENERGIE: Neues Gleichgewicht
WINDKRAFT ONSHORE: Vier neue Windparks in den Staatsforsten geplant
HANDEL & MARKT
UMFRAGE: Stärkere Nachfrage nach Preisgarantien und langen Vertragslaufzeiten
GAS: Immer mehr Flüssigerdgas-Transporte nach Europa
STATISTIK DES TAGES: Was kosten Elektroautos?
TECHNIK
STADTWERKE: Stadtwerke Energie Jena-Pößneck darf nach Erdwärme suchen
F&E: Projekt will Mikrowärmenetze in die Breite bringen
UNTERNEHMEN
BILANZ: Hamburg beschleunigt Wärmewende
PERSONALIE: Stadtwerke Burg setzen beide Geschäftsführer vor die Tür
PERSONALIE: Icontest erweitert Geschäftsführung für Ausbau des Deutschlandgeschäfts
STROMNETZ: Tennet ist „Leader“ im ESG-Ranking
BETEILIGUNG: Schwäbisch Haller Photovoltaikprojekt vollständig gezeichnet
TOP-THEMA
Weltweiter Ausbau von Carbon Dioxide Removal nicht ausreichend
Quelle: Fotolia / bluedesign
KLIMASCHUTZ.
Eine internationale Analyse warnt vor einer zunehmenden Lücke zwischen geplanten und für die Pariser Klimaziele erforderlichen CO2-Entnahmen aus der Atmosphäre.
Die weltweiten Anstrengungen zur Entnahme von Kohlendioxid aus der Atmosphäre reichen nach Einschätzung eines internationalen Forschungsteams bislang nicht aus, um die Ziele des Pariser Klimaabkommens zu unterstützen. Zwar wachse die Anwendung entsprechender Verfahren, doch zwischen den derzeit zugesagten Mengen und dem in Klimaszenarien erforderlichen Umfang bestehe eine zunehmende Lücke.
Zu diesem Ergebnis kommt die dritte Ausgabe der Studie „The State of Carbon Dioxide Removal“. Die Untersuchung wurde von Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftlern mehrerer internationaler Forschungseinrichtungen erstellt, darunter das Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung (PIK), die University of Wisconsin-Madison, die Universität Oxford und die Stiftung Wissenschaft und Politik (SWP). Die Studie versteht sich als unabhängige globale Bestandsaufnahme zur Entwicklung von Verfahren zur Kohlendioxid-Entnahme.
Nach Angaben der Autoren sind Emissionsminderungen weiterhin der wichtigste Baustein für das Erreichen von Netto-Null-Emissionen. In Paris-kompatiblen Szenarien würden Emissionssenkungen mindestens 80 Prozent des erforderlichen Beitrags leisten. Die verbleibenden Emissionen müssten durch Verfahren zur CO2-Entnahme ausgeglichen werden.
Derzeit werden weltweit rund 2,2 Gigatonnen Kohlendioxid pro Jahr aus der Atmosphäre entfernt. Das entspricht etwa fünf Prozent der globalen Brutto-CO2-Emissionen. Allerdings stammen 99,9 Prozent dieser Entnahmen aus konventionellen Verfahren wie Aufforstung, Wiederaufforstung und der Bindung von Kohlenstoff in Böden und Holzprodukten. Neue technische und hybride Verfahren spielen bislang nur eine marginale Rolle.
Diese sogenannten neuartigen CDR-Verfahren – darunter Pflanzenkohle, Bioenergie mit CO2-Abscheidung und -Speicherung (BECCS), Direct Air Carbon Capture and Storage (DACCS) sowie beschleunigte Verwitterung – wachsen zwar nach Angaben der Studie mit etwa 40 Prozent pro Jahr. Die derzeit erreichte Menge von rund zwei Millionen Tonnen CO2 jährlich liege jedoch deutlich unter dem Niveau, das für die Einhaltung der Klimaziele erforderlich wäre.
Politische Ziele zu wenig ambitioniert
Besonders kritisch bewerten die Autoren die Entwicklung der politischen Zielsetzungen. Die aktuell gemeldeten nationalen Klimapläne würden im Jahr 2030 CO2-Entnahmen von rund 2,5 Milliarden Tonnen pro Jahr ermöglichen. In besonders ambitionierten 1,5-Grad-Szenarien seien jedoch rund 2,9 Milliarden Tonnen erforderlich. Die daraus resultierende Lücke von 300 Millionen Tonnen wachse bis 2035 auf 1,2 Milliarden und bis 2050 auf mehr als 5 Milliarden Tonnen CO2 pro Jahr an.
Zugleich verweisen die Forschenden auf große Unsicherheiten hinsichtlich Kosten, technischer Potenziale und gesellschaftlicher Akzeptanz. Die Kosten verschiedener Verfahren reichten von weniger als zehn bis zu mehr als 1.000 US-Dollar pro Tonne CO2. Für viele Ansätze lägen die oberen Kostenschätzungen deutlich über den derzeitigen CO2-Preisen.
Als weiteres Problem identifiziert die Studie die starke Konzentration des Sektors. Große Teile der freiwilligen Kohlenstoffmärkte konzentrierten sich auf wenige Regionen und Akteure. Bei neuartigen CO2-Entnahmen dominierten einzelne Unternehmen und Technologien. Dies erhöhe die Anfälligkeit des Marktes gegenüber politischen oder wirtschaftlichen Veränderungen.
Auch in Deutschland gewinnt das Thema CO2-Entnahme an Bedeutung. Die Bundesregierung hat im Klimaschutzprogramm 2026 erstmals eine Langfriststrategie für Negativemissionen verankert. Konkrete Ausbaupfade bleiben nach Einschätzung von Fachleuten jedoch bislang offen. Zwar wurden Förderprogramme für technische CO2-Senken und die Entwicklung entsprechender Märkte aufgelegt, Zielwerte für die Jahre 2035, 2040 und 2045 sollen jedoch erst noch festgelegt werden. Gleichzeitig verweist die Bundesregierung darauf, dass viele technische Verfahren noch in einem frühen Entwicklungsstadium stehen. Die Studie sieht deshalb auch hierzulande weiteren Handlungsbedarf beim Markthochlauf und bei der politischen Ausgestaltung.
Die Autoren sehen deshalb die Jahre bis 2030 als entscheidende Phase. Ohne zusätzliche politische Maßnahmen zur Förderung von Angebot und Nachfrage drohe der notwendige Ausbau neuartiger CO2-Entnahmeverfahren hinter den Anforderungen zurückzubleiben. Gleichzeitig betont die Studie, dass eine schnellere Senkung der Emissionen den Bedarf an CO2-Entnahmen verringern und damit Nachhaltigkeitskonflikte bei Flächen-, Wasser- und Ressourcenverbrauch reduzieren könnte.
Quelle: Shutterstock
Lausitzer Qualifizierungsverbund setzt zweite Förderphase um
BILDUNG. Der Qualifizierungsverbund Lausitz für Erneuerbare Energien (QLEE) geht in die zweite Förderperiode bis 2029. Die Kommunen rücken stärker in den Fokus.
Der QLEE unterstützt seit 2022 Unternehmen, Beschäftigte, Kommunen sowie Akteure der Zivilgesellschaft in der Lausitz bei den Herausforderungen des Strukturwandels. Der Verbund hat jetzt die Schwerpunkte für die zweite Förderperiode vorgestellt, die bis 2029 läuft.
Die Angebote sollen noch stärker auf die Bedürfnisse von Lausitzer Kommunen abgestimmt werden, von denen man zudem mehr als neue Verbundpartner gewinnen möchte, teilte der QLEE dazu mit. Träger des Projekts sind die Leag, das Institut für Betriebliche Bildungsforschung (IBBF) sowie der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE). Ziel ist es, Qualifikations- und Informationsangebote für die Transformation der Energieregion bereitzustellen.
Fortgeführt werden bestehende Angebote zu den Themen Künstliche Intelligenz, Führung und Kommunikation. Diese hätten sich in den vergangenen Jahren etabliert und würden weiterhin nachgefragt.
Daneben führt QLEE neue Weiterbildungsformate ein. Die Qualifikationen sind modular aufgebaut und lassen sich einzeln oder kombiniert absolvieren. Zu den neuen Angeboten zählen ein Selbstlernkurs zu Transformationskompetenzen, die Qualifikation „Betrieb und Sicherheit von stationären Batterien-Energiespeichersystemen (BESS) für Elektrofachkräfte“, die Ausbildung von Transformationslotsen sowie das Format „Energiezukunft-Designer“, das gemeinsam mit der Pädagogischen Hochschule Freiburg entwickelt wurde.
Kostenfreie Dialog- und Transferformate geplant
Ergänzend plant der Verbund kostenfreie Transfer- und Dialogangebote. Dazu gehören Grundkurse, Fachworkshops, Veranstaltungen zum Austausch über die Energiewende vor Ort sowie politische Informationsformate. Die Angebote richten sich insbesondere an Kommunen und lokale Akteure.
Katja Müller, Leiterin der Leag-Akademie, verwies auf die Erfahrungen aus der ersten Förderphase: „Wir haben gelernt, dass Transformation ein komplexer Prozess ist, der alle Bereiche der Gesellschaft betrifft und der selten geradlinig verläuft. Anforderungen und Bedarfe verändern sich, Kompetenzen wachsen und müssen verfestigt werden, neue Ideen brauchen Raum und Unterstützung.“ QLEE könne auf diese Entwicklungen flexibel reagieren und wissenschaftliche Expertise mit betrieblicher Praxis verbinden.
Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) hebt vor allem die Rolle der Kommunen hervor. Projektbegleiter Ralf Holzschuher betonte, dass Städte und Gemeinden die Energiewende vor Ort konkret umsetzten und von deren wirtschaftlichen Effekten profitieren könnten. QLEE unterstütze sie dabei mit Qualifizierungs- und Vernetzungsangeboten.
Mit der zweiten Förderphase reagiert QLEE auf neue Anforderungen der Energiewende und des Strukturwandels in der Lausitz. Neben technischen Themen wie Batteriespeichern gewinnen dabei Kompetenzen für Transformationsprozesse, kommunale Beteiligung und regionale Vernetzung an Bedeutung.
Neues Gleichgewicht
Quelle: Pixabay / NakNakNak / E&M
INSIDE EU ENERGIE. Unser Brüsseler Korrespondent Tom Weingärtner kommentiert in seiner Kolumne „Inside EU Energie“ energiepolitische Themen aus dem EU-Parlament, der EU-Kommission und den Verbänden.
Drei Monate nach der konfliktbedingten Schließung der Straße von Hormus ist nicht absehbar, wann die Welt wieder regelmäßig mit Öl, Gas und Ölprodukten aus der Golfregion beliefert wird. Trotzdem sieht die Gaswirtschaft vorerst keine Engpässe auf dem europäischen Gasmarkt.
Auch für den kommenden Winter mache man sich „keine Sorgen“, erklärte die EU-Kommission Ende vergangener Woche nach einem Treffen der Gaskoordinierungsgruppe, in der die EU-Mitgliedstaaten und wichtige Akteure der Gaswirtschaft vertreten sind: „Die Gruppe geht davon aus, dass die Speicher bis Ende des Sommers zu 80 Prozent gefüllt werden können. Das würde die Gasversorgung für den Winter 2026/27 sichern.“
Staatliche Interventionen seien derzeit nicht geplant. Die Entwicklung der Einspeicherung werde jedoch weiter beobachtet und regelmäßig neu bewertet.
Tatsächlich haben sich die Unternehmen der Branche nach dem jüngsten „Engpass-Bericht“ der europäischen Regulierungsbehörde Acer darauf eingestellt, die Versorgung auch ohne russisches Gas sicherzustellen. Nach dem Ausfall der russischen Lieferungen im Jahr 2022 bilde sich ein neues Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage.
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| Tom Weingärtner Quelle: E&M |
Gasflüsse haben sich verschoben
Dazu tragen nach Ansicht der Regulierungsbehörde in Ljubljana zwei Entwicklungen bei: ein deutlicher Nachfragerückgang und eine höhere Leistungsfähigkeit der Infrastruktur. Offensichtlich ist es der Branche seit dem russischen Überfall auf die Ukraine gelungen, das vorhandene Leitungsnetz auf eine andere Lieferstruktur umzustellen.
Gas wird inzwischen nicht mehr überwiegend von Ost nach West transportiert, sondern kreuz und quer durch die Europäische Union. An 40 Prozent der Interkonnektoren hat sich die Haupttransportrichtung gegenüber 2021 geändert. Deutschland bleibt ein wichtiges Transitland, doch das weitergeleitete Gas kommt heute vor allem aus dem Norden und Westen. Frankreich hat sich zu einem Transitland entwickelt und leitet Gas aus Spanien nach Belgien und Deutschland weiter.
Zusätzliche LNG-Terminals und Investitionen in das Leitungsnetz haben neue Transportrouten ermöglicht, die Kapazität erhöht und das Pipelinenetz „rekonfiguriert“. Damit reagierte die Gaswirtschaft auf den Anstieg der LNG-Importe und die Notwendigkeit, die Ukraine mit Unterstützung der EU zu versorgen.
Die neue Struktur des Gasmarktes ist durch einen geringeren Verbrauch und neue Lieferwege geprägt. Im Jahr 2025 lag die Nachfrage nach Erdgas in der EU bei 340 bcm und damit 18 Prozent unter dem Niveau von 2021. Fast die Hälfte wurde durch LNG gedeckt, 2021 waren es erst 23 Prozent.
Stabilisierung des Preisniveaus
Darauf haben sich die Unternehmen nach Ansicht von Acer erfolgreich eingestellt. Als wichtigsten Hinweis nennen die Regulierer die Stabilisierung des Preisniveaus. Zwischen Anfang 2024 und 2026 schwankten die Preise deutlich weniger als in den beiden Jahren zuvor und pendelten sich bei rund 36 Euro/MWh ein. Das lag über dem Niveau vor dem Ukrainekrieg von 31 Euro/MWh, aber deutlich unter dem Durchschnittspreis von 87 Euro zwischen Anfang 2022 und Ende 2023.
Ein weiteres Indiz sei der Rückgang von Engpässen und der damit verbundenen Erlöse der Netzbetreiber. Im vergangenen Jahr waren 24 Interkonnektoren überbucht, ähnlich viele wie im Jahr zuvor. 2023 waren es noch 35, 2022 sogar 50. Die Engpasserlöse lagen zuletzt bei rund 140 Millionen Euro jährlich, gegenüber 52 Millionen Euro im Jahr 2021.
Engpässe bestehen weiterhin in West-Ost-Richtung und im Südosten der EU. Dort steigen die Risiken wegen der wachsenden Nachfrage in der Region und in der Ukraine. Stark ausgelastet sind zudem die Leitungen zwischen Frankreich und Belgien sowie zwischen Deutschland und Polen.
Das neue Gleichgewicht auf dem europäischen Gasmarkt ist damit noch nicht so stabil wie vor dem Ukrainekrieg. Die Unternehmen versuchen jedoch, sich wieder stärker über langfristige Lieferverträge abzusichern. So verhandelt der deutsche Versorger Sefe (vormals Gazprom Germania) über einen Vertrag zur Lieferung von einer Million Tonnen Flüssigerdgas pro Jahr. Der kanadische Energieminister Tim Hodgson sagte am 27. Mai in Vancouver, das Gas werde im geplanten Gasfeld Ksi Lisims in British Columbia gefördert und ab 2030 zur Verfügung stehen. Die Laufzeit des Vertrags soll 20 Jahre betragen. Zudem zeigt sich, dass die Marktteilnehmer ihre Beschaffungsstrategien an die veränderten Rahmenbedingungen angepasst haben. Sie sichern Mengen früher und breiter ab als noch vor wenigen Jahren.
Vorerst macht sich auf dem europäischen Gasmarkt jedoch weiterhin die Krise im Nahen Osten bemerkbar – durch stärkere Preisschwankungen und Preise von mehr als 50 Euro/MWh. Mit einer Rückkehr zu dem Anfang dieses Jahres erreichten Gleichgewicht ist zu rechnen, wenn die Straße von Hormus wieder geöffnet wird.
Vier neue Windparks in den Staatsforsten geplant
Quelle: Shutterstock / Blue Planet Studio
WINDKRAFT ONSHORE. Bis 2030 wollen die Bayerischen Staatsforsten 500 Windräder auf den Weg bringen. Vier neue Projekte bringen das Unternehmen dem Ziel ein wenig näher.
Die Bayerischen Staatsforsten bringen vier neue Windparks in Oberfranken und der Oberpfalz auf den Weg. Die Ausschreibungen für die Projekte in Lichtenfels und Altenkunststadt sowie in den Oberpfälzer Gemeinden Lappersdorf/Wolfsegg (Kreis Regensburg) und Hirschbach (Kreis Amberg-Sulzbach) sind abgeschlossen, wie das Unternehmen in Regensburg mitteilte.
Insgesamt sollen bis zu 17 neue Windräder gebaut werden, das größte Projekt mit sechs Anlagen ist in Lichtenfels geplant. Damit kommen die Staatsforsten ihrem Ziel von 500 Windrädern im Staatswald bis 2030 ein wenig näher. Bislang in Betrieb sind 104 Anlagen. Im Bau sind derzeit 33 Windräder, in Vorbereitung sind mit den neuen Projekten nun 183 weitere. „Jedes neue Windrad, das grünen Strom für die Bürgerinnen und Bürger liefert, ist ein richtiger Schritt in Richtung eigenständiger Energieversorgung für Bayern“, sagte der zum Monatsende in den Ruhestand wechselnde Vorstandschef Martin Neumeyer.
Quelle: Shutterstock
Stärkere Nachfrage nach Preisgarantien und langen Vertragslaufzeiten
UMFRAGE. Eine Umfrage von Eon zeigt eine wachsende Nachfrage nach langfristigen Energieverträgen. Verbraucher achten stärker auf Preisstabilität und die Verlässlichkeit ihres Versorgers.
Für viele Haushalte steht die Absicherung gegen mögliche Preisschwankungen immer häufiger im Vordergrund. Dabei geht es weniger um kurzfristige Preisvorteile als um langfristige Stabilität und zuverlässige Rahmenbedingungen. Das zeigt eine aktuelle, repräsentative Yougov-Umfrage im Auftrag von Eon.
Für 44 Prozent der Befragten hat die Zuverlässigkeit des Anbieters demnach seit Beginn des Konflikts im Iran an Bedeutung gewonnen. Damit gewinnt neben den reinen Energiekosten auch die Wahrnehmung von Versorgungssicherheit und Verlässlichkeit an Gewicht.
„Aktuell würden sich rund 63 Prozent der Deutschen bei Abschluss eines neuen Strom- oder Gasvertrages für einen Tarif mit einer Laufzeit von mindestens einem Jahr entscheiden, 25 Prozent sogar für eine Dauer von 24 Monaten oder länger“, erklärt Martin Endress, CCO bei Eon Energie Deutschland. Tatsächlich verzeichnet auch Eon seit Ausbruch des Iran-Krieges eine steigende Nachfrage nach Tarifen mit längeren Laufzeiten und Preisgarantien.
Anbieter beobachten verändertes Kundenverhalten
Kurzfristige Angebote würden hingegen kritischer bewertet als in den vergangenen Jahren. Der Versorger führt die Entwicklung unter anderem auf das Bedürfnis nach planbaren Ausgaben in einem wirtschaftlich und geopolitisch unsicheren Umfeld zurück. Die Ergebnisse spiegeln eine Entwicklung wider, die sich bereits während der Energiekrise 2022 und 2023 gezeigt hatte. Damals rückten Versorgungssicherheit und kalkulierbare Kosten ebenfalls stärker in den Fokus vieler Haushalte.
Parallel zur Entwicklung im Energievertrieb verzeichnet Eon weiterhin eine hohe Nachfrage nach dezentralen Energielösungen. Besonders bei Photovoltaikanlagen meldet das Unternehmen einen deutlichen Zuwachs. Auch Wärmepumpen und Wallboxen werden nach Unternehmensangaben verstärkt nachgefragt.
Für die Befragung interviewte Yougov zwischen dem 20. und 22. Mai 2026 insgesamt 2.094 Personen online. Die Ergebnisse wurden nach Alter, Geschlecht und Region gewichtet und sind nach Angaben des Instituts repräsentativ für die deutsche Wohnbevölkerung ab 18 Jahren.
Immer mehr Flüssigerdgas-Transporte nach Europa
Regasifizierungseinheit Neptune und LNG-Tanker Arctic Lady in Mukran. Quelle: Deutsche Regas / Oliver Lang
GAS. Energieexperten erwarten: Bis 2029 soll LNG mehr als die Hälfte des Gasaufkommens in West- und Zentraleuropa ausmachen. Im weltweiten Handel mischen auch deutsche Energiekonzerne mit.
Flüssigerdgas wird nach Einschätzung von Energieexperten schon in wenigen Jahren mehr als die Hälfte des Gasaufkommens in den großen Gasmärkten Europas ausmachen. „Der Anteil von Flüssiggas im Gasmix von West- und Zentraleuropa steigt nach unseren Prognosen von 44 Prozent im vergangenen Jahr auf 47 Prozent im Jahr 2027“, sagte Gasmarktexperte Andreas Schröder vom Analysehaus ICIS der Deutschen Presse-Agentur dpa. Für 2029 werde dann ein Anteil von 52 Prozent erwartet.
Als Hauptgrund für die Entwicklung sieht Schröder eine weltweite Ausweitung des LNG-Angebots vor allem in Nordamerika. Die Ausweitung sei so stark, dass sie die temporären Lieferausfälle Katars schnell wieder kompensiere und die Preise für Flüssiggas perspektivisch niedrig halte.
Für seine Analyse hat ICIS die Märkte in zwölf Ländern betrachtet: Großbritannien sowie die EU-Länder Spanien, Frankreich, Deutschland, Italien, Niederlande, Belgien, Polen, Österreich, Tschechien, Slowakei und Ungarn.
Sefe und Uniper haben mehrere LNG-Tanker gechartert
Am weltweiten Handel mit LNG sind auch mehrere deutsche Energiekonzerne beteiligt, vor allem Sefe, Uniper und RWE. So hat etwa Sefe (ehemals Gazprom Germania) nach eigenen Angaben sechs LNG-Gastanker gechartert. LNG-Lieferverträge bestehen mit Produzenten den USA, Westafrika, Südamerika, dem Nahen Osten und Ostasien, wie das Unternehmen auf Anfrage berichtet. „Darüber hinaus bezieht Sefe noch LNG aus einem Altvertrag mit dem russischen Produzenten Yamal, wobei russische LNG-Lieferungen ab 1. Januar 2027 EU-Sanktionen und einem Importverbot unterliegen“, erklärt ein Sprecher. Das LNG werde weltweit geliefert, Europa und Indien seien die wichtigsten Sefe-Märkte. 2025 habe das Unternehmen rund 180 Schiffsladungen an Kunden geliefert.
In ähnlicher Größenordnung war auch der Energiekonzern Uniper unterwegs, der aktuell vier Schiffe gechartert hat. 167 LNG-Schiffsladungen hat das Unternehmen 2025 nach eigenen Angaben gehandelt. „Vor der Krise 2022 waren wir bei 360 Ladungen pro Jahr“, erklärt Uniper-Manager Niels Fenzl, bei Uniper zuständig für den LNG-Ein- und Verkauf sowie Infrastruktur. Uniper will sich an dem erwarteten starken Wachstum des LNG-Markts beteiligen. Derzeit sei man „sehr aktiv“ dabei, das Portfolio wieder auf das alte Niveau hochzubringen oder auch „darüber hinauszuentwickeln“, sagt Fenzl. Langfristige Abnahmeverträge gibt es nach seinen Angaben etwa für Gas aus den USA oder dem australischen Raum.
Auch RWE hat im vergangenen Jahr LNG geliefert und zwar rund neun Millionen Tonnen. Dies entspreche rein rechnerisch 144 Schiffsladungen, erklärt eine Sprecherin. „Langfristig beziehen wir LNG derzeit aus Australien (Woodside) und künftig auch aus den USA.“ Perspektivisch wolle man auch LNG aus dem Nahen Osten beziehen.
Was kosten Elektroautos?
Quelle: E&M / Pixabay
STATISTIK DES TAGES. Ein Schaubild sagt mehr als tausend Worte: In einer aktuellen Infografik beleuchten wir regelmäßig Zahlen aus dem energiewirtschaftlichen Bereich.
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| Zur Vollansicht auf die Grafik klicken Quelle: Statista |
Der durchschnittliche Kaufpreis für Elektroautos liegt in vielen großen Märkten weiterhin über dem von Verbrennern – mit auffälligen Ausnahmen. In Großbritannien kostet ein batterieelektrisches Fahrzeug 61.000 Euro, während ein Verbrenner bei 47.000 Euro liegt. Auch in den USA und in Deutschland zeigt sich ein deutlicher Preisaufschlag, zeigt die Infografik auf Basis von Daten der International Energy Agency.
In Norwegen und China kehrt sich das Bild um: Dort sind Elektroautos günstiger als Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor. In Norwegen liegt der Durchschnittspreis bei 53.400 Euro gegenüber 57.850 Euro, in China bei 21.360 gegenüber 26.700 Euro. Diese Märkte zeigen, dass sich mit zunehmender Verbreitung und politischer Förderung Preisvorteile für Elektroautos realisieren lassen.
Quelle: Jonas Rosenberger
Stadtwerke Energie Jena-Pößneck darf nach Erdwärme suchen
STADTWERKE. Die Stadtwerke Energie Jena-Pößneck dürfen im Raum Jena nach Tiefengeothermie suchen. Das Thüringer Landesamt für Umwelt, Bergbau und Naturschutz hat eine Aufsuchungserlaubnis erteilt.
Die Stadtwerke Energie Jena-Pößneck haben vom Thüringer Landesamt für Umwelt, Bergbau und Naturschutz (TLUBN) die Erlaubnis erhalten, im Feld „Geothermie Jena“ nach geothermischen Ressourcen zu suchen. Das Erlaubnisfeld umfasst rund 264 Quadratkilometer und erstreckt sich über Teile des Raums Jena zwischen Apolda und Dorndorf-Steudnitz im Norden sowie Magersdorf und dem Gebiet südlich von Milda im Süden.
Ziel ist es, die geologischen Bedingungen für eine mögliche Nutzung von Tiefengeothermie in der Region Jena zu untersuchen. Mit der Erlaubnis erhält das Unternehmen das ausschließliche Recht, innerhalb des festgelegten Gebietes geologische Untersuchungen zur möglichen Nutzung von Tiefengeothermie vorzubereiten. Das Aufsuchungsfeld ist bis April 2031 gültig.
Mit der nun erteilten Erlaubnis sind noch keine konkreten Erkundungsmaßnahmen verbunden. Für seismische Untersuchungen, Probebohrungen oder andere Eingriffe sind zusätzliche Genehmigungen notwendig.
Fernwärmetransformation als Hintergrund
Die Stadtwerke prüfen die Nutzung von Tiefengeothermie im Rahmen ihrer langfristigen Wärmestrategie für Jena. Nach Angaben des Unternehmens wird die Fernwärmeversorgung der Stadt derzeit zu 98 Prozent auf Basis von Erdgas bereitgestellt. Bis 2045 soll die Wärmeversorgung emissionsfrei erfolgen.
„Dafür prüfen wir alle Möglichkeiten zur Nutzung vorhandener regenerativer Energiequellen“, begründet Stadtwerke-Geschäftsführer Andre Sack. „Die Geologie im Raum Jena lässt die Verfügbarkeit von Wärme im tiefen Erdreich vermuten. Die nun erteilte Aufsuchungserlaubnis ist ein erster Schritt, um wichtige Erkenntnisse zu gewinnen und in die weiteren Planungen einzusteigen. Prämisse für all unser Handeln bleibt es, die Menschen zuverlässig und bezahlbar mit Wärme zu versorgen.“
Weitere Projekte in Jena
Die Stadtwerke Jena Jena-Pößneck suchen aber nicht nur nach Erdwärme. Der Versorger plant unter anderem auch, Abwasserwärme aus der Kläranlage Jena-Zwätzen für Unternehmen in einem Gewerbegebiet nutzbar zu machen (wir berichteten). Dabei soll die Wärme des gereinigten Abwassers der zentralen Kläranlage Jena-Zwätzen künftig Unternehmen im Gewerbegebiet Jena-Nord zur Verfügung gestellt werden.
Eine erstellte Machbarkeitsstudie ermittelte ein wirtschaftlich nutzbares Potenzial von rund 120 Gigawattstunden pro Jahr, was dem durchschnittlichen Jahreswärmebedarf von etwa 10.000 Haushalten entspricht. Neben der Analyse des aktuellen Wärmebedarfs wurden auch Aspekte der Genehmigung und Netzplanung berücksichtigt. Die Stadtwerke sind im Jahr 2025 in die Entwurfs- und Genehmigungsplanung einsteigen. Der Baustart ist für 2028 vorgesehen.
Zudem haben die Stadtwerke im vergangenen Jahr das Projekt „Dampfablösung“ abgeschlossen und das bisherige Dampfnetz im Süden Jenas stillgelegt. Seit 2019 setzten sie dafür 24 Einzelmaßnahmen mit einem Investitionsvolumen von rund 6,8 Millionen Euro um.
Mit der Umstellung wurden die verbliebenen Kunden des sieben Kilometer langen Dampfnetzes an das Heißwasser-Fernwärmenetz angeschlossen. Hintergrund ist die sinkende Nachfrage nach Prozessdampf sowie die Tatsache, dass ein Hochtemperatur-Dampfnetz nur eingeschränkt für erneuerbare Wärmequellen geeignet ist.
Projekt will Mikrowärmenetze in die Breite bringen
Quelle: shutterstock
F&E. Das Forschungsprojekt „GemeinsamWaermer“ soll Kommunen die Planung und Umsetzung von Mikrowärmenetzen − auch Gebäudenetze genannt − erleichtern.
Das Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) hat gemeinsam mit mehreren Partnern das Projekt „GemeinsamWaermer“ gestartet. In den kommenden zwei Jahren sollen Konzepte und Werkzeuge entstehen, die Kommunen bei der Umsetzung von Mikrowärmenetzen unterstützen.
Beteiligt sind neben dem Fraunhofer IEE der Werra-Meißner-Kreis, die Stadt Kassel, das Institut für Klimaschutz, Energie und Mobilität (IKEM), das Netzwerk Energiewende Jetzt sowie das House of Energy. Die Projektpartner wollen auf Basis von Erfahrungen aus Kassel und dem Werra-Meißner-Kreis Ansätze entwickeln, die sich auf andere Kommunen übertragen lassen. Das Bundeswirtschaftsministerium fördert das Vorhaben mit rund 1,4 Millionen Euro.
Mikrowärmenetze verbinden bis zu 15 Gebäude über eine gemeinsame Wärmeversorgung. Im Gebäudeenergiegesetz gelten sie als Gebäudenetze. Nach Einschätzung der Projektpartner bleiben Mikrowärmenetze trotz ihres Potenzials bislang eine Nischenlösung. Fehlende Praxiserfahrungen, rechtliche Unsicherheiten sowie offene Fragen zur Wirtschaftlichkeit und Akzeptanz erschweren vielerorts die Umsetzung. Das Projekt soll diese Hürden untersuchen und Lösungen entwickeln.
Die Stadt Kassel bringt ihre Erfahrungen aus der kommunalen Wärmeplanung sowie aus Quartiersprojekten ein. Auch die Landkreise Kassel und Waldeck-Frankenberg beteiligen sich als assoziierte Partner am Erfahrungsaustausch und an der Datenerhebung.
Online-Werkzeuge und Leitfäden geplant
Zentrales Ziel des Vorhabens ist die Bereitstellung praxisnaher Informationen für Kommunen, Energiegenossenschaften, Energieversorger und Gebäudeeigentümer. Geplant sind digitale Entscheidungshilfen, Leitfäden, Best-Practice-Beispiele und weitere Werkzeuge, die die Planung und Umsetzung von Mikrowärmenetzen unterstützen sollen.
Das Fraunhofer IEE übernimmt als Projektleitung die Analyse und Bewertung technischer sowie wirtschaftlicher Konzepte. Das IKEM untersucht Akzeptanzfaktoren, rechtliche Rahmenbedingungen und mögliche regulatorische Hemmnisse. Zudem sollen Empfehlungen für verschiedene Betreiber- und Organisationsmodelle entstehen.
Das Netzwerk „Energiewende Jetzt“ verantwortet die Einbindung zivilgesellschaftlicher Akteure. Das House of Energy koordiniert den Wissenstransfer und die Verbreitung der Projektergebnisse. Workshops und ein projektbegleitender Kreis sollen Kommunen, Bürger, Energieversorgungsunternehmen und weitere Beteiligte frühzeitig einbinden.
Die Projektpartner verstehen Mikrowärmenetze als ergänzende Versorgungsoption zwischen Einzelheizungen und großflächigen Wärmenetzen. Der Schwerpunkt liegt darauf, Erfahrungen aus konkreten Anwendungsfällen in standardisierte Handlungsempfehlungen zu überführen.
Mit den im Projekt entwickelten Konzepten sollen Kommunen künftig schneller bewerten können, ob Mikrowärmenetze für bestimmte Quartiere oder Ortsteile geeignet sind. Die Ergebnisse sollen nach Projektende bundesweit verfügbar sein und die Umsetzung entsprechender Vorhaben erleichtern.
Das GuD Dradenau im Hamburger Hafen gilt als Herzstück der künftigen Wärmeversorgung. Quelle: HEnW
Hamburg beschleunigt Wärmewende
BILANZ. Mit Milliardeninvestitionen treiben die Energiewerke Hamburg die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung voran. Sie setzen dabei auf Abwärme, erneuerbare Energien und neue Infrastrukturen.
Die Hamburger Energiewerke (HEnW) haben das Geschäftsjahr 2025 mit einem positiven Ergebnis von 19,3 Millionen Euro abgeschlossen und liegen damit rund 5 Prozent über Plan. Im Vorjahr hatten die HEnW noch ein Ergebnis von 48,9 Millionen Euro erzielt. Den im Vergleich zu den Vorjahren niedrigeren Gewinn begründen die HEnW mit höheren Zinsaufwendungen und Abschreibungen aufgrund der Investitionstätigkeiten sowie rückläufigen Marktpreisen.
Seit dem Jahr 2022 haben die HEnW rund 1,5 Milliarden Euro in die Wärmewende investiert. Das Ergebnis: Bereits rund ein Drittel der Wärme im Hamburger Stadtnetz stammt aus klimaneutralen Quellen. Damit gehört Hamburg bundesweit zu den Vorreitern bei der Dekarbonisierung großer Fernwärmesysteme.
Einen wesentlichen Beitrag leistet die Nutzung industrieller Abwärme. Seit dem vergangenen Jahr speist der Kupferhersteller Aurubis Prozesswärme in das Fernwärmenetz ein. Unterstützt wird die Integration durch einen neuen Wärmespeicher, der mehr Flexibilität ermöglicht. Der Anteil von Wärme aus Industrieabwärme und Müllverwertung am Fernwärmemix stieg dadurch von 19 Prozent im Jahr 2022 auf inzwischen 31 Prozent. Nach Angaben der Hamburger Energiewerke profitieren rechnerisch rund 540.000 Wohneinheiten von den Fortschritten bei der Dekarbonisierung.
Fernwärme bleibt das Rückgrat der Transformation
Gleichzeitig investieren die HEnW in den weiteren Ausbau ihrer Erzeugungs- und Speicherinfrastruktur. Herzstück der künftigen Wärmeversorgung ist der Energiepark Hafen. Mehrere zentrale Komponenten, darunter die Power-to-Heat-Anlage, die Abwasser-Wärmepumpe und ein großdimensionierter Wärmespeicher, sind bereits fertiggestellt. Auch die sogenannte Südleitung zur Anbindung an das Stadtnetz steht kurz vor der Inbetriebnahme.
Entscheidend für den Gesamtbetrieb ist die neue Gas- und Dampfturbinenanlage (GuD), die künftig verschiedene klimafreundliche Wärmequellen bündeln wird. Die Anlage ist nach Unternehmensangaben zu mehr als 90 Prozent fertiggestellt und soll Ende des Jahres in Betrieb gehen. Um die Versorgungssicherheit während des Übergangs zu gewährleisten, bleibt das Heizkraftwerk Wedel bis zum Ende der Heizperiode 2026/2027 parallel in Betrieb. Die endgültige Stilllegung ist für den 1.Juli 2027 vorgesehen.
Bis spätestens 2030 wollen die Hamburger Energiewerke vollständig aus der Kohleverstromung aussteigen. Dafür sind weitere erhebliche Investitionen geplant. Nach Angaben der Geschäftsführung sollen bis zum Ende des Jahrzehnts rund 1,87 Milliarden Euro in das Fernwärmesystem sowie weitere 700 Millionen Euro in den Ausbau erneuerbarer Energien fließen.
Ausbau Erneuerbarer und neue Angebote für Haushalte
Neben der Wärmewende setzen die HEnW auch auf den Ausbau der eigenen Ökostromerzeugung. Im Jahr 2025 übernahm das Unternehmen Mehrheitsanteile an zwei Freiflächen-Solarparks mit Batteriespeichern im Raum Schwerin. Zusätzlich wurde der eigene Solarpark Northeim in Betrieb genommen. Die drei Anlagen erzeugten in diesem Jahr bereits rund 45.000 MWh Strom – ausreichend, um rechnerisch etwa 18.000 Zwei-Personen-Haushalte mit Energie zu versorgen.
Auch im Privatkundensegment erweitert der Versorger sein Angebot. Seit 2024 vermitteln die HEnW gemeinsam mit regionalen Handwerksbetrieben Photovoltaikanlagen und Wärmepumpen. Die Nachfrage entwickelt sich dynamisch: Rund 250 Anfragen für PV-Anlagen und mehr als 500 für Wärmepumpen wurden bislang registriert. Ergänzt wird das Portfolio inzwischen durch Wallboxen für die Elektromobilität.
Für Hamburgs Umweltsenatorin und Aufsichtsratsvorsitzende Katharina Fegebank zeigt die Entwicklung, dass die Stadt trotz schwieriger energiepolitischer Rahmenbedingungen konsequent an ihren Klimazielen festhält. Die Hamburger Energiewerke seien dabei ein zentraler Baustein für eine resiliente, klimafreundliche und langfristig unabhängige Energieversorgung.
Christiane Preuß, Geschäftsführerin der Hamburger Energiewerke, forderte mehr Planungssicherheit bei Förderprogrammen und regulatorischen Rahmenbedingungen, um die Investitionen in die Energie- und Wärmewende verlässlich fortsetzen zu können.
Stadtwerke Burg setzen beide Geschäftsführer vor die Tür
Quelle: Jonas Rosenberger
PERSONALIE. Paukenschlag in Burg: Die beiden Stadtwerke-Geschäftsführer wurden in einer nichtöffentlichen Sondersitzung des Stadtrats abgesetzt.
Was am 1. Juni hinter verschlossenen Türen stattfand, wurde am 3. Juni offiziell bekannt gegeben: Annette Meyer und Swen Löppen sind nicht mehr Geschäftsführer der Stadtwerke Burg in Sachsen-Anhalt.
In einer Mitteilung des Versorgers ist von einer Pflichtverletzung der bisherigen Geschäftsführung die Rede, die eine Untersuchung durch externe Experten zutage gebracht habe. Daraus hätten sich schwere Konsequenzen für das Unternehmen ergeben, nämlich ein „möglicher Schaden in sechsstelliger Höhe“. Um weiteren Schaden abzuwenden, habe man sich zu der sofortigen Trennung gezwungen gesehen.
Darüber hinaus ist man bei den Stadtwerken bemüht, Kundinnen und Kunden zu beruhigen: Für sie werde sich nichts ändern, die Geschäfte würden selbstverständlich in vollem Umfang weiterlaufen und man sei wirtschaftlich stabil aufgestellt, heißt es.
Weitere Einzelheiten zu den möglichen Verfehlungen der Geschäftsführer wollte die Rathausspitze gegenüber lokalen Medien nicht nennen. Auch eine Nachfrage der Redaktion beim Versorger lief ins Leere: „Aus innerbetrieblichen Gründen“ gab es am Donnerstag nur Kontakt mit dem Anrufbeantworter der Stadtwerke.
Führungslos sind die Stadtwerke der 22.500-Einwohner-Kommune in der Nähe von Magdeburg unterdessen nicht. Am Mittwoch wurde auch bekannt, dass Christoph Widera und Florian Klitsch als Interims-Geschäftsführer bestellt sind und das Unternehmen ab sofort leiten.
Icontest erweitert Geschäftsführung für Ausbau des Deutschlandgeschäfts
(v.l.) Mark Erdei, Andreas Preuß, Peter Dobozi. Quelle: Icontest
PERSONALIE. Die „iCONTEST“ GmbH hat Andreas Preuß zum Geschäftsführer berufen. Das Unternehmen will so seine Marktposition in Deutschland stärken und die Netzplattform Wizzgrid weiter etablieren.
Mit Andreas Preuß erweitert die Icontest GmbH ihre Geschäftsführung. Der Manager ergänzt künftig die Führung des Unternehmens um die beiden Eigentümer und Geschäftsführer Peter Dobozi und Mark Erdei. Die Personalie soll dazu beitragen, das Deutschlandgeschäft auszubauen und die Vermarktung der Softwareplattform Wizzgrid voranzutreiben.
Preuß kenne das Geschäftsmodell des Unternehmens, die Kundenanforderungen sowie die Besonderheiten des deutschen Energiemarktes, erklärte Dobozi. Gemeinsam solle die Position von Wizzgrid als Lösung für die Herausforderungen der Energiewende weiter gestärkt werden.
Die zunehmende Einspeisung erneuerbarer Energien, wachsende Netzkomplexität und neue regulatorische Anforderungen erhöhten den Druck auf Netzbetreiber und Stadtwerke, ihre Prozesse zu digitalisieren. Hier setzt nach Unternehmensangaben die Plattform Wizzgrid an. Die Software unterstützt Netzbetreiber bei Netzbetrieb, Netzplanung sowie der Integration dezentraler Erzeugungsanlagen und soll eine transparentere und effizientere Steuerung bestehender Netzinfrastrukturen ermöglichen.
Preuß erklärte, Wizzgrid sei aus den praktischen Anforderungen des Netzbetriebs heraus entwickelt worden. Ziel sei es, insbesondere kleinen und mittleren Stadtwerken Werkzeuge zur Verfügung zu stellen, die sich schnell implementieren ließen und konkrete Probleme im Netzbetrieb lösten.
Nach Angaben von Icontest wird die Plattform bereits in mehreren europäischen Märkten eingesetzt. Für den deutschen Markt setzt Icontest auf eine Cloud-Infrastruktur im Hochsicherheitsrechenzentrum des Partners Darz in Darmstadt. Die Erweiterung der Geschäftsführung sei Teil der Strategie, die Zusammenarbeit mit Netzbetreibern und Stadtwerken auszubauen und das weitere Wachstum in Deutschland voranzutreiben, heißt es in einer Unternehmensmitteilung. Bisher ist im deutschen Markt eine Zusammenarbeit mit den Stadtwerken Mühlheim am Main bekannt, die bei einer gemeinsamen Veranstaltung von Wizzgrid und Darz als Anwender vorgestellt wurden.
Tennet ist „Leader“ im ESG-Ranking
Arbeiten an einer 380-kV-Leitung von Tennet bei Erlangen (Bayern). Quelle: Günter Drewnitzky
STROMNETZ. Tennet Germany hat ein MSCI ESG-Rating von AA erhalten und zählt damit zur weltweiten Gruppe der „Leader“ im Utilities-Sektor.
Ein ESG-Ranking bewertet Unternehmen danach, wie gut sie in den Bereichen Environmental (Umwelt), Social (Soziales) und Governance (Unternehmensführung) aufgestellt sind. Besonders positiv bewertet wurden, wie es in einer Mitteilung von Tennet heißt, die Themenfelder Biodiversität und Flächennutzung sowie Chancen im Bereich erneuerbarer Energien. Ergänzt werde das Ergebnis durch eine starke Bewertung im Bereich Corporate Behaviour.
Das MSCI ESG-Rating wird von MSCI ESG Research LLC vergeben, einer Tochtergesellschaft des Finanzdienstleisters MSCI Inc. (Morgan Stanley Capital International).
„Das AA-Rating von MSCI ist eine weitere externe Bestätigung unserer Nachhaltigkeitsbestrebungen und unserer Fähigkeit, langfristige ESG-Risiken zu steuern. Eine konsistente ESG-Performance stärkt unsere Glaubwürdigkeit bei Kapitalmarktteilnehmern und unterstützt attraktive Finanzierungskonditionen für unsere Investitionen in den Ausbau und die Modernisierung des Übertragungsnetzes“, erklärte dazu CFO Markus Binder. Man verstehe das Rating darüber hinaus als Auftrag, die ESG-Performance kontinuierlich weiterzuentwickeln und vor allem Governance und Transparenz weiter zu stärken.
MSCI ESG-Ratings bewerten die Widerstandsfähigkeit von Unternehmen gegenüber langfristigen ESG-Risiken. Dafür werden sieben Bewertungskategorien, sogenannte Key Issues, auf einer Skala von 1 bis 10 analysiert und anschließend in ein finales Gesamtrating von AAA bis CCC überführt. Unternehmen mit Ratings in den Kategorien AA und AAA gelten als „Leader“.
Mit einem gewichteten durchschnittlichen Key-Issue-Score von 6,7 und einem branchenbereinigten Score von 7,7 weist Tennet Germany im Vergleich zu globalen Peers im Utilities-Sektor eine überdurchschnittliche ESG-Performance auf. Das Rating (provisional) stellt eine stichtagsbezogene Bewertung (point-in-time assessment) dar.
Schwäbisch Haller Photovoltaikprojekt vollständig gezeichnet
Quelle: Stadtwerke Schwäbisch Hall
BETEILIGUNG. Insgesamt 195 Bürgerinnen und Bürger beteiligen sich am Solarpark Steinäcker. Das Beteiligungsvolumen von 1,4 Millionen Euro wurde vollständig gezeichnet.
Die Bürgerbeteiligung am Photovoltaikprojekt „Steinäcker“ der Stadtwerke Schwäbisch Hall ist abgeschlossen. Wie das Unternehmen mitteilte, wurde das vorgesehene Beteiligungsvolumen von 1,4 Millionen Euro vollständig gezeichnet. Insgesamt beteiligen sich 195 Bürgerinnen und Bürger aus den Landkreisen Schwäbisch Hall, Hohenlohe und Heilbronn an dem Projekt.
Die Zeichnungsphase für das Bürgerenergieprojekt begann im November 2025. Ende Mai 2026 sei die maximale Investitionssumme erreicht worden. Die Stadtwerke sehen darin ein Indiz für die hohe Nachfrage nach regionalen Beteiligungsmöglichkeiten im Bereich der erneuerbaren Energien. Bereits die beiden vorangegangenen Bürgerenergieprojekte des Unternehmens seien auf großes Interesse gestoßen.
Der Solarpark Steinäcker in Schwäbisch Hall-Sulzdorf verfügt über eine installierte Leistung von 10,76 MWp und umfasst rund 24.000 Solarmodule. Nach Angaben der Stadtwerke handelt es sich um die bislang größte Photovoltaikanlage des Unternehmens. Die Anlage soll Strom für mehrere tausend Haushalte in der Region erzeugen. Betreiberin ist die Bürgerenergie Steinäcker GmbH & Co. KG, eine Tochtergesellschaft der Stadtwerke Schwäbisch Hall.
Wolfgang Häfele, Geschäftsführer der Bürgerenergie Steinäcker GmbH & Co. KG, wertete die hohe Beteiligung als Zeichen für die Akzeptanz der Energiewende in der Region. Viele Menschen wollten sich aktiv an Projekten vor Ort beteiligen, die transparent gestaltet seien und zur regionalen Wertschöpfung beitrügen, erklärte er.
Qualifiziertes Nachrangdarlehen mit Laufzeit bis 2035
Das Beteiligungsmodell sah eine Mindestanlage von 500 Euro vor. Pro Person konnten bis zu 25.000 Euro investiert werden. Die Beteiligung erfolgt über ein qualifiziertes Nachrangdarlehen mit einer Laufzeit bis zum 30. Juni 2035. Die jährliche Verzinsung beträgt nach Unternehmensangaben 3,0 Prozent. Die erste Zinszahlung soll bereits im Juni 2026 erfolgen.
Wie es bei Beteiligungen dieser Art üblich ist, besteht volle Transparenz über den Finanzplan. Laut Vermögensanlagen-Informationsblatt (VIB) laufen die Gesamtinvestitionen für die Anlage auf rund 6,7 Millionen Euro hinaus. Etwas weniger als 20 Prozent trägt das Bürgergeld bei, 700.000 Euro Eigenkapital stecken die Haller Stadtwerke in das Projekt. Den größten Teil, rund 4,6 Millionen Euro, nimmt der Versorger bei einer regionalen Bank auf.
Für den Standort des Sonnenkraftwerks ist eine Mischnutzung vorgesehen. Schafe sollen dort später heimisch werden und zudem ist eine weitere landwirtschaftliche Nutzung angedacht.
Mit dem Projekt Steinäcker setzen die Stadtwerke Schwäbisch Hall ihre Reihe regionaler Bürgerenergieprojekte fort. Weitere Beteiligungsangebote seien derzeit jedoch nicht geplant, teilte das Unternehmen mit.
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Marktkommentar pausiert an Fronleichnam
Quelle: E&M
IN EIGENER SACHE. Aufgrund des Feiertags Fronleichnam erscheint in der heutigen Daily kein Marktkommentar.
Die regelmäßige Berichterstattung zu den Entwicklungen an den Strom-, CO2- und Gasmärkten setzen wir am 5. Juni wie gewohnt fort.
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